Файл: Выпускной квалификационной работы Выбор способа очистки оборудования для сбора и подготовки скважиной продукции нефтяного месторождения.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 22.11.2023
Просмотров: 119
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
состоящие в основном из продуктов нефти, механических примесей (песка, глин, оксидов металла) и воды. Основной причины образования нефтяных шламов, являются процессы физико-химического взаимодействия нефтепродуктов с кислородом, влагой и механическими примесями, в объёме отдельных нефтеприемных резервуарах. В результате этих процессов происходит частичное окисление исходных нефтепродуктов с образованием в дальнейшем смолоподобных соединений. Попадание в объем нефтепродукта влаги и механических загрязнений приводит к образованию водно-масляных эмульсий и минеральных дисперсий.
Нефтяной шлам наиболее активно образуется в отдельно взятых емкостях, в которых скорость фильтрации флюида позволят коагулированию частицам АСПО с механическими примесями. Основными местами формирования данных отложений являются сепараторы отстойного типа, где фильтрация флюида происходит в небольшом темпе, что позволяет формироваться шламу, такая же проблема присутствует в резервуарах хранения нефти. В данных объектах формирование осадочного шлама привод к уменьшению полезного объема вмещения нефти, за счет формирования большого малопроницаемого слоя на дне и стенках резервуара, состоящего из механических примесей, связанных в большей степени высоко вязкими продуктами нефти, высота слоя доходит до нескольких метров за 5-7 лет эксплуатации РВС.
Проблема формирования нефтяного шлама очень велика, из-за обширности появления данного вида осадка почти в каждом оборудовании, так как процесс формирования происходит почти везде, но особо выражено оно протекает в местах снижения скорости. Появление шлама в оборудование может повлиять на его работоспособность, так как механические примеси могут закупоривать места перегибов и движения оборудования, тем самым уменьшать его номинальную рабочую способность и привести в нерабочее состояние, что повлияет на весь процесс добычи или переработки. Из-за данной проблемы в нефтяной промышленности стоит
Нефтяной шлам наиболее активно образуется в отдельно взятых емкостях, в которых скорость фильтрации флюида позволят коагулированию частицам АСПО с механическими примесями. Основными местами формирования данных отложений являются сепараторы отстойного типа, где фильтрация флюида происходит в небольшом темпе, что позволяет формироваться шламу, такая же проблема присутствует в резервуарах хранения нефти. В данных объектах формирование осадочного шлама привод к уменьшению полезного объема вмещения нефти, за счет формирования большого малопроницаемого слоя на дне и стенках резервуара, состоящего из механических примесей, связанных в большей степени высоко вязкими продуктами нефти, высота слоя доходит до нескольких метров за 5-7 лет эксплуатации РВС.
Проблема формирования нефтяного шлама очень велика, из-за обширности появления данного вида осадка почти в каждом оборудовании, так как процесс формирования происходит почти везде, но особо выражено оно протекает в местах снижения скорости. Появление шлама в оборудование может повлиять на его работоспособность, так как механические примеси могут закупоривать места перегибов и движения оборудования, тем самым уменьшать его номинальную рабочую способность и привести в нерабочее состояние, что повлияет на весь процесс добычи или переработки. Из-за данной проблемы в нефтяной промышленности стоит
вопрос наиболее рентабельного и экологически незагрязняющего метода борьбы и очистки объектов добычи и подготовки нефти. [19]
Образование осадка в емкостях связано с выделением и последующим осаждением твердой фазы. Выделение твердой фазы зависит от физико- химических характеристик нефти, температуры кристаллизации АСПО и ряда других факторов, а интенсивность накопления осадков зависит от конструктивных и технико-эксплуатационных особенностей емкостей.
Верхний слой нефтяного шлама - это обводненный нефтяной продукт, содержащий до 5% тонкодисперсных примесей, и принадлежит к категории эмульсий «вода в масле». Данный слой содержит 70-80% масел, 7-20% смол,
6-25% асфальтенов, 1-4% парафинов, содержание воды не более 5-8%
(рисунок1.2.1).
Рисунок 1.2.1 – Диаграмма процентного содержания веществ в верхнем слое
Органическая часть недавно образованного верхнего слоя нефтяного шлама по свойствам и составу сходна с хранящимися в резервуарах исходными нефтепродуктами.
70-80%
5-8%
6-25%
1-4%
7-20%
Процентное содержание верхнего слоя
1 2
3 4
5
Образование осадка в емкостях связано с выделением и последующим осаждением твердой фазы. Выделение твердой фазы зависит от физико- химических характеристик нефти, температуры кристаллизации АСПО и ряда других факторов, а интенсивность накопления осадков зависит от конструктивных и технико-эксплуатационных особенностей емкостей.
Верхний слой нефтяного шлама - это обводненный нефтяной продукт, содержащий до 5% тонкодисперсных примесей, и принадлежит к категории эмульсий «вода в масле». Данный слой содержит 70-80% масел, 7-20% смол,
6-25% асфальтенов, 1-4% парафинов, содержание воды не более 5-8%
(рисунок1.2.1).
Рисунок 1.2.1 – Диаграмма процентного содержания веществ в верхнем слое
Органическая часть недавно образованного верхнего слоя нефтяного шлама по свойствам и составу сходна с хранящимися в резервуарах исходными нефтепродуктами.
70-80%
5-8%
6-25%
1-4%
7-20%
Процентное содержание верхнего слоя
1 2
3 4
5
Небольшой по объему слой, так называемый средний, представляет эмульсию типа «масла в воде». Он содержит 1,5-15% механических примесей и 70-80% воды.
Последующий слой образован отстоявшейся минерализованной водой, плотность которой 1,01-1,19 г/см
3
Нижний слой представлен твердой фазой, которая включает в себя органики до 45%, твердые механические примеси 52-88%, окислы железа, содержание воды до 25%.
Нефтеные осадки внутри резервуара распределяются неравномерно. На рисунке 1.2.2 представлено распределение нефтеосадка и характерные зоны по уровню коррозионного поражения нижнего пояса стенки резервуара.
Рисунок 1.2.2 – Распределение осадка по днищу резервуара типа РВС
Проведено большое количество исследований, которые установили, что смолы нельзя рассматривать как компонент способный самостоятельно быть источником образования строительного материала для формирования смоло-парафиновых отложений. Для образования большого количества осадка необходимо присутствие кристаллов парафина. Одновременное присутствие всех перечисленных компонентов ведет к образованию большого объема осадка с плотной консистенцией.
Для установления закономерностей процесса осадкообразования в парафинистых нефтях, были проведены исследования нефти. На основе полученных результатов была построена зависимость общего содержания взвеси от температуры четырёх видов нефти с разных месторождений
(рисунок 1.2.3).
Рисунок 1.2.3 – Зависимость Содержания смоло-парафиновой взвести в нефти от температуры
Учёными были проведены исследования по образованию высокомолекулярных органических соединений, смолисто-асфальтеновых веществ, парафиновых отложений на стенках нефтяных резервуаров, а также физико-химические свойства этих отложений.
Установлено, что максимальные отложения происходят в осенне-зимний период времени.
Работы по очистке весьма трудоемкий процесс и приобретает особое значение для головных станций с большими резервуарными парками, которые работают в условиях высокой годовой оборачиваемости. В связи с этим вопрос очистных работ в настоящее время привлекает к себе большое внимание, в следствии чего можно найти разнообразные методы и подходы к
способу очистке резервуаров по хранению нефти, но не всегда ряд методов очистных работ подходит из-за физико-химического состава нефтепродуктов и природных условий местонахождения, строения резервуара и т.д.
Процентное содержание механических частиц в нефтяном шламе завит во много от свойств и вида слагающих горных пород нефтеносной пласт, метода и стадии разработки нефтяного месторождения.
Процентное содержание механических частиц в нефтяном шламе завит во много от свойств и вида слагающих горных пород нефтеносной пласт, метода и стадии разработки нефтяного месторождения.
2
Влияние асфальто-смолистых и парафиновых отложений, на
формирование нефтяного шлама
2.1
Виды нефтяного шлама
В процессе производственной деятельности при добыче, переработки и транспортировке нефти могут образуется нефтяные осадки, представленные
АСПО и механическими примесями. Поскольку большинство шлама формируются в результате взаимодействия с конкретной по своим условиям окружающей средой и в течение определенного промежутка времени, одинаковых по физико-химическим характеристикам и составу шламов в природе не существует. [17]
При многообразии нефтяных отходов в обобщенном виде нефтяные шламовые накопления могут быть подразделены на несколько группы согласно условиям их образования:
грунтовые образуются в случаях пролива нефтепродуктов и сырой нефти на почву в процессе производства или аварийных ситуациях;
придонные образуются при оседании разливов нефти на дне водоема;
резервуарного типа образуются при перевозке нефтепродуктов и хранения в емкостях различной конструкции;
нефтяные шламы, которые образуются в процессе добычи нефти, добываемые на поверхность земли из нефтяного пласта нефть содержит мелкодисперсные гранулы воды, взвешенные частицы горных пород, растворенные в ней газы и соли. Однако добываемая нефть, в большинстве случаев, проходит предварительно промысловую подготовку, в основном она предназначена для экспорта или для транспортировки на нефтеперерабатывающие заводы, находящиеся в отдаленных от места добычи районах. Все эти примеси вызывают серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья, которые вызывают обильную коррозию оборудования. Перед транспортированием сырая нефть
проходит этап подготовки: из нее удаляется большое количество механических примесей, вода, выпавшие твердые углероды и соли.
Впоследствии вода снова закачивается в нефтяной пласт для поддержания давления, а механические примеси с нефтью превращаются в нефтяной шлам.
Углеводородный компонент нефтяных шламов может быть представлен различными соединениями, которые в результате осаждения и хранения, под действием разных процессов, могут преобразовываться в другие соединения за счет процессов конденсации, полимеризации, изомеризации. [14]
В результате лабораторных исследований соотношение нефтепродуктов в нефтяных шламах резервуарного типа, механических примесей (частицы глины, песка, ржавчины и т.д.) и воды происходит колебание в пределах 5-90% составляют углеводороды, 1-52% - вода, 0,8-65% твердые примеси, зависимость представлена на рисунке 2.1.1.
1-содержантие углеводорода; 2- содержание воды; 3- содержание твердых частиц;
1 2
3
5%
1%
0,80%
90%
52%
65%
ДИАГРАММА ПРОЦЕНТНОГО
СОДЕРЖАНИЯ
Ряд1
Ряд2
Впоследствии вода снова закачивается в нефтяной пласт для поддержания давления, а механические примеси с нефтью превращаются в нефтяной шлам.
Углеводородный компонент нефтяных шламов может быть представлен различными соединениями, которые в результате осаждения и хранения, под действием разных процессов, могут преобразовываться в другие соединения за счет процессов конденсации, полимеризации, изомеризации. [14]
В результате лабораторных исследований соотношение нефтепродуктов в нефтяных шламах резервуарного типа, механических примесей (частицы глины, песка, ржавчины и т.д.) и воды происходит колебание в пределах 5-90% составляют углеводороды, 1-52% - вода, 0,8-65% твердые примеси, зависимость представлена на рисунке 2.1.1.
1-содержантие углеводорода; 2- содержание воды; 3- содержание твердых частиц;
1 2
3
5%
1%
0,80%
90%
52%
65%
ДИАГРАММА ПРОЦЕНТНОГО
СОДЕРЖАНИЯ
Ряд1
Ряд2
1 ряд – минимальное содержание; 2 ряд – максимальное содержание;
Рисунок 2.1.1 – Процентное содержания веществ
2.2
Физико-химические свойства нефтяных отложений
Изменение составов нефтяных шламов имеет большое разнообразие из- за физико-химических характеристик слагающих элементов.
Плотность нефтяных шламов варьируется в пределах 830-1700 кг/м
3
, а температура застывания меняется от -3℃ до +80℃, температура вспышки от
35
℃ до 120℃ данные характеристики в основном зависят от процентного содержания асфальтосмолопарафинистых фракций и механических примесей в нефтепродукте.
Образование эмульсий типа вода-масло происходит при попадании воды в нефтяные продукты, из-за стабилизации содержания в нефтепродуктах природных стабилизаторов: асфальтенов, парафинов и смол.
Асфальтены - наиболее высокомолекулярные компоненты нефти.
Твёрдые хрупкие вещества чёрного или бурого цвета; размягчаются в инертной атмосфере при 200—300 °С с переходом в пластичное состояние; плотность варьируется около 1,1 г/см
3
; среднечисленная молекулярная масса находится в пределах 1000—5000, индекс полидисперсности 1,2—3,5.
Нефтяные парафины представляют собой смесь высокомолекулярных углеводородов, состоящую в основном из углеводородов общей формулы
СхН2х с примесью твердых нафтеновых, ароматических и смешанных нафтеново-ароматических углеводородов. Начиная с гексадекана С16Н34 и выше, парафиновые углеводороды при комнатной температуре находятся в твердом состоянии, причем с повышением их молекулярного веса увеличивается и температура плавления.
Состав и свойства нефтяных смол зависят от химической природы нефти. Смолы представляют собой очень вязкие малоподвижные жидкости, а иногда и твердые аморфные вещества от темно-коричневого до бурого цвета.
Плотность их близка к 1,1 г/мл, молекулярная масса от 600 до 1000.
Нефтяные шламы резервуарного происхождения по составу и свойствам принадлежат к разным типам, поэтому, в процессе переработки шламов и зачистки применяются различные технологические приемы. Это зависит от физико-механических характеристик нефтяных шламов. Основная часть состоит из нефтепродуктов высокой вязкости представленные АСПО фракциями, водой и большим процентом механических примесей разных размеров и форм. [2]