CC BY
18
© А.Н. Гульков, В.Д. Лапшин, 2013
УЛК 553.982
А.Н. Гульков, В.Д. Лапшин
СОХРАНЕНИЕ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ЗА СЧЁТ РАЦИОНАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПРОМЫСЛОВОЙ ПЕРЕРАБОТКИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
В последние годы нефтедобыча шагнула в Арктику, где находятся трудно-извлекаемые высоковязкие парафинистые нефти в условиях вечной мерзлоты. В результате этого затраты на промысловую переработку пластовой нефти, которые всегда составляли не менее 50% всех капитальных затрат отрасли, резко повысились. Цель данной работы состоит в представлении одного из наиболее рациональных способов промысловой переработки пластовой нефти и её последующей транспортировки на перерабатывающие заводы.
Ключевые слова: попутный нефтяной газ, промысловая переработка, трубопроводный транспорт, газовые гидраты.
Капиталоёмкость инфраструктуры промысловой переработки нефти достаточно долгое время составляла 50 % всех капиталовложений нефтедобывающей промышленности РФ и СССР [1]. При этом, если не предпринять должных мер, промысловая переработка в ближайшее время станет ещё дороже, как в отношении капитальных, так и эксплуатационных затрат, учитывая, что уже сегодня около 90 % всех запасов нефти в России составляют трудноизвлекаемые высоковязкие парафинистые нефти, большинство месторождений которых, находится в зоне вечной мерзлоты [2]. В России в 2012 г. добыто 518 млн т нефти, из которых более 70 % составили вязкие нефти, в том числе с высоким содержанием парафинов [3, 4], что поставило перед нефтяниками ряд сложных задач. В числе прочих, значительную проблему для нефтедобывающей отрасли представляет собой трубопроводный транспорт вязких парафинистых нефтей, которые требуют подогрева при транспортировке, что в условиях вечной мерзлоты приводит к проседанию грунта под магистральными трубопроводами под воздействием теплопритока от их поверхности в грунт.
В этой связи интерес представляет низкотемпературная технология транспортировки нефти «Cold Flow» («Холодный
поток») норвежского университета NTNU, которая позволяет организовать трубопроводный транспорт пластовой нефти из районов добычи на перерабатывающие заводы в состоянии мелкодисперсной суспензии, при температуре ниже 0 °С [5, 6]. Суть технологии «Cold Flow» заключается в превращении пластовой жидкости, при её охлаждении до 0 оС и ниже, в мелкодисперсную суспензию, обладающую высокими транспортными свойствами, дисперсной фазой которой, являются микрочастицы парафинов и газовых гидратов метана и его ближайших гомологов. Кроме проблемы, связанной с проседанием магистральных трубопроводов, технология «Cold Flow» позволяет сохранить в составе пластовой нефти попутный нефтяной газ (ПНГ), а также снизить затраты на промысловую переработку пластовой нефти за счёт исключения процесса её обезвоживания и удаления из оборота дорогостоящих и экологически опасных протекторов гидратообразования.
Отделение воды от нефти в условиях промысла до величин менее 1 %, что определено требованиями ГОСТ Р 518582002, является сложным и затратным процессом [1]. Усложняет задачу то обстоятельство, что вода входит в пластовую нефть, после извлечения её из продуктивных пластов на поверхность, как компонент полидисперсных эмульсий. При этом, процесс отделения воды от тонкодисперсной части эмульсии «вода - высоковязкая парафинистая нефть» не удаётся в достаточной степени оптимизировать даже за счёт применения специальных химических реагентов, т.к. мелкие глобулы воды в результате процесса «старения» прочно стабилизируются частичками парафинов и агрегатов из асфальтенов, частично растворивших в себе смолы [7, 8]. При этом установлено, что уже через 24 часа после извлечения пластовой нефти на поверхность оболочки водяных глобул эмульсии могут приобретать вязкость, равную вязкости каменноугольного пека, т. е. таких веществ, которые по своим физическим свойствам приближаются к твердым телам [9, 10].
Промысловые эмульсии представляют собой полидисперсные системы с размером глобул воды, как дисперсной фазы, от 0,1 до 250 мкм и по этой причине эволюция каждого размерного фрагмента данной дисперсной фазы будет различной [11]. Мелкодисперсная фаза эмульсии будет обладать высокой стабильностью с тенденцией повышения её во времени, за счёт
Устье
скважины -» -
| Сепаратор пластовой воды
Рис. 1. Установка конверсии пластовой нефти NTNU в транспортабельную пульпу [5, 6]
вышеупомянутого механизма «старения», другая часть дисперсной фазы, которая состоит из больших по размеру глобул воды - разрушаться за счёт их слияния в крупные линзы, с последующим скоплением последних в нижней части трубопроводов и резервуаров [1, 7, 8, 10].
Технология «Cold Flow» позволяет снизить затраты на промысловую переработку пластовой нефти за счёт практически полного исключения затрат на её обезвоживание, что обеспечивается низкотемпературной конверсией 10 %-й мелкодисперсной эмульсии вода-нефть в мелкодисперсную суспензию гидрат-нефть [5, 6]. В установке низкотемпературной конверсии, принципиальная схема которой изображена на рис. 1, каждая глобула эмульсии за счёт создания соответствующих термобарических условий преобразуется в микрочастицу газового гидрата.
От диспергатора в реактор циркуляционным насосом часть частичек гидрата возвращается реактор, в качестве центров образования новый газогидратной фазы, снижая задержку перехода, связанную с известным явлением метастабильности [12, 13]. За счёт рециркуляции гидрата достигается дополнительный эффект - его структурное преобразование в условиях избытка воды (рис. 2). Структурная эволюция гидрата метана и его гомологов, входящих в состав попутного нефтяного газа, под влиянием различных факторов, исследована ниже. При этом, превращение эмульсии вода-нефть в газогидратную суспензию является ключевым условием для придания должных транспортных свойств пластовой нефти при низких температурах. Равномерно распределённые в пластовой нефти микрочастицы гидрата являются центрами образования агрегатов из
Вода
Гидрат
Рис. 2. Капсулирование микрочастиц гидрата водой, с последующим изменением его структуры [5, 6]
асфальтенов, минералов и парафинов. Парафины, выделяющиеся в пластовой нефти при наличии большого количества центров кристаллизации, не могут создавать пространственные структурные образования, армирующие пластовую нефть и соответственно снижающие её подвижность. Таким образом, при понижении температуры пластовой нефти все выделяющиеся из неё компоненты переходят в состав сложной суспензии, дисперсной фазой которой являются микрочастицы из веществ углеводородного и неуглеводородного происхождения [5, 6]. При этом, ключевое свойство данной суспензии является про-качиваемость по трубопроводам при незначительных падениях давления.
В результате проведённых исследований было установлено, что диссоциации газовых гидратов с изменённой структурой, за счёт повторной гидратации, при выходе из области термодинамической стабильности не происходит в течение достаточно длительного времени [5, 6], что позвляет повысить надёжность транспортировки углеводородов на нефтегазопе-рерабатывающий завод, за счёт предотвращения диссоциации в случае аварийной разгерметизации магистрального трубопровода. Структурная эволюция микрочастиц гидрата попутного нефтяного газа, за счёт их капсулирования избыточным количеством воды, обусловлена следующими причинами. При охлаждении пластовой нефти в установке низкотемпературной конверсии (рис. 1) до температуры 0 оС и ниже в системе «вода-нефть», находящейся под давлением выше 1 МПа, начинает
Таблица 1
Содержание компонентов ПНГ Повховского месторождения [20]
Компонента Массовая концентрация, % Молярная доля, доля ед.
] 2 3
С1Ц* 72,6 0,8289
с2н6* 13,12 0,0792
С3К8* 9,64 0,0400
О 0.1 02 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 О.К 0.?
Рис. 3. Диаграмма фазового равновесия гидрата попутного нефтяного газа Повховского месторождения (73 % метана, 13 % этана, 10 % пропана), при температуре 273К и давлении 10 бар [14]
формироваться сложный гидрат, гидратообразователями которого являются метан (СН4), его гомологи до бутана (С2Н6, С3Н8), а также вещества неуглеводородного происхождения (С02, И2Э) [14, 15, 16, 17, 18, 19]. Структурную эволюцию гидрата ПНГ - метана и его ближайших гомологов (табл. 1) иллюстрируют фазовая диаграмма на основе треугольника Розе-бома-Гиббса (рис. 3, 4).
Рис. 4. Диаграмма фазового равновесия гидрата попутного нефтяного газа Повховского месторождения (73 % метана, 13 % этана, 10 % пропана), при температуре 273K и давлении 45 бар [14]
На рис. 3 и 4 на треугольных диаграммах Розебома-Гиббса представлена изоконцентрационно-изотермическая эволюция газогидратной углеводородной системы «73 % метана - 13 % этана - 10 % пропана», находящейся в избыточном количестве воды при температуре 273К, при повышении её давления от 10 до 45 бар. Применение треугольника Розебома-Гиббса позволяет исследовать эволюцию систем «гидрат-вода-газ» для любых термобарических условий и при любых концентрациях её компонентов. Из рис. 3 и 4 следует, что гидрат природного газа Повховского месторождения, термостатированный при температуре 273K, не изменил своей структуры (SII) при увеличении давления от 10 до 45 бар и уже не изменит при дальнейшем повышении давления. Причиной стабильности гидрата, находящегося в обозначенных на диаграмме координатах в условиях избытка воды, является отсутствие в составе равновесных фаз пара (V - vapor),
который полностью израсходован избыточно присутствую-шей водой на образование гидрата уже при давлениях менее 45 бар (рис. 3, 4) [14].
Формирование газогидратной суспензии в технологических аппаратах установки позволяет полностью контролировать формирование её свойств, включая дисперсность, показатели которой не должны выходить за пределы 20 мкм [5, 6]. При этом, пластовая нефть будет обезвожена полностью, т.к. каждую глобулу воды в эмульсии «вода-нефть» в технологических аппаратах установки будут в избыточном количестве окружать гидратообразователи.
Ключевым процессом технологии «Cold Flow» является процесс зарождения газогидратной фазы в реакторе установки, движушей силой которого является градиент гидратообра-зования, представляемый, в зависимости от применяемых расчётных методик, в виде химического потенциала (Лц), переохлаждения (At), пересышения (о = Лц/RT).
Все частные случаи проявления движушей силы зарождения и роста новой фазы объединяет потенциал Гиббса (G), при отрицательных значениях которого возможно прохождение всех фазовых переходов [12, 13]. Зарождение газогидратной фазы, как и любой другой, сопровождается метастабильной задержкой, величина которой является показателем качества организации процесса гидратообразования. В числе прочих причин, оказываюших влияние на повышение энергоэффективности процесса гидратообразования, следует выделить величину метастабильной задержки зарождения газогидратной фазы [21]. Формирование гидрата в реакторе (рис. 1) проходит на линиях формирования гидрата (рис. 5), которые отделены от линии равновесия гидрат-газ-вода зонами метаста-бильного состояния (1-2, 4-5, 7-8).
В реакторе (рис. 1) из углеводородной системы «73 % CH4; 13 % C2H6; 10 % C3H8» в присутствии воды образуется гидрат структуры SII (рис. 3, 4). Точки 1, 4, 7 (рис. 5) соответствуют состоянию равновесия системы «гидрат-газ-вода», причём это состояние не может перейти в процесс гидрато-образования (1-2, 4-5, 7-8) до тех пор, пока к системе не будет приложена определённого значения движушая сила гид-ратообразования.
Рис. 5. Процесс получения газогидратной пульпы
При этом установлено, что при всех прочих равных условиях, процесс гидратообразования начинается раньше и проходит быстрее при наличии в воде различных механических включений, пузырьков газа или молекулярных комплексов-ассоциатов, которые являются центрами образования новой фазы, в данном случае газогидратной (гетерогенное зарождение) [12, 13]. Начало процесса гидратообразования совпадает с достижением фигуративной точки системы газ-вода спинода-ли (рис. 5). Удаление от линии равновесия в область устойчивого состояния гидрата иллюстрирует повышение движущей силы гидратообразования. В данном случае движущая сила гидратообразования представлена переохлаждением системы газ-вода (температурный градиент переохлаждения Д1переохё = =t1-t2; t4-t5; t7-ts) по отношению к равновесному состоянию (1, 4, 7, рис. 5). При этом очевидно, что при снижении температуры системы газ-вода до одинакового значения (на пример до 0,2 °С) градиент, выраженный в переохлаждении, при различных давлениях будет различным. Это позволяет снизить в газо-гидратном реакторе давление и соответственно энергозатраты, имея высокий потенциал градиента гидратообразования, полученный за счёт межфазного теплообмена, резко снижающего температурный градиент между растущими частицами гидрата и хладоносителем и соответственно повышающего градиент переохлаждения Д1переохё.
Представленная в рамках данной работы концепция норвежского университета NTNU «Cold Flow» позволяет в значительной степени снизить затраты на подготовку пластовой нефти в условиях промысла для последующей транспортировки на нефтеперерабатывающие заводы. При этом, очевидно, что данная технологическая концепция может быть улучшена, по крайней мере, в аспекте энергоэффективности [21].
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. 319 с.
2. Из выступления Президента ОАО «НК«Роснефть» И.Сечина на конференции «CERA Week» г. Хьюстон, Техас, 6 марта 2013 г.
3. Ильин А.Н., Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высокопарафинистые нефти: закономерности пространственных и временных изменений их свойств. Нефтегазовое дело, 2007.
4. Борисов Д.Н., Фахретдинов П.С., Романов Г.В. Синтез аммониевых соединений на основе децена-1 и их влияние на вязкость высокопарафинистой нефти // Нефтегазовое дело. 2007.
5. Gudmundsson, J.G.: Cold Flow Hydrate Technology, 4th International Conference on Gas Hydrates, May 19-23, Yokohama, Japan. 2002.
6. Larsen, R., Lund, A., Argo, C.B.: Cold flow - a practical solution, Proc.of the 11th International Conference on Multiphase Flow, June, San Remo. 2003.
7. Brady, C.L. and Morrow, S.J.: "An Economic Assessment of Artificial Lift in Low-Pressure Tight Gas Sands in Ochiltree County, Texas" SPE 27932. 1994.
8. Tony Kovscek. Steam Injection in Fractured Carbonate Reservoirs. JPT. 2007.
9. Brady, C.L. and Morrow, S.J.: "An Economic Assessment of Artificial Lift in Low-Pressure Tight Gas Sands in Ochiltree County, Texas" SPE 27932. 1994.
10. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчёты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. М. Изд. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2004.
11. Сафиева Р.З., Магадова Л.А., Климова Л.З., Борисова О.А. Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем. Под ред. проф. В.Н. Коше-лева - М.: Изд. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - 60 с.
12. Базаров И.П., Геворкян Э.В., Николаев П.Н. Термодинамика и статистическая физика. Теория равновесных систем. Изд. МГУ, 1986. - 439 с.
13. Радченко И.В. Молекулярная физика. - М., 1965 - 480 с.
14. Ballard A.L., Sloan Jr. E.D. Hydrate phase diagrams for methane + ethane + propane mixtures. Chemical Engineering Science 56. 6883-6895. Center for Hydrate Research, Department of Chemical Engineering, Colorado School of Mines, Golden, CO 80401-1887, USA. 2001.
15. Sloan Jr, E.D. (1997): Clathrate Hydrates of Natural Gases, 2nd edition, Chapter 8, p. 528-576.
16. Истомин В.А., Якушев B.C. Газовые гидраты в природных условиях. -М.: Недра, 1992. - 235 с.
17. Макогон Ю.Ф., Гидраты природных газов. - М., 1974. - 452 с.
18. НамиотА.Ю. Растворимость газов в воде. - М.: Недра. 1991. - 165 с.
19. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. - М.: Недра. 1999 - 397 с.
20. Багаутдинов Н.Я., Ямлихин Р.Р. Исследование динамики изменения температуры в стволе скважины, пробуренной в зоне вечной мерзлоты. Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР). Нефтегазовое дело, 2006.
21. Гульков А.Н., Лапшин В.Д. Устройство для подготовки природного газа для транспортирования. Патент на полезную модель №125296, от 16.08.2012.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
Гульков Александр Нефёдович - доктор технических наук, профессор, [email protected]
Лапшин Виктор Дорофеевич - доцент, [email protected]
Дальневосточный федеральный университет, Инженерная школа, кафедра нефтегазового дела и нефтехимии.
