Аналитика



Системный подход к изучению залежей углеводородов

Глава III

СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД

К ИЗУЧЕНИЮ

ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

§ 1. ПОНЯТИЕ СИСТЕМЫ

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений выявил одну из решающих ролей фактора неоднородности строения залежей в решении задач нефтегазопромысловой геологии. Неоднородность любых объектов определяется структурной организацией материи, ее систем-30 ностью. Именно это явилось причиной появления нового подхода к объектам окружающего мира, который получил название системно-структурного.

В общем случае под системой понимается совокупность любых объектов, определенным образом связанных, взаимодействующих друг с другом.

Любой объект, как и система, состоит из некоторого числа меньших объектов, которые, в свою очередь, состоят из еще более мелких объектов. Такая процедура может продолжаться глубоко внутрь изучаемого явления с учетом требований решаемой задачи.

Каждый из объектов, образующих систему, называют элементом данной системы. Главной особенностью системы как некоторой совокупности элементов является то, что каждый элемент обладает по крайней мере одним таким свойством, которое отсутствует у слагающих его элементов. Это эмерджентное, или специфически системное (интегральное) свойство. Например, эмерджентным свойством такой системы, как самолет, будет способность его к самостоятельному полету. Ни один из его элементов (деталей) в отдельности такой способностью не обладает. Эмерджентные свойства — это проявление целостности системы, обусловленное тем, что все ее элементы объединены в неразрывное целое. Совокупность связей и отношений между элементами называется структурой системы. Наличие у всех систем эмерджентных свойств, имеющих весьма важное значение в решении многих задач науки и производства, послужило причиной широкого распространения системно-структурного подхода, который открывает путь к изучению таких свойств.

§ 2. ВОЗМОЖНЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ И ТИПЫ СИСТЕМ В ГЕОЛОГИИ

В оз мо жн ы е п редс та влен ия с ис те м ы. Любой объект в зависимости от решаемой задачи может быть представлен несколькими видами систем. Покажем это на примере линзы терригенного коллектора, сложенной песчаниками и алевролитами (рис. 1).

Одно из важных представлений системы — множественное, когда система рассматривается как некоторое множество объектов. Линзу в целом можно рассматривать как множество минеральных зерен, связанных цементом. Последний

Рис. 1. Линза терригенного коллектора как система:

1 — кровля пласта; 2 — подошва пласта; 3 — минеральное зерно; образцы: 4 — песчаника, 5 — алевролита; 6 — порода-неколлектор

обусловливает существование совокупности зерен как единого целого. Эмерджентными свойствами такой системы будут, например, ее открытая пористость и проницаемость. Очевидно, что минеральные зерна такими свойствами не обладают.

Чтобы изучить эти эмерджентные свойства, линзу следует рассматривать как множество некоторых более крупных, чем минеральные зерна, объектов. В качестве таких объектов выступают образцы горных пород, и вся система-линза теперь рассматривается как множество образцов. Эмерджентным свойством такой системы будет литологическая характеристика пород. Чтобы изучить это эмерджентное свойство, нужно представить систему в виде множества объектов, сложенных породами разных литологических типов. В нашем примере линза представляет собой множество, состоящее из двух объектов, один из которых сложен песчаником, а другой — алевролитом.

Таким образом, множественное представление системы может быть построено разными способами в зависимости от относительных размеров объектов, составляющих изучаемое множество.

Возможность расчленения системы на части разных размеров позволяет получить другое весьма важное представление системы как некоторой иерархической упорядоченности. Это представление называется иерархическим. Иерархическое представление позволяет выделить уровни строения системы.

Совокупность элементов, принадлежащих одному горизонтальному ряду (уровню), называется иерархическим или структурным уровнем.

В нашей линзе можно выделить следующие уровни строения: 1) уровень минерального зерна — на этом уровне вся система-линза выступает как множество элементов — минеральных зерен; 2) уровень образца породы как некоторой совокупности минеральных зерен — на этом уровне вся система-линза может быть мысленно представлена как множество образцов; 3) уровень двух различающихся по литологической характеристике частей линзы (песчаники и алевролиты); 4) уровень линзы в целом, на котором ее можно рассматривать как нечто целостное, не расчленяющееся на составные части, характеризующееся своими свойствами: формой, размером, ориентировкой в пространстве и т.п.

На каждом иерархическом уровне элементы системы характеризуются каким-то набором свойств. Список этих свойств устанавливается в соответствии с целями, для которых объект рассматривается как система (например, для целей подсчета запасов изучаются свойства из одного списка, для целей проектирования разработки — из другого, причем разные списки могут перекрываться). Свойства элементов любого уровня иерархии можно разделить на три группы: свойства I порядка — те, которые способствуют достижению основной цели системы; свойства II порядка — нежелательные, вредные, привносимые в систему; свойства III порядка — нейтральные по отношению к основной цели системы, они могут быть использованы, например, для определения свойств I и II порядков через различные корреляции.

Так, если рассматривать линзу как объект, из которого нужно извлечь нефть, то к свойствам I порядка можно отнести пористость и проницаемость пород. К свойствам II порядка может быть отнесено высокое содержание глинистого цемента в случае, когда глины обладают способностью разбухать в воде, закачиваемой в линзу для вытеснения нефти, что существенно понизит эффективность этого мероприятия. Геофизические характеристики, которые измеряются в скважинах и в дальнейшем используются для определения пористости, нефтенасыщенности, толщины пород и т.п., должны быть отнесены к свойствам III порядка, когда система начинает действовать, свойства элементов проявляются по-разному. Специфическое проявление элементов называют функцией элемента. В этом случае говорят о функционировании системы. Рассматривая систему как некоторое множество функций для достижения определенной цели, мы получаем ее функциональное представление.

Систему можно представить также как совокупность некоторых состояний объекта, сменяющих друг друга во времени. Это будет процессуальным представлением системы. Так, рассматривая линзу как объект разработки, в качестве состояний можно рассматривать различные периоды разработки.

Нефтегазопромысловая геология имеет дело со статическими и динамическими системами, в качестве которых выступают залежи нефти и газа, подготавливаемые к разработке и разрабатываемые.

§ 3. СТРУКТУРНЫЕ УРОВНИ

ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ

СИСТЕМЫ

При изучении структуры геологической системы (залежи) возможны два подхода. При первичном можно не учитывать результаты воздействия на нее процесса добычи нефти или газа. В этом случае элементы любого уровня представляют собой естественные геологические тела.

Однако, как только будет начата разработка, проявляются новые черты, новые отношения между элементами первичной геологической системы как на структурных уровнях, так и между отдельными частями элементов, первоначально рассматривавшихся неделимыми. Так, оказывается, что отдельные части слоев характеризуются различной способностью отдавать нефть и т.д. Выясняется, что пласт состоит из слоев, различающихся по продуктивности. Техническое воздействие обнаруживает существование граничных значений, разделяющих породы на отдающие и не отдающие нефть при данной системе разработки.

Из сказанного выявляется зависимость иерархического представления системы от конечных целей изучения: по одним признакам, имеющим важное значение, например, для решения вопросов литологии, геологическое тело предстает перед исследователем как простое; по другим признакам, используемым для решения задач разработки или подсчета запасов, это же тело оказывается сложным, расчлененным на элементы, различающиеся по характеру поведения в процессе разработки.

Для целей промыслово-геологических исследований, проводимых именно в условиях взаимодействия геологической и технической компонент, с учетом требований экономики могут быть выделены следующие структурные уровни организации геологической компоненты ГТК:

1) уровень элементарных составляющих горной породы (обломочных зерен, элементов карбонатной породы и т.п.);

2)    уровень, на котором в качестве части системы (отдельного объекта) выступает произвольное геологическое тело — образец горной породы;

3) уровень, на котором в качестве отдельного объекта выступает ограниченная часть прослоя, сложенная породами-коллекторами или породами-неколлекторами, низко-, средне-или высокопродуктивными коллекторами и т.п.;

4) уровень, на котором в качестве отдельного объекта выступает прослой (пласт, горизонт) литологически однотипной породы (песчаника, алевролита, аргиллита, известняка, доломита и т.п.);

5)    уровень, на котором в качестве отдельного объекта выступает крупный пласт (горизонт) как резервуар для жидкостей и газа;

6) уровень, на котором в качестве отдельного объекта выступает крупная часть залежи (эксплуатационного объекта) с особыми условиями залегания нефти — чисто нефтяная, водонефтяная, газовая шапка, подгазовая зона, зоны с различным соотношением в плане пластов многопластового горизонта и т.п.;

7) уровень, на котором в качестве объекта рассматривается залежь (эксплуатационный объект) в целом.

Как отмечалось выше, каждый более высокий уровень системы обретает не присущие нижестоящим уровням новые свойства, называемые эмерджированными.

Вместе с тем ему присущи и свойства всех нижележащих уровней, но уже рассматриваемые в масштабах этого уровня.

Первому уровню элементарных пород присущи и на нем изучаются литологическая характеристика, размеры и форма зерен и микрообломков, их прочность, способность разбухать или растворяться в воде.

Второй уровень — образец пород — приобретает такие свойства, как пористость, проницаемость, структура емкостного пространства коллектора, характер смачиваемости.

На третьем уровне — на ограниченной части прослоя с постоянной пористостью и проницаемостью проявляются размеры такой части по толщине прослоев.

На четвертом уровне (прослой, литологически однотипный пласт) эмерджентность проявляется в таком важнейшем свойстве, как микронеоднородность коллекторов, т.е. изменчивость пористости и проницаемости.

Пятый уровень — крупный пласт, горизонт — приобретает новые важнейшие свойства: макронеоднородность, т.е. расчлененность по толщине и прерывистость по простиранию, а также толщина разделов между пластами-коллекторами.

На шестом уровне в крупных частях залежи проявляются и изучаются такие свойства как нефтегазоводонасыщенность, особенности залегания нефти и газа в пластовых условиях, запасы углеводородов и соотношения в них ценных компонентов. На шестом уровне залежь (эксплуатационный объект) рассматривается как неделимое целое и характеризуется всеми свойствами, изученными на шести иерархических уровнях и представленными в обобщенном виде. На этом уровне важнейшими эмерджентными свойствами являются характер границ залежи, природный режим залежи, средние значения всех параметров.

§ 4. РОЛЬ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА ПРИ ИЗУЧЕНИИ ЗАЛЕЖЕЙ

При системном подходе залежь нефти и газа представляется в виде системы большой сложности по числу слагающих ее элементов и подсистем и числу уровней и сторон, с которых эту систему можно и нужно рассматривать. При этом все системы взаимосвязаны, взаимодействуют и сложным образом влияют на конечные результаты ее функционирования.

Системный подход означает усиление внимания к организации объекта, к взаимодействию в процессе разработки его частей, которые могут быть выделены при анализе строения объектов и изучении закономерностей происходящей в них фильтрации. Именно в этом суть преодоления ограниченности традиционных подходов, в рамках которых многие свойства остаются необъясненными, особенно такие, которые возникают как следствие взаимодействия частей, т.е. эмерд-жентные.

Особенно важную роль играет системный подход при проектировании и анализе разработки, когда появляется необходимость конструирования определенных систем, требуется предсказание на основании геологических факторов поведения залежи в процессе разработки. Системный подход позволяет комплексно учитывать геологические, технические и экономические характеристики систем, количественные критерии качества проектирования и функционирования систем. При традиционном подходе к изучению геологического строения залежи не всегда ясно, что нужно изучать — некоторые характеристики объекта остаются не изученными, в то же время могут изучаться свойства залежи, не существенные с позиций подсчета запасов и разработки. Системный подход предусматривает осознанное целенаправленное выделение элементов, установление характера их взаимодействия, четкое определение списка свойств и признаков, подлежащих изучению. Реализуя системный подход, можно сформулировать четкие требования к степени детализации строения, определять иерархические уровни с главными промысловогеологическими особенностями залежей.

Приведенная системная организация не определяет порядка изучения залежи. Она не предусматривает необходимости последовательного изучения свойств от нижнего уровня к верхнему. На практике, напротив, некоторые иерархические свойства верхних уровней могут быть определены до окончания исследований на нижних уровнях.

Абсорберы (англ. absorbers) — аппараты для разделения газовых смесей путем избирательного поглощения их компонентов жидкими поглотителями (абсорбентами). Абсорберы используются в нефтяной, газовой, нефтегазоперерабатывающей отраслях промышленности для разделения, осушки и очистки углеводородных газов. Из природных, попутных газов и газов нефтепереработки в абсорберах извлекают этан, пропан, бутан, легкие бензиновые фракции. При санитарной очистке газов в абсорберах улавливают сероводород, оксид серы, фтор и его соединения, хлор и хлориды, аммиак и другие вредные примеси.

Абсорберы разделяют по способу контактирования взаимодействующих фаз на три группы: поверхностные, барботажные и распыливающие. В поверхностных абсорберах поверхностью контакта фаз является зеркало жидкости или поверхность стекающей пленки (пленочные абсорберы). К этой группе относятся следующие аппараты: со свободной поверхностью; насадочные с насыпной и регулярной насадкой; пленочные, в которых пленка образуется при гравитационном стекании жидкости внутри вертикальных труб или на по-верхности листов; механические пленочные с пленкой, формирующейся под действием центробежных сил.

В барботажных абсорберах поверхность контакта развивается потоками газа, распределяющегося в жидкости в виде пузырей и струй. К этой группе относятся аппараты со сплошным барботажным слоем с непрерывным контактом между фазами, тарельчатого типа, с подвижной (плавающей) насадкой, с механическим перемешиванием жидкости.

В распыливающих абсорберах поверхность контакта образуется путем распыления жидкости на мелкие капли. К этой группе относятся аппараты полые форсуночные, с распылением за счет энергии жидкости, скоростные прямоточные с распылением абсорбента за счет кинетической энергии движущегося с большой скоростью газового потока, механические с распылением жидкости быстро вращающимися элементами.

Отдельные типы аппаратов в зависимости от режима работы могут быть отнесены к одной или другой группе, например, насадочные абсорберы при инверсии фаз становятся барботажными аппаратами, а тарельчатые при работе в струйном режиме являются распыливаю-щими.

В нефтегазовых производствах наиболее распространены тарельчатые и насадочные абсорберы. Тарельчатый абсорбер (рис. 1, а) представляет собой вертикальный аппарат, в верхней части корпуса 1 которого установлен каплеотбойник 2, предотвращающий унос абсорбента потоком газа. Контактирование газового потока и абсорбента осуществляется на контактных тарелках 3 той или иной конструкции. Для ремонта и монтажа внутренних устройств абсорбера через четыре-пять тарелок установлены люки-лазы 4 условным диаметром не менее 450 мм. В нижней части корпус аппарата приварен к опорной обечайке 5. Насадочный абсорбер (рис.

1, б) в верхней части оснащен распределителем регенерированного абсорбента 2. Слой насыпной или регулярной насадки опирается на опорную решетку 4. Для загрузки и выгрузки насадки служат люки 5 и 7.

Обычно давление в абсорберах при разделении нефтяных попутных газов составляет 1,6 —2,0 МПа, а при извлечении компонентов природного газа, имеющего большее устьевое давление, — от 4,0 до 7,5 МПа. Температура зависит от применяемого хладагента и при извлечении пропана может составлять —40 °С, при извлечении этана —80 -г- —100 °С. Диаметр промышленных абсорберов зависит от производительности и достигает 3 м. Число тарелок составляет 30 — 40.

При промысловой очистке и осушке природного газа

Рис. 1. Абсорберы:

а — тарельчатый: 1 — корпус; 2 — каплеотбойник; 3 — тарелка; 4 — люк; 5 — опора; б — насадочный: 1 — корпус; 2 — распределительная тарелка; 3 — насадка; 4 — опорная решетка; 5 — загрузочные люки; 6 — опора; 7 — люки выгрузки насадки. Потоки: I — жирный газ; II — сухой газ; III — ненасыщенный абсорбент; IV — насыщенный абсорбент

производительность по газу одного абсорбера достигает 10 — 35 млн м3/сут. Для таких условий работы предназначены специальные конструкции абсорберов.

На рис. 2 представлена конструкция многофункционального аппарата, разработанного в Ценральном конструкторском бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН) и со-

Рис. 2. Конструкция многофункционального аппарата для очистки и осушки природного газа:

1    — сетчатый отбойник; 2,



5    — сепарационные тарелки;

3    —    внутренняя емкость насыщенного гликоля; 4    — та

релка с контактными элементами центробежного типа;

6    — фильтр-патроны; 7 — люк-

лаз; 8, 10 — штуцеры для дренажа; 9    — штуцер отвода

жидкости. Потоки: I — ненасыщенный адсорбент; II — сухой газ; III — сырой газ; IV — насыщенный адсорбент

стоящего из трех секций. Исходный газ по тангенциально расположенному штуцеру поступает в первую по ходу газа секцию сепарации. Капельная жидкость в этой секции отделяется при прохождении газа через сетчатый отбойник 1 и сепарационную тарелку 2, на которой установлены центробежные сепарирующие элементы. Вторая секция предназначена для осушки газа и включает четыре тарелки 4 с контактными элементами центробежного типа. Насыщенный гликоль собирается во внутренней емкости 3, откуда он отводится на регенерацию. Последняя по ходу газа секция улавливания гликоля образована сепарационной тарелкой 5 и тарелкой, на которой установлены фильтр-патроны 6, выполненные в виде перфорированного цилиндрического каркаса с намоткой 10—15 слоев стекловолокна. Изнутри и снаружи слой фильтрующего материала закреплен двумя-тремя слоями рукавной сетки.

Большое разнообразие конструкций абсорберов предопределяется различными условиями контактирования. Среди них важное значение имеет производительность и соотношение нагрузок по жидкой Уж и газовой Vг фазам, которое изменяется в широких пределах от 0,0005 до 0,1. При абсорбции из газов невысокой концентрации отношение Vk/VT невелико (0,0005 — 0,005). Насадочные абсорберы не могут работать при низких плотностях орошения (ниже 5 — 6 м/ч), поэтому при Vk/VT, меньших 0,0015 — 0,0025, их применение затруднено. В этих условиях успешно используются барбо-тажные абсорберы. При абсорбции плохо растворимых или из высококонцентрированных газов отношение Vk/VT велико (до 0,05 — 0,1). В этих условиях наиболее подходящими являются насадочные и распыливающие абсорберы, а применение барботажных становится затруднительным.

Важными характеристиками, которые необходимо учитывать при выборе абсорберов, являются гидравлическое сопротивление, диапазон возможного изменения нагрузок по газу и жидкости, время пребывания жидкости, чувствительность и склонность к загрязнениям.

ЛИТЕРАТУРА: [19, 25, 40, 46, 53].

Абсорбция (англ. absorbtion) — процесс избирательного поглощения компонентов газовой смеси жидким поглотителем (абсорбентом). Применяют в нефтяной, газовой, нефтегазоперерабатывающей промышленности для разделения, осушки и очистки углеводородных газов. Из природных и попутных нефтяных газов путем абсорбции извлекают этан, пропан, бутан и компоненты бензина; абсорбцию применяют для очистки природных газов от кислых компонен-    тов    —

сероводорода, используемого для производства серы, диоксида углерода, серооксида углерода, сероуглерода, тиолов (меркаптанов) и т.п. С помощью абсорбции также разделяют газы пиролиза и каталитического крекинга и осуществляют санитарную очистку газов от вредных примесей.

Абсорбция занимает промежуточное положение между ректификацией и адсорбцией по количеству извлекаемых компонентов. В отличие от первого процесса абсорбция протекает в основном однонаправленно, т.е. абсорбент можно считать практически нелетучим.

Процесс абсорбции обратимый, поэтому он используется не только для получения растворов газов в жидкостях, но и для разделения газовых смесей. При этом после поглощения одного или нескольких компонентов газа из газовой смеси необходимо выделить из абсорбента поглощенные компоненты. Выделение (регенерацию) поглощенных компонентов из абсорбента называют десорбцией. Регенерированный абсорбент вновь направляют на абсорбцию. В качестве абсорбентов при разделении углеводородных газов используют бензиновые или керосиновые фракции, а в последние годы и газовый конденсат, при осушке — диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Для абсорбционной очистки газов от кислых компонентов применяют Ы-метил-2-пирролидон, гликоли, пропиленкарбонат, три-бутилфосфат, метанол; в качестве химического поглотителя используются моно- и диэтаноламины.

Движущей силой процесса абсорбции (десорбции) является разность парциальных давлений поглощаемого компонента в газовой и жидкой фазах, который стремится перейти в ту фазу, где его концентрация меньше, чем это требуется по условию равновесия.

Обозначим парциальное давление поглощаемого компонента в газовой фазе G через рг, а парциальное давление того же компонента в газовой фазе, находящейся в равновесии с абсорбентом, через рр. Если ргрр, то компонент газа переходит в жидкость L, т.е. протекает процесс абсорбции (рис. 3, а). Если ргрр, то поглощенные компоненты газа переходят из абсорбента в газовую фазу, т.е. осуществляется процесс десорбции (рис. 3, б).

Чем больше величина рг — рр, тем интенсивнее осуществляется переход компонента из газовой фазы в жидкую. При приближении системы к состоянию равновесия движущая сила уменьшается и скорость перехода компонента из газовой фазы в жидкую замедляется. Поскольку парциальное давление компонента пропорционально его концентрации, то движущая сила процесса абсорбции или десорбции может быть выражена также через разность концентраций компонента в газовой Ay = у — ур или жидкой фазах Ах = хр— х.

Количество газа М, поглощаемого в единицу времени при абсорбции или выделяемого при десорбции, прямо пропорционально поверхности контакта газовой и жидкой фаз F и движущей силе процесса:

M = KpF(pr - рр) = KyF(y - уp) = KxF(xp - x).

Коэффициенты пропорциональности Кр, Ky и Кх называются коэффициентами массопередачи при абсорбции; они зависят от гидродинамического режима процесса и физико-химических свойств системы.

По своей природе различают два вида абсорбции: физическую и химическую (хемосорбцию). При последней абсорбируемые компоненты вступают в химическое взаимодействие с абсорбентом. Скорость физической абсорбции определяется диффузионными проРис. 3. Схема перено-    q .    рр    q k    Р < Р

са компонентов при _ I    г _L    Т    г р

контакте газа с аб- ?    - |- --?    - I ——

Рис. 4. Принципиальная схема абсорбционно-десорбционной установки:

1 — абсорбер; 2 — холодильник; 3 — подогреватель; 4 — десорбер; 5 — конденсатор; 6 — емкость; 7 — теплообменник. Потоки: I — сырой газ; II — сухой (тощий) газ; III — насыщенный абсорбент; IV — регенерированный абсорбент; V — извлеченные компоненты; VI — несконденсированные газовые компоненты; VII — жидкий продукт; VIII — десорбирующий агент; IX — теплоноситель

цессами. В общем случае скорость хемосорбции зависит от скорости диффузии и химической реакции. В кинетической области скорость собственно химического взаимодействия меньше скорости массопередачи и поэтому лимитирует скорость всего процесса, в диффузионной — лимитирующей является скорость диффу-зии компонентов, которая зависит от гидродинамики и физических свойств фаз.

На процессы абсорбции и десорбции оказывают влияние давление, температура, удельный расход абсорбента и десорбирующего агента, число ступеней контакта. Повышение давления и снижение температуры ускоряют абсорбцию и замедляют десорбцию. Процесс абсорбции сопровождается выделением теплоты. В аб-сорбционно-десорбционной установке (рис. 4) исходный газ в абсорбере контактирует в противотоке с абсорбентом, освобождается от извлекаемых компонентов и уходит сверху абсорбера. Насыщенный абсорбент из абсорбера через теплообменник и нагреватель поступает на верх десорбера и в результате подогрева и контакта с десорбирующим агентом регенерируется.

ЛИТЕРАТУРА: [18, 40, 46, 53].

Адсорберы (англ. adsorbers) — аппараты для разделения газовых и жидких смесей путем избирательного поглощения (адсорбции) их компонентов твердыми поглотителями — адсорбентами. Поглощаемое вещество, находящееся вне пор адсорбента, называется адсорбтивом, а после его перехода в адсорбированное состояние — адсорбатом. Адсорберы применяют в газовой и нефтеперерабатывающей промышленности для следующих целей: осушки газов (например, природного газа при подготовке его к транспорту); отбензинивания попутных и природных углеводородных газов; осушки жидкостей; разделения газов нефтепереработки с целью получения водорода и этилена; выделения низкомолекулярных ароматических углеводородов из бензиновых фракций; очистки масел; очистки газов и жидкостей от вредных веществ, загрязняющих окружающую среду. Адсорберы разделяют по способу контактирования обрабатываемой среды с адсорбентами на аппараты с неподвижным, движущимся плотным и псевдоожиженным. слоем.

Адсорберы с неподвижным слоем — аппараты периодического действия, работающие в циклическом режиме. Рабочий цикл таких адсорберов включает следующие стадии: адсорбцию, десорбцию, удаление десорбирующего агента (сушку) и охлаждение. При наличии минимум двух аппаратов и соответствующем соотношении длительности вышеуказанных стадий возможна непрерывная работа всей адсорбционной установки. Адсорберы с неподвижным слоем адсорбента выполняют в виде вертикальных или горизонтальных цилиндрических аппаратов, снабженных внутренними устройствами: опорными для адсорбента; распределительными и сборно-выравнивающими для потока разделяемой сре-

Рис. 5. Адсорбер аксиального типа с неподвижным слоем адсорбента:

1 — корпус; 2 — опорная решетка; 3 — перфорированный лист и два слоя сетки; 4 — фарфоровые шары; 5    — переточные


трубы для загрузки (выгрузки) адсорбента; 6 — слой цеолита; 7 — слой алюмогеля; 8 — решетка;

9 — кран-укосина; 10 — штуцер для загрузки адсорбента; 11 — люк-лаз; 12 — трубопровод для выгрузки адсорбента; 13 — штуцер для дренажа. Потоки: I — исходный газ; II — отработанный газ

ды. На рис. 5 представлен адсорбер аксиального типа, предназначенный для очистки природного газа от сероводорода и меркаптанов. В корпусе аппарата диаметром

3,6 м расположены по высоте два слоя цеолита NaX высотой 3,6 м. Каждый слой цеолита поддерживается опорной решеткой, на которой установлен перфорированный лист и два слоя металлической сетки. Над верхним слоем цеолита размещен дополнительно слой алюмогеля для осушки газа. Для уменьшения динамического воздействия потока газа и более равномерного его распределения над адсорбентом расположен слой фарфоровых шаров высотой 300 — 600 мм. При загрузке адсорбента используют верхний люк и кран-укосину. Пере-точные трубы обеспечивают перемещение адсорбента из одной зоны в другую при его загрузке и выгрузке. Адсорбент из аппарата выгружают по трубопроводу, установленному на нижней опорной решетке.

Для уменьшения гидравлического сопротивления слоя адсорбента разработаны конструкции адсорберов с радиальным движением потока газа. На рис. 6 представлена конструкция адсорбера радиального типа, в котором поток разделяемой среды движется через слой адсорбента от центра к периферии. Адсорбент засыпан между двумя кольцевыми решетками. Исходная газовая смесь поступает снизу в центральный канал, проходит через слой адсорбента и собирается на периферии в кольцевом пространстве, откуда удаляется из аппарата. Свежий адсорбент загружается сверху через штуцер. Отработанный адсорбент выгружается снизу с помощью клапана. С целью защиты от внезапного повышения давления аппарат снабжен разрывной мембраной. Поверхность фильтрации адсорберов радиального типа в зависимости от их размеров лежит в пределах 10 — 80 м2, толщина слоя адсорбента составляет 0,4 — 0,63 м.

Адсорберы с движущимся или псевдоожиженным слоем — это непрерывно действующие аппараты, в которых стадии процесса адсорбционного разделения сырья протекают одновременно, но смещены по месту. Адсорбер с движущимся зернистым слоем адсорбента (рис. 7) — вертикальный аппарат, по высоте которо-

Рис. 6. Адсорбер радиального типа с неподвижным слоем адсорбента:

1 — собирающий коллектор; 2 — корпус; 3 — кольцевая решетка; 4 — слой адсорбента; 5 — штуцер для загрузки адсорбента; 6 — центральный раздающий канал; 7 — кольцевой собирающий канал; 8 — разгрузочное устройство; 9 — раздающий коллектор; 10 — штуцер для выгрузки адсорбента; 11 — штуцер для слива конденсата; 12 — предохранительная разрывная мембрана. Потоки: I — исходный газ; II — отработанный газ; III — водяной пар на десорбцию; IV — смесь паров воды и адсорбата

Рис. 7. Адсорбер с движущимся зернистым слоем адсорбента:

I    — холодильник; 2, 4 — распределительные тарелки; 3,    6    —

I


распределительные устройства;


7 — затвор-отводчик для адсорбента. Потоки: I — адсорбент;

II    — хладагент; III — исходная смесь; IV — смесь после адсорбции; V — продукты десорбции с десорбирующим агентом; VI — теплоноситель; VII — десорбирующий агент

I

го расположены три зоны: наверху — охлаждения, в средней части — адсорбции, внизу — нагрева и десорбции. Охлаждение и нагрев адсорбента осуществ-ляется через поверхность труб, внутри которых он    дви

жется. Хладагент и теплоноситель проходят в меж-трубном пространстве соответствующих секций аппарата. Для распределения разделяемой смеси и десорбирующего агента по сечению аппарата в соответствующих его секциях размещены распределительные устройства. На верху секций адсорбции и десорбции установлены распределительные тарелки с патрубками, обеспечивающие равномерное распределение по сечению аппарата адсорбента и сбор соответственно несор-бируемой части газа и десорбирующего агента с выделенными компонентами. Распределительная тарелка, разделяющая зоны адсорбции и десорбции, также создает необходимый гидрозатвор между ними.

В адсорбере с псевдоожиженным слоем адсорбента для равномерного распределения газовой фазы и образования псевдоожиженного слоя по высоте установлены опорно-распределительные решетки с переточными устройствами. Исходная газовая смесь и десорбирующий агент проходят через соответствующие секции аппарата, и в результате их контакта с поступающим сверху адсорбентом образуются псевдоожиженные слои, в которых протекают процессы адсорбции и десорбции в условиях противоточно-ступенчатого контакта.

ЛИТЕРАТУРА: [32, 40, 53].

Адсорбция (англ. adsorption) — процесс поглощения компонентов газов (паров) или жидкостей поверхностью твердых тел (адсорбентов). Адсорбцию применяют в газовой и нефтеперерабатывающей промышленности для осушки газов, например, природного газа при подготовке его к транспорту, для отбензинивания попутных и природных газов, разделения газов нефтепереработки с целью получения водорода и этилена, осушки жидкостей, выделения низкомолекулярных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов) из бензиновых фракций, для очистки масел. Явление адсорбции используется в хроматографии, в противогазах, для поглощения пахучих и вредных веществ, с целью защиты окружающей среды. По сравнению с другими массообменными процессами адсорбция эффективна при малом содержании извлекаемых компонентов в исходной смеси. Так, при разделении смеси сухих углеводородных газов процесс адсорбции оказывается более выгодным, чем процесс абсорбции, тогда как для жирных газов целесообразнее применять процесс абсорбции. Аналогично для жидких смесей: при невысоком содержании извлекаемых компонентов в сырье адсорбционное разделение предпочтительнее экстракции.

Различают физическую и химическую адсорбцию (хемосорбцию). При физической адсорбции молекулы адсорбента и поглощенного вещества (адсорбата) не вступают в химическое взаимодействие и их связь обусловливается силами межмолекулярного взаимодействия, при котором связь менее прочна, чем при хемосорбции. Физическая адсорбция — экзотермический процесс, для газов и паров теплота адсорбции примерно равна теплоте конденсации.

Адсорбируемость веществ зависит от их природы, строения молекул, а также от природы и структуры адсорбента (величины удельной поверхности, размеров пор). Адсорбируемость углеводородов обычно возрастает с увеличением их молекулярной массы, однако значительное влияние на нее оказывают структура и размеры молекул. Так, парафиновые и нафтеновые углеводороды поглощаются в меньшей степени, чем ароматические. Сернистые соединения лучше сорбируются, чем содержащие их парафиновые и нафтеновые углеводороды. Непредельные низкомолекулярные углеводороды (этилен, пропилен) адсорбируются лучше, чем соответствующие их предельные аналоги (этан, пропан).

Адсорбенты — пористые твердые вещества естественного и синтетического происхождения с развитой поверхностью пор. Удельная поверхность пор лежит в пределах от 200 до 1700 м2/г, средний размер пор — от 3 до 100 А. Адсорбенты производят в виде таблеток или шариков размером от 2 до 6 мм, а также порошков с размером частиц от 20 до 500 мкм. В качестве абсорбентов используют активированный уголь, силикагель, алюмосиликаты, цеолиты. Цеолиты (молекулярные сита) — природные или синтетические адсорбенты с регулярной структурой пор, представляют собой алюмосиликаты натрия, калия и других элементов. Размеры входных окон, определяющих избирательность цеолитов, изменяются от 3 до 9 А.

Важной характеристикой адсорбентов является активность (емкость), оцениваемая массой адсорбированного вещества, приходящейся на единицу массы адсорбента в условиях равновесия. Зависимость между активностью и парциальным давлением или концентрацией вещества в смеси при определенной температуре называют изотермой адсорбции (рис. 8). Одним из важных показателей, характеризующих процесс адсорбции и определяющих размеры аппарата, является скорость адсорбции, которая зависит от скорости трех стадий процесса: подвода вещества к поверхности зерен адсорбента — внешняя диффузия; перемещения вещества внутри зерен по порам адсорбента — внутренняя диффузия; поглощения вещества поверхностью адсорбента. Скорость адсорбции обычно лимитируют внешняя или внутренняя диффузии или сразу обе стадии. Адсорбции способствует понижение температуры, а для газов — повышение давления. Удалению адсорбированных компонентов из адсорбента (десорбции) способствует повышение температуры и для газовых смесей — понижение давления.

В целом процесс адсорбционного разделения включает следующие основные стадии: адсорбцию — контактирование исходной смеси с адсорбентом, при этом во многих случаях к жидким смесям для снижения вязкости добавляют плохо адсорбируемый растворитель; десорбцию — контактирование адсорбента с десорбирующим агентом (водяным паром, азотом, растворителем) с целью выделения поглощенных компонентов и

Рис. 8. Зависимость активности (емкости) адсорбента а от концентрации поглощаемого вещества С в смеси при различных температурах t

регенерации адсорбента (для облегчения десорбции и сокращения расхода десорбирующего агента процесс ведут при повышенной температуре); удаление из адсорбента десорбирующего агента (сушку); охлаждение адсорбента, причем в случае окислительной регенерации адсорбента его температура значительно повышается и требуется специальное охлаждение. Адсорбционное разделение также включает вспомогательные стадии — отделение целевых продуктов от десорбирующего агента и растворителей путем перегонки, ректификации, отстаивания.


ЛИТЕРАТУРА: [32, 40, 53].

Алкилирование (англ. alkylation) — каталитический процесс производства высокооктанового компонента бензина на основе взаимодействия изобутана с бутиленами и пропиленом.

Сырьем для алкилирования служат бутан-бутиле-новая и пропан-пропиленовая фракции, получаемые в основном в процессе разделения газов каталитического и термического крекинга. Целевыми продуктами процесса являются легкий и тяжелый алкилаты. Легкий алкилат (имеет конец кипения 85 °С и октановое число 91 — 95 по моторному методу) является компонентом автомобильного и авиационного бензинов, тяжелый алкилат (выкипает в пределах 185 — 310 °С) применяется как компонент дизельного топлива или как растворитель. Катализатором процесса служат серная кислота или фтористый водород. На отечественных установках используют 98 — 99%-ную серную кислоту по моногидрату.

В основе технологического процесса алкилирования лежит реакция присоединения алкенов к алканам, которая в общем виде может быть представлена уравнением

Cn H2n + 2 + Cm H2m ^ Cn + m H2(n + m) + 2.

Или для рассматриваемого конкретного случая:

C4H10 + C4H8 ^ C8H18,

C4H10 + C3H6 ^ C7H!6.

Процесс алкилирования проводится при температуре от 5 до 15 °C. При более высоких температурах серная кислота окисляет углеводороды, при более низких температурах вследствие увеличения вязкости эмульсии затруднен эффективный контакт углеводородов с серной кислотой.

По условиям проведения процесса углеводороды должны быть в жидком состоянии. В реакторе поддерживается давление 0,3—1,0 МПа.

Для предотвращения полимеризации олефинов сырье разбавляют путем циркуляции изобутана. В сырьевой смеси мольное соотношение изобутан : олефины поддерживают на уровне (6V7) : 1.

Реакция алкилирования экзотермична, тепловой эффект реакции составляет примерно 960 кДж на 1 кг алкилата. Для создания изотермических условий необходимо отводить тепло из реакционной зоны. В зависимости от типа реактора теплоотвод осуществляется либо испаряющимся аммиаком или пропаном через трубчатую поверхность, либо непосредственно за счет испарения части циркулирующего изобутана.

Продолжительность контактирования сырья с серной кислотой составляет 20 — 30 мин, объемное соотношение кислота : углеводороды равно 1 : 1.

Рис. 9. Схема установки сернокислотного алкилирования изобутана олефинами:

1 — реактор; 2 — холодильник; 3 — каплеотбойник; 4 — компрессор; 5 — емкость; 6 — пропановая колонна; 7 — емкость орошения; 8 — изобутановая колонна; 9 — бутановая колонна; 10 — колонна разделения алкилата; 11 — отстойник; 12 — коалесцирующий аппарат; 13 — сепаратор

Объемная скорость подачи олефинов на единицу объема катализатора составляет 0,1 — 0,6 ч-1.

Для эффективного контактирования углеводородов с серной кислотой их интенсивно перемешивают. Обычно используют пропеллерный насос (мешалку) при частоте вращения 400-500 мин-1.

Схема установки сернокислотного алкилирования приведена на рис. 9. Сырьевая смесь охлаждается испаряющимся бутаном в холодильнике 2 (см. испарители) и вводится пятью параллельными потоками в смесительные секции каскадного реактора 1. В первую секцию подают также циркулирующий изобутан и серную кислоту. Из отстойной зоны реактора снизу выводят серную кислоту (на циркуляцию или сброс) и жидкую часть углеводородной смеси, которая проходит коалес-цирующий аппарат 12, где из углеводородной смеси отделяются мельчайшие капли серной кислоты.

Далее углеводородная смесь проходит защелачивание и поступает на разделение в систему простых ректификационных колонн, соединенных последовательно по остатку: деизобутанизатор 8, дебутанизатор 9 и колонну 10, с верха которой отводится целевой продукт — легкий алкилат, а с низа — тяжелый алкилат. Изобутан с верха колонны 8 поступает на циркуляцию в первую смесительную секцию реактора. Подвод тепла в низ ректификационных колонн осуществляется конденсирующимся водяным паром.

Пары углеводородов, образующиеся в реакторе, через каплеотбойник 3 поступают на прием компрессора 4, который подает их через холодильник в емкость 5. Из емкости часть углеводородов поступает в реактор, а другая часть насосом подается в пропановую колонну 6, которая служит для вывода из системы накопившегося пропана. С низа колонны поток углеводородов (изобутана) частично циркулирует через сырьевой холодильник 2 и прием компрессора 4, а частично присоединяется к общему потоку циркулирующего изобутана.

ЛИТЕРАТУРА: [54, 55].

Г азосепараторы (англ. gas separators, от лат. separator — отделитель) — аппараты для отделения газа от жидкости (нефти, углеводородного конденсата, капельной влаги) и механических примесей. Газосепараторы являются обязательным элементом любой технологической схемы подготовки нефти на промыслах и газа, устанавливаются на компрессорных станциях, сборных и газораспределительных пунктах, ГПЗ.

Газосепараторы, как правило, имеют следующие секции: ввода газожидкостной смеси, обеспечивающую равномерное ее распределение в аппарате и максимальное отделение крупных капель жидкости; отстойную, предназначенную для коагуляции мелких капель жидкости и их отделения; каплеуловительную, обеспечивающую окончательную очистку газа и заданную эффективность сепарации; сбора отсепарирированной жидкости. Основным параметром, характеризующим степень отделения жидкости от газа, является коэффициент эффективности п, равный отношению количества 0ул жидкой фазы, уловленной в газосепараторе, к количеству 0вх жидкой фазы, содержащейся в потоке газа на входе в аппарат (п = 0ул / 0вх).

Газосепараторы разделяются по принципу действия: на гравитационные, инерционные, сетчатые, центробежные и смешанного типа; по геометрической форме и положению в пространстве — на цилиндрические (вертикальные, горизонтальные и наклонные) и сферические; по положению сборника отсепарирован-ной жидкости — с выносным и встроенным сборником; по месту в технологической схеме — на входные, промежуточные и концевые; по количеству сепарируемых фаз — на двухфазные и трехфазные. Газосепараторы могут быть выполнены как автономный аппарат или как встроенная секция вертикальных колонных аппаратов многофункционального назначения.

Гравитационные газосепараторы просты по конструкции, но громоздки и металлоемки. Осаждение капель жидкости в них происходит в основном под действием силы тяжести. Эффективность разделения газожидкостного потока в таких газосепараторах тем выше, чем больше размер капель жидкости в газовом потоке и ниже его скорость (п = 75 — 90 %, скорость газа vr = = 0,05 — 0,2 м/с). Наиболее распространены в промышленности инерционные, сетчатые и центробежные газо-сепараторы.

Инерционные газосепараторы (п = 95 — 99 %, скорость газа v- = 0,2—1,0 м/с) различаются конструкцией пакетов пластин, их компоновкой и конфигурацией, а также расположением патрубков входа и выхода газа

II

Рис. 10. Инерционный газосепаратор:

а — общий вид; б—д — типы каплеуловигельной насадки; б — уголковая; в — желобчатая; г — жалюзийная с карманами для сбора частиц; д — жалю-зийная с переменными геометрией и сечением каналов; 1 — корпус; 2 — распределительное устройство; 3 — пакеты каплеуловигельной насадки; 4 — труба для отвода жидкости; 5 — успокоительная решетка. Потоки: I — исходный газ; II — очищенный газ; III — жидкость

(рис. 10). Для повышения производительности сепараторов пакеты пластин могут быть двухсекционными. Перспективны струнные пакеты, представляющие собой набор рамок с намотанной на них проволокой диаметром 0,3 — 0,5 мм. Основное их применение — предварительное отделение газа от жидкости. В промышленности инерционные газосепараторы используют на установках низкотемпературной сепарации в качестве входных, промежуточных и концевых ступеней сепарации.

Коэффициент эффективности сетчатых газосепара-торов (рис. 11) определяется в основном конструкцией сетчатых пакетов, их расположением в корпусе аппарата и может достигать 99,5 — 99,8 % при скоростях газа в 3 — 5 раз больших, чем в гравитационных. Высокая эффективность этих газосепараторов обусловливается большой поверхностью контакта сепарирующих элементов с газожидкостным потоком. Вертикальные сетчатые газосепараторы применяют на промыслах в качестве концевых сепараторов в установках низкотемпературной сепарации, промежуточных и концевых сепараторов на ГПЗ, при очистке газа от жидкости перед подачей его на факел.

В центробежных газосепараторах для преобразования поступательного движения потока во вращательное используют завихрители (рис. 12). Основным преимуществом их является высокая рабочая скорость газа в корпусе центробежного элемента. Благодаря действию центробежных сил из газового потока можно выделить капли жидкости диаметром более 10 — 20 мкм. Коэффициент эффективности газосепаратора при высоком давлении колеблется от 80 до 99 %. Отдельные конструкции оснащены регулируемым завихрителем, предназначенным для поддержания эффективной скорости сепарации при изменении производительности и давления, в некоторых используют прямоточные центробежные элементы. Центробежные элементы снабжены каналами рециркуляции и могут обеспечить эффективную очистку газа при их расположении как горизонтальном, так и вертикальном (с движением потока сверху вниз или снизу вверх). Применяют в основном в

Рис. 11. Сетчатый газосепаратор:

1 — корпус; 2 — сетчатый коагулятор; 3 — сетчатый отбойник (демистер); 4 — успокоительная решетка. Потоки: I — исходный газ; II — очищенный газ; III — жидкость

Рис. 12. Центробежные газосепараторы:

а — с регулируемым завихрителем; б — с центробежными прямоточными элементами; 1 — корпус; 2 — сетчатый отбойник; 3 — труба для отвода очищенного газа; 4 — диафрагма; 5 — регулируемый завихритель; 6 — центробежные элементы; 7 — труба для отвода жидкости; 8 — успокоительная решетка. Потоки: I — исходный газ; II — очищенный газ; III — жидкость

качестве входных и промежуточных ступеней очистки на установках промысловой подготовки газа, а также на магистральных газопроводах.

Для очистки газожидкостной смеси со сравнительно небольшим содержанием газа используют блочные се-парационные установки, применяемые для сепарации нефти от газа в герметизированных системах сбора, транспортировки и подготовки нефти на промыслах. В каждую установку входят технологическая емкость, каплеотбойник (горизонтальный, инерционный газосепараторы со струнными пакетами) и депульсатор. Нефтегазовая смесь поступает от скважин в депульсатор, в котором свободный газ отделяется от нефти и, минуя технологическую емкость, отводится в каплеотбойник. Нефть из депульсатора поступает в технологическую емкость, где происходит гравитационная сепарация нефти от газа. Газ, выделившийся в емкости, также проходит через каплеотбойник.

ЛИТЕРАТУРА: [25, 38, 52].

Г азофракционирование (англ. gas fractionation) — процесс разделения смеси углеводородных газов на составляющие компоненты путем ректификации.

Углеводородные газы нефтепереработки включают газы, растворенные в нефти и газовом конденсате и выделяющиеся при атмосферно-вакуумной перегонке, и газы, полученные при деструктивной переработке нефти.

В зависимости от состава и природы компонентов газы разделяют на сухие и жирные, предельные и непредельные. Сухие газы содержат в основном компоненты Ci и C2, жирные — Ci, C2, C3 и выше. Сухие газы используются как топливо. Компоненты жирных газов применяют в быту и как сырье для дополнительной переработки.

Предельные газы состоят из углеводородов метанового ряда и получаются при первичной переработке нефти и в процессах, протекающих под давлением водорода (каталитический риформинг, изомеризация, гидрокрекинг, гидроочистка). Непредельные газы включают значительное количество непредельных углеводородов и получаются на установках термического и каталитического крекинга и коксования. Предельные и непредельные газы разделяют на газофракционирующих установках различного типа.

Разделение газа в ректификационной колонне можно осуществить при двух условиях: 1) под давлением при нормальных температурах, используя в качестве хладагента воду и воздух; 2) при обычном давлении и низкой температуре, используя искусственное охлаждение. При этом при высоком давлении требуются затраты на компримирование газа, при обычном давлении — на охлаждение. Например, в головной колонне газофракционирующей установки разделения предельных газов деэтанизацию осуществляют при давлении 1,3 МПа и температуре 15 °C с использованием аммиачного холодильника-конденсатора либо при давлении 3,4 — 4,0 МПа при нормальной температуре.

Газофракционирующие установки разнообразны по своим технологическим схемам и включают от 6 до 10 простых колонн, соединенных последовательно по ректификату и остатку и последовательно-параллельным способом. Общее число тарелок во всех колоннах меняется от 390 до 720. При этом число тарелок в колоннах, разделяющих наиболее близкокипящие компоненты изобутановой (изобутан и н-бутан) и изопентановой (изопентан и н-пентан) фракций колеблется от 97 до 180. Исследование фактических режимов изобутановой колонны показало, что флегмовое число для получения изобутана и н-бутана чистотой 97 — 98 % составляет не менее 19.

Мощности по сырью газофракционирующих установок находятся в пределах от 200 до 1000 т в год.

Схема газофракционирующей установки разделения предельных газов конденсационно-компрессионного типа приведена на рис. 13. Сырье — газ с установок первичной перегонки нефти и риформинга поступает

Рис. 13. Схема газофракционирующей установки конденсационно-компрессорного типа:

1 — сепаратор; 2 — компрессор; 3, 4 — холодильники-конденсаторы; 5, 6 — сепараторы-сборники; 7 — сборник жидкого газа; 8 — насос; 9— 14 — ректификационные колонны; 15 — конденсаторы воздушного охлаждения; 16 — рибойлеры


Газ с АТ и АВТ


через сепаратор 1 на прием компрессора 2. Сжатый и нагретый газ проходит две ступени конденсации: первую — в результате охлаждения водой и вторую — в результате охлаждения аммиаком (соответственно холодильники-конденсаторы 3 и 4 и сепараторы-сборни-ки жидкого газа 5 и б). Из сборника 7 сжиженный газ вместе с отгоном стабилизации установок первичной перегонки и риформинга насосом 8 подается в колонну 9. С верха колонны из рефлюксной емкости отбирают сухой газ — метан и этан. Остаток — деэтанизированная фракция поступает в депропанизатор 10, где она разделяется на пропановую фракцию, вводимую сверху как продукт, и смесь углеводородов С4 и выше, которая направляется на дальнейшее разделение в дебутаниза-тор 11. С верха дебутанизатора выводится смесь бутана и изобутана. Смесь поступает в деизобутанизатор, ректификатом которого является изобутановая фракция, а кубовым остатком — бутановая фракция. С низа дебутанизатора 11 остаток — легкий дебутанизированный бензин подается в депропанизатор 13, из которого в качестве кубового остатка выводятся углеводороды С6 и выше. Ректификат депропанизатора — смесь пентанов поступает на разделение в колонну 14, ректификатом которой является изопентановая фракция, а остатком — пентановая.

Отвод тепла в деэтанизаторе 9 осуществляется с помощью аммиака, в остальных колоннах — с помощью аппаратов воздушного охлаждения. В нижнюю часть ректификационных колонн тепло подводится при помощи рибойлеров.

ЛИТЕРАТУРА: [4, 54, 55].

Гидрогенизационные процессы (англ. hydrogenation processes) — процессы термокаталитической переработки углеводородного сырья в среде водорода. К этим процессам относят:

1) гидроочистку дистиллятных фракций (бензина, керосина, дизельного топлива), целью которой является удаление сернистых соединений и непредельных углеводородов, а при более жестких режимах — дополнительно гидрирование ароматических до нафтенов в случае керосиновой и дизельной фракций;

2)    гидрообессеривание — гидроочистку нефтяных остатков с целью получения малосернистых котельных топлив и сырья для каталитического крекинга;

3)    гидрокрекинг — процесс глубокого превращения преимущественно тяжелого дистиллятного и остаточного углеводородного сырья для получения светлых нефтепродуктов — бензина, реактивного и дизельного топлив.

ЛИТЕРАТУРА: [54].

Гидрокрекинг (англ. hydrogen cracking) — термокаталитический процесс переработки углеводородного сырья, целью которого является получение светлых нефтепродуктов из более тяжелого сырья. Последнее обеспечивает значительное углубление переработки нефти.

При гидрокрекинге по сравнению с гидроочисткой и гидрообессериванием осуществляется более глубокое превращение исходного сырья, и протекают реакции:

1) гидрогенолиза гетероорганических соединений серы, кислорода, азота; 2) гидрирования ароматических углеводородов; 3) раскрытия нафтеновых колец; 4) деалки-лирования циклических структур; 5) расщепления парафинов и алкильных цепей; 6) изомеризации образующихся осколков; 7) насыщения водородом разорванных связей. В результате получаются такие соединения, которых нет в исходном сырье. Путем подбора катализаторов, расхода водорода, технологических параметров (давления и температуры) обеспечивают максимальный выход целевого продукта — бензина, реактивного и дизельного топлива. В некоторых случаях процесс направлен на получение легких изопарафинов (С5 — С6) или пропана и бутана.

Для гидрокрекинга используют бифункциональные катализаторы, в которых гидрогенизирующими компонентами служат металлы VI и VIII групп — оксиды и сульфиды молибдена, никеля, кобальта, ванадия, платины, рения. Носителем является оксид алюминия или алюмосиликаты в аморфном виде, если продуктами являются дистиллятные топлива, или в виде цеолитов — при получении бензинов.

Водород для гидрокрекинга получают на установках паровой каталитической конверсии природного или нефтезаводского газов. Кратность циркуляции водорода поддерживается в пределах 800 — 2000 м на 1 м3 сырья.

Температура гидрокрекинга находится на уровне 370 — 425 °С для дистиллятного сырья. Высокая температура процесса (>400 °С) затрудняет насыщение водородом непредельных и полициклических ароматических углеводородов. Поэтому давление поддерживается на уровне 15 — 20 МПа. Объемная скорость подачи сырья лежит в пределах 0,3—1,2 ч-1.

В целом реакция гидрокрекинга экзотермична. Поэтому катализатор в реакторе размещают слоями, в межслойное пространство вводят холодный водород, тем самым поддерживают температуру на оптимальном уровне. Окислительная регенерация катализатора осуществляется в токе инертного газа при давлении 3 —

5 МПа и температуре 480-520 °С.

Установки гидрокрекинга в зависимости от характера исходного сырья, целевого назначения процесса, типа катализатора могут быть разделены на три группы: 1) одноступенчатые одностадийные; 2) одноступенчатые двух- и трехстадийные; 3) двухступенчатые.

При одноступенчатой одностадийной схеме сырье в реакторе претерпевает однократное превращение. При наличии рециркуляции возможно углубление процесса и увеличение выхода целевого продукта. Так, при переработке вакуумного газойля из него можно с высоким выходом получать дизельное топливо. Однако рециркуляция снижает производительность установки.

При одноступенчатой двухстадийной системе сырье после печи проходит последовательно два реактора. Рециркулирующий остаток вводится в поток перед вторым реактором. Таким образом, все продукты реакции, не претерпевшие разделения, поступают на вторую стадию превращения во второй реактор.

В случае двухступенчатой схемы после первой ступени осуществляют отделение газов и гидрогенизат после нагрева в печи поступает в реактор второй ступени. После этого из продуктового потока выделяют светлые фракции (бензин, реактивное и дизельное топливо), а непревращенный остаток направляют на рециркуляцию в реактор первой либо второй ступени или отдельный реактор. В последних случаях реакторы могут содержать катализаторы с разными свойствами. В первом по ходу сырья реакторе может происходить облагораживание сырья (очистка от серы, азота и частично аромати-ки) на катализаторах, стойких к азоту и сере, во втором реакторе — гидрокрекинг облагороженного сырья. Двухступенчатую схему используют в том случае, когда путем глубокого превращения необходимо получить большое количество светлых легких топливных фракций. При менее глубоком процессе используют одноступенчатую схему.

Гидрокрекинг тяжелого остаточного сырья осуществляют по двухступенчатой схеме. При этом наряду с реакторами, содержащими неподвижный слой катализатора, применяют аппараты с трехфазным псевдоожи-женным слоем (жидкая часть сырья — водород с углеводородным газом — суспидированный мелкодисперсный катализатор). При использовании реактора с псев-доожиженным. слоем возможна регенерация катализатора путем частичного вывода его из процесса.

На рис. 14 приведена схема одноступенчатой установки одностадийного гидрокрекинга. Сырье после подогрева в теплообменниках теплом гидрогенизата смешивается с водородом. Смесь нагревается в сырьевой печи 2 и поступает в реактор 1. Выходящий с низа реактора гидрогенизат после охлаждения в теплообменниках водородом и сырьем поступает в газосепаратор 6 высокого давления, где от него отделяется циркулирующий водород, возвращаемый в реактор 1 компрессором 4. Жидкие продукты из сепаратора высокого

Рис. 14. Схема одноступенчатой установки одностадийного гидрокрекинга:

1 — реактор; 2 — сырьевая печь; 3 — компрессор добавочного водорода; 4 — циркуляционный компрессор; 5 — воздушный холодильник; 6, 7 — газожидкостные сепараторы высокого и низкого давления; 8 — стабилизационная колонна; 9 — фракционирующая колонна; 10 — колонна вторичной перегонки бензина. Потоки: I — сырье; II — добавочный водород; III — вода; IV — кислые стоки; V — газ на очистку; VI — углеводородный газ; VII — легкий бензин; VIII — тяжелый бензин; IX — лигроин; X — керосин; XI — газойль; XII — остаток

давления направляют в сепаратор 7 низкого давления и далее на разделение в стабилизационную колонну 8, с верха которой отводится углеводородный газ, а с низа — остаток. Остаток после нагрева в трубчатой печи поступает на ректификацию во фракционирующую колонну 9. Верхний продукт этой колонны — бензин направляется на разделение в колонну 10 вторичной переработки бензина. В качестве боковых погонов из колонны 9 получают лигроин, керосин, газойль, а снизу — остаток. Добавочный водород подают компрессором 3.

ЛИТЕРАТУРА: [1, 27, 54, 55].

Гидроочистка дистиллятных фракций (англ. hydrofining of distillates) — термокаталитический процесс улучшения качества дистиллятов путем удаления из них серы, азота, кислорода, смолистых и непредельных соединений в среде водорода. Сырьем для гидроочистки служат прямогонные дистилляты (бензин, реактивные и дизельные топлива, керосин, вакуумные газойли) и дистилляты вторичного происхождения (бензины, легкие газойли каталитического крекинга и коксования). При гидроочистке протекают следующие ре-

акции:

1)    гидрогенолиз сернистых соединений (меркаптанов, сульфидов, дисульфидов, тиофенов)

RSH + H2 ^ RH + H2S

R2S + 2H2 ^ 2RH + H2S

HC=CH^

I    S    +    4H2 ^ C4H10 + H2S

hc=ch/

2)    гидрогенолиз азотсодержащих соединений RNH + 4H2 ^ RH + NH3

3)    удаление кислородсодержащих соединений ROH + H2 ^ RH + H2O

4)    гидрирование ненасыщенных соединений СлН2л + H2 ^ СпН2л + 2

5)    гидрирование ароматических соединений

С10Н22 + Н2 ^ 2С5Н12


6) гидрокрекинг


В процессе гидроочистки также идут реакции уплотнения, конденсации и полимеризации углеводородов, в


результате которых на катализаторе откладывается кокс.

В целом тепловой эффект реакций гидроочистки положителен — они идут с выделением тепла.

На скорость реакций гидроочистки оказывают влияние качество сырья, тип катализатора, температура и давление процесса, парциальное давление и кратность циркуляции водорода.

Легкие дистилляты (бензины) содержат более низкомолекулярные непредельные и сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды) и легче подвергаются гидроочистке. Тяжелое сырье и сырье вторичного происхождения содержит более стабильные сернистые соединения (тиофены) и труднее гидрируемые непредельные, что требует более жестких условий очистки.

Повышение температуры процесса увеличивает степень гидроочистки. Для каждого вида сырья это происходит до определенного значения, после которого скорость реакции разложения и насыщения непредельных углеводородов превышает скорость реакций гидрирования сернистых соединений. Давление способствует процессу гидроочистки. Обычно гидроочистку проводят при температуре 250 — 400 °С и давлении 2 — 5 МПа. Парциальное давление водорода оказывает существенное влияние на гидроочистку, значительно увеличивая глубину процесса.

Кратность циркуляции водородсодержащего газа увеличивают с утяжелением сырья, в пересчете на 100%-ный водород она составляет 80 — 200 м33 сырья для бензиновой фракции и более 500— 1000 м33 — для вакуумных погонов.

Основные параметры технологического режима гидроочистки дистиллятных фракций приведены в табл. 1.

Для гидроочистки применяют катализаторы на основе оксидов металлов VII и VIII групп (никель, кобальт, молибден, вольфрам). В промышленности используют алюмокобальтмолибденовый (АКМ) и алюмоникельмо-либденовый (АНМ) катализаторы. В алюмоникельмо-либденовый катализатор на силикатной основе для увеличения прочности вводят диоксид кремния (АНМС).

Технологический режим процесса гидроочистки дистиллятных фракций

Показатели

Бензиновые фракции

Керосиновая фракция (140-240 °С)

Дизельная фракция (230-350 °С)

Вакуумный дистиллят (350-520 °С)

IV масляный погон

62-105 °С

85-180 °С

Парциальное давление водорода в реакторе, МПа

1,72-2,62

1,0-3,0

1,5-2,2

1,8-2,0

4,0

>3,5

Температура на входе в реактор, °С:

в начале цикла в конце цикла

370

380

370

380

300

400

350

420

370-375

400-410

370-380

390-410

Содержание (объемное) водорода в циркулирующем газе, %

75

75

65-75

>75

>75

>75

Объемная скорость подачи сырья, ч-1

2,5-7,0

2,5-7,0

10,0

4,5-5,0

<1,2

1,0

Кратность циркуляции 100%-ного водорода, м3/м сырья

90-200

80-200

180-250

180-300

>500

>1000

Тип катализатора

АКМ,

АНМС,

Г0-30-70

АКМ,

АНМС,

Г0-30-70

АКМ,

АНМС

АКН,

АНМС,

ГБ-168,

ГКД-202

ГО-117,

Г5-168ш

ГК-35

Рекомендуемый срок службы катализатора, годы

В том числе до первой регенерации, мес

<5

18-24

<5

18-24

<5

24

<5

18

<2,5

10

2

9

Носителем служит оксид алюминия. Катализаторы выпускают в виде частиц неправильной цилиндрической формы. В настоящее время применяются катализаторы на цеолитной основе. Катализатор АКМ имеет высокую активность и селективность по целевой реакции обес-серивания, достаточно активен в гидрировании непредельных соединений. Катализатор АНМ проявляет большую активность при гидрировании ароматических и азотистых соединений.

В процессе гидроочистки на катализаторе откладывается кокс, в результате чего катализатор теряет активность. Для восстановления активности катализатор подвергают регенерации. В зависимости от состава катализатора применяют газовоздушный или паровоздушный методы регенерации. Газовоздушная регенерация осуществляется смесью инертного газа с воздухом при температуре до 550 °C. При паровоздушной регенерации используют смесь воздуха и водяного пара, нагретую в печи до температуры выжига кокса. Для цеолитсодержащих катализаторов паровоздушный способ не используют.

Длительность газовоздушной регенерации составляет 100—120 ч, для паровоздушной она меньше.

Установки гидроочистки в технологической схеме завода могут быть самостоятельными или находиться в блоке с другими процессами. В последнем случае они могут готовить сырье для процесса или производить очистку продуктов.

Схемы установок гидроочистки различаются по варианту подачи водородсодержащего газа: с циркуляцией или «на проток». На установках гидроочистки керосина, дизельного топлива, вакуумного дистиллята применяется циркуляционная схема подачи водородсодержащего газа. Мощность установок гидроочистки составляет 300 — 2000 тыс. т/год.

Технологическая схема установки гидроочистки дизельного топлива с циркуляцией водородсодержащего газа приведена на рис. 15. Сырье смешивается с водородсодержащим газом и после подогрева в теплообменниках 3 за счет тепла отходящего дизельного топли-


Рис. 15. Технологическая схема установки гидроочистки с циркуляцией водородсодержащего газа:

1 — трубчатая печь; 2 — реактор; 3, 6    —    теплообменники;    4    — воздушный

холодильник; 5 — горячий сепаратор; 7 — холодильник; 8 — холодный сепаратор; 9 — стабилизационная колонна; 10 — сепараторы; 11 — насос; 12 — колонна отдува сероводорода из бензина; 13 — абсорберы; 14 — термосифонный рибойлер; 15 — отгонная колонна; 16 — дегазатор; 17 — центробежный компрессор. Потоки: I — сырье; II — водородсодержащий газ; III — углеводородный или водородсодержащий отдувочные газы; IV — очищенное дизельное топливо; V — бензин-отгон; VI — сероводород; VII — углеводородный газ с установки; VIII — углеводородный газ к печам

ва и газопродуктовой смеси нагревается в печи 1 и поступает в реактор 2. Из реактора газопродуктовая смесь после охлаждения в теплообменнике разделяется в горячем сепараторе 5 на парогазовую смесь и гидрогенизат. Гидрогенизат с низа сепаратора поступает в стабилизационную колонну 9. Парогазовая смесь, выходящая из сепаратора 5, отдает свое тепло на нагрев гидрогени-зата, уходящего из холодного сепаратора 8, на получение пара в теплообменнике 6 и после охлаждения в воздушном и водяном холодильниках поступает в холодный сепаратор 8. С низа холодного сепаратора жидкий поток через теплообменник 3 направляется в колонну 9. С верха сепаратора газовая смесь поступает в абсорбер 13, где в результате обработки ее раствором метаноламина улавливается сероводород. Из абсорбера через сепаратор 10 водородсодержащий газ поступает на прием центробежного компрессора 17, который подает его на смешение с сырьем. С верха стабилизационной колонны 9 парогазовая смесь после охлаждения и частичной конденсации поступает в сепаратор 10, из которого часть жидкости (бензин) подается на орошение колонны 9, другая же часть после отдува сероводорода в колонне 12 выводится как продукт. Углеводородный газ после очистки от сероводорода в абсорбере 13 моноэтаноламином используется в качестве топлива в трубчатых печах. Насыщенный сероводородом моно-этаноламин из абсорберов после дегазатора 16 поступает на десорбцию в отгонную колонну 15. С верха отгонной колонны выводится через сепаратор сероводород.

ЛИТЕРАТУРА: [54, 55].

Гидромеханические процессы (англ. hidromechanic processes) — процессы, связанные с перемещением жидких и газовых сред, с обработкой неоднородных двухфазных и многофазных систем. Гидромеханические процессы широко распространены в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. Движущими силами гидромеханических процессов являются разность или градиент давлений, а также силы, обусловленные разностью плотностей компонентов неоднородных сред.

К гидромеханическим процессам относятся перекачка жидкостей и транспорт газов; разделение неоднородных сред — различные виды отстаивания (гравитационное, в центробежном, электрическом, магнитном поле); фильтрование; перемешивание жидких сред; течение газа и жидкости через зернистый слой; псевдоожижение.

ЛИТЕРАТУРА: [39, 53].

Гидрообессеривание (англ. hydrogen sweetening process) — процесс гидроочистки нефтяных остатков с целью получения малосернистых котельных топлив и сырья для каталитического крекинга. Процесс протекает в реакторах с неподвижным слоем катализатора подобно гидроочистке дистиллятных фракций и в реакторах с псевдоожиженным слоем катализатора подобно гидрокрекингу.

При гидрообессеривании применяют алюмокобальт-молибденовый и алюмоникельмолибденовый катализаторы.

ЛИТЕРАТУРА: [27, 54].

Грохоты (англ. riddle) — машины для разделения (классификации) твердых сыпучих материалов по крупности их частиц (кусков) путем просеивания. Грохоты применяют в нефтяной, нефтеперерабатывающей, угольной, горнодобывающей промышленности, производстве строительных материалов, для классификации твердых компонентов буровых растворов, нефтяного кокса, катализаторов, угля, руд, щебня и других материалов, при очистке и регенерации промывочных жидкостей.

Просеивающие (рабочие) поверхности изготавливают из сит, колосниковых решеток, валков с круглыми дисками, насаженных на них эксцентрично, или с дисками специальной формы. Сита выполняют из сеток различных конструкций (тканых, плетеных, стержневых и др.) и решеток, изготовленных из листов с отверстиями разной формы. Грохоты разделяют по следующим основным признакам: подвижности рабочей поверхнос- ти

— на неподвижные и подвижные; форме рабочей поверхности — плоские и цилиндрические (барабанные); расположению рабочей поверхности — горизонтальные и наклонные. В неподвижных грохотах рабочая поверхность устанавливается наклонно и просеивание осуществляется при скольжении сыпучего материала по ней. В подвижных грохотах просеивающая поверхность совершает движение и в зависимости от него разли-чают качающиеся, гирационные и вибрационные гро-хоты.

У валковых грохотов при вращении валков поверхность дисков, на которую опирается сыпучий материал, совершает волнообразное движение. У барабанного грохота перфорированная поверхность барабана перемещается по окружности. При разделении материалов на несколько фракций рабочие поверхности грохотов имеют различные размеры отверстий. Например, у барабанного грохота размер отверстий увеличивается в направлении движения материала (рис. 16), грохот с барабаном диаметром 1500 мм и длиной 4200 мм (размер отверстий от 50 до 10 мм) имеет массу 5,05 т, мощность электродвигателя 4,5 кВт, частоту вращения барабана 10,4 мин-1 и производительность 45 м3/ч.

В зависимости от характера изменения размеров отверстий в ситах грохотов применяются три способа грохочения (рис. 17): от мелкого к крупному — по ходу

1    I    I    ' I

V    IV    III    II

6

Рис. 16. Барабанный грохот:

a — схема барабанного грохота с последовательным расположением сит: 1 — лоток для подачи исходного материала; 2 — барабан; 3 — привод; 4 — опорный ролик. Потоки: I — исходный материал; II — крупная фракция; III, IV, V — фракции с уменьшающимся размером частиц; б — внешний вид барабана

сыпучего материала размер отверстий увеличивается; от крупного к мелкому — размер отверстий уменьшается; комбинированный. При грохочении по первому способу обеспечиваются удобство смены сит, наблюдение за их состоянием, рассредоточенность разгрузки материала по длине сит. Недостатки этого способа — пониженная эффективность грохочения, поскольку вся масса материала загружается на мелкое сито и большие куски перекрывают отверстия; повышенный износ мелких сит; крошение хрупких материалов. При грохочении по второму способу наблюдаются лучшая эффективность 48

Рис. 17. Схемы способов грохочения:

a — от мелкого к крупному; б — от крупного к мелкому; в — комбинированный

а



*



* I

грохочения, меньшие износ сит и крошение материала, обеспечивается компактность установок. Недостатки этого способа — разгрузка всех фракций с одного конца и сравнительная сложность ремонта и смены сит.

ЛИТЕРАТУРА: [40, 51, 53].

Деасфальтизация пропаном (англ. deasphalting) — экстракционный процесс выделения масляной части из остаточного сырья (гудрона). Избирательный растворитель — пропан 95 — 96%-ной чистоты. В результате контакта с гудроном образуется экстрактный раствор — целевое масло, растворенное в пропане, и рафинатный раствор, содержащий асфальтосмолистые вещества и полициклические ароматические углеводороды. После разделения экстрактного и рафинатного растворов выделяется (регенерация) пропан. При этом из экстрактного раствора получают целевой продукт (деасфальтизат), а из рафинатного раствора — рафинат (асфальт).

Температура процесса лежит в интервале 50 — 85 °C. При одноступенчатой деасфальтизации кратность пропан : сырье составляет (5^8) : 1.

Схема установки одноступенчатой деасфальтизации представлена на рис. 18. Сырье — гудрон после нагрева паром в подогревателе 1 поступает в верхнюю часть экстракционной колонны 5. Сжиженный пропан из емкости 3 после подогревателя 2 вводится в низ экстракционной колонны (см. экстракторы) и движется вверх противоточно сырью. Раствор деасфальтизиро-ванного масла с верха экстракционной колонны проходит последовательно испарители 6 и 7, в которых благодаря ступенчатому понижению давления и повышению температуры происходит испарение пропана. После

Рис. 18. Схема установки одноступенчатой деасфальтизации гудрона пропаном:

1 и 2 — паровые подогреватели; 3 — емкость сжиженного пропана; 4 — холодильники-конденсаторы; 5 — экстракционная колонна; 6, 7 — испарители; 8, 11 — отпарные колонны; 9 — трубчатая печь; 10 — испарительная колонна; 12 — компрессор; 13 — конденсатор смешения. Потоки: I — сырье (гудрон); II — водяной пар; III — вода; IV — асфальт; V — деасфальтизиро-ванное масло

испарителей раствор поступает в отпарную колонну 8, где остаток пропана отпаривается водяным паром. С низа 8 деасфальтизированное масло откачивается с установки.

Асфальтовый раствор выводится с низа экстракционной колонны, нагревается в трубчатой печи 9 и поступает под давлением в испарительную колонну 10, где от него испаряется основная часть пропана. Остатки пропана отпариваются водяным паром в колонне 11, с низа которой выводится асфальт. Пары пропана высокого давления из испарителей 6 и 7 и испарительной колонны 10 поступают в холодильники-конденсаторы 4, откуда конденсат направляется в емкость для сжиженного пропана 3. Пропан низкого давления из отпарных колонн 8 и 11 после отделения водяного пара в конденсаторе 13 сжимается компрессором 12 и также поступает через холодильники-конденсаторы 4 в емкость 3.

ЛИТЕРАТУРА: [55, 65].

Депарафинизация масел (англ. deparafinization) — процесс удаления высокоплавких (в основном парафиновых) углеводородов. Процесс служит для получения масел с низкой температурой застывания, а также парафинов и церезинов. Сырьем являются рафи-наты селективной очистки. Различают обычную депа-рафинизацию — получение масел с температурой застывания от —10 до — 15 °С и глубокую (низкотемпературную) — с температурой застывания ниже —30 °С.

Продуктами депарафинизации являются: 1) депара-финированные масла, которые затем подвергают доочистке; 2) неочищенные гачи (депарафинизация дистил-лятных масел) — сырье для производства твердых парафинов; 3) петролатумы (депарафинизация остаточных масел) — сырье для получения церезинов.

При депарафинизации применяют различные растворители; в частности, находит применение смесь ме-тилэтилкетона с толуолом. Растворитель при температуре процесса должен хорошо растворять жидкие углеводороды сырья и не растворять твердые.

При производстве масел с температурой застывания выше —20 °С в качестве хладагента используют аммиак или пропан, в случае низкозастывающих масел применяют двухступенчатую систему охлаждения (хладагент второй ступени — этан).

Процесс депарафинизации включает следующие стадии: растворение исходного сырья; охлаждение и кристаллизацию высокоплавких углеводородов; выделение твердой фазы из раствора масла, гача или петролатума. Сырье (рис. 19), после смешения с растворителем, проходит теплообменник 1 и поступает в регенеративные кристаллизаторы 2, где сырьевой раствор охлаждается и за счет регенерации холода отходящего раствора де-парафинированного масла происходит кристаллизация. Далее сырьевой раствор поступает в кристаллизаторы 3, где хладагентом служит жидкий аммиак, пропан или этан. Из кристаллизаторов 3 образовавшаяся суспензия твердых углеводородов поступает в барабанные вакуум-фильтры 4 (см. фильтры). В зависимости от схемы процесса растворитель может вводиться в любом месте по

II

Рис. 19. Принципиальная схема установки депарафинизации масел:

1 — теплообменник; 2 — регенеративные кристаллизаторы; 3 — кристаллизаторы, использующие хладагент; 4 — вакуумные фильтры; 5, 6 — отделения регенерации растворителя из растворов депарафинированного масла и гача или петролатума соответственно. Потоки: I — сырье; II — растворитель; III — хладагент; IV — раствор депарафинизированного масла; V — раствор гача или петролатума; VI — депарафинизированное масло; VII — гач или петрола-тум

ходу обрабатываемого потока. Из фильтров основной поток фильтрата как хладагент поступает в регенеративные кристаллизаторы. Лепешку твердых парафинов в вакуум-фильтрах промывают холодным растворителем и затем направляют в отделение регенерации из нее растворителя 6. Промывочный растворитель вместе с основным потоком фильтрата поступает в отделение регенерации растворителя из раствора депарафиниро-ванного масла 5.

Обычно на установках депарафинизации для уменьшения содержания масла в гаче фильтрование осуществляют в две ступени: из первой ступени раствор масла выводят на регенерацию, а раствор гача смешивают с растворителем и подают на фильтрование во вторую ступень.

ЛИТЕРАТУРА: [55, 65].

Дозаторы (англ. dosers) — устройства для распределения материала по массе или объему. Применяют при затаривании и расфасовке продуктов, а также для получения смесей необходимого состава. На НПЗ дозаторы используют в технологических процессах на АВТ для подачи реагентов, деэмульгаторов, ингибиторов; при производстве масел, пластичных смазок, присадок; при компаундировании с целью получения товарных нефтепродуктов.

По способу измерения количества материала дозаторы разделяются на весовые (измерение в единицах массы) и объемные (в единицах объема), по способу действия — на непрерывные и периодические, по подаче материала — на гравитационные и с принудительной системой.

Дозатор включает узел распределения материала, устройство с датчиком, измеряющим его количество, прибор для регулирования подачи и регистрации общего количества материала. На НПЗ в качестве дозаторов жидких сред нашли применение дозировочные плунжерные насосы с бесступенчатым регулированием хода плунжера для подачи реагентов (кислот и щелочей). Гидравлическая часть таких насосов выполняется из коррозионно-стойкой стали.

ЛИТЕРАТУРА: [11, 53].

Дозирование (англ. dosage) — отмеривание или отвешивание определенного количества (дозы) материала и перемещение этой дозы к рабочим органам машины или аппарата, выполняющего технологические операции. В нефтегазопереработке и нефтехимии материалы дозируют при компаундировании товарных нефтепродуктов, приготовлении масел, смазок, присадок; подаче реагентов, деэмульгаторов, ингибиторов; каталитическом крекинге нефти; разделении и очистке газов; сушке дисперсных продуктов; получении полимерных материалов и в других технологических процессах.

Материалы дозируют с помощью механических и пневматических устройств, которые широко применяются в периодических и непрерывных технологических процессах. Величиной, характеризующей процесс дозирования, является расход дозируемого материала (объемный или массовый). Дозирование производят двумя способами: периодическим (дискретным) — измерение порций в единицах массы или объема и числа порций в единицу времени; непрерывным — измерение массового или объемного расхода. Для дозирования применяют различного рода дозаторы: весы, мерники, расходомеры, счетчики, емкости, насосы.

Дозатор, используемый на установке в качестве устройства для равномерной подачи материалов из бункеров к транспортирующим или перерабатывающим машинам и аппаратам, обычно называют питателем.

ЛИТЕРАТУРА: [17, 20].

Измельчающие машины (англ. cruchers, mills) — машины для измельчения твердых кусковых материалов. Измельчающие машины применяют, в частности, в нефтяной промышленности для получения твердых компонентов буровых растворов, в нефтеперерабатывающей — при производстве нефтяного кокса, катализаторов, отбеливающих глин для адсорбционной очистки масел, в газовой — при производстве молотой серы.

Измельчающие машины классифицируют по назначению (крупности получаемых частиц), способу измельчения и конструкции.

Для крупного, среднего и мелкого измельчения используют дробилки, для тонкого и сверхтонкого помола — мельницы.

По способу измельчения измельчающие машины разделяют на основные группы: раскалывающего и разламывающего действия; раздавливающего действия; исти-рающе-раздавливающего действия; ударного разрушения; ударно-истирающего действия. На рис. 20 приведены наиболее типичные конструкции измельчающих машин.

Измельчающие машины раскалывающего и разламывающего действия включают дробилки щековые, конусные и зубовалковые; раздавливающего действия — гладковалковые дробилки, ролико-кольцевые мельницы с вертикальным и горизонтальным расположением размольного кольца; истирающе-раздавливающего действия

— жернова, бегуны, катково-чашечные и шарокольцевые мельницы; ударного действия — молотковые дробилки и мельницы, дезинтеграторы, шаровые центробежные и барабанные мельницы, газоструйные мельницы; ударно-истирающие и коллоидные — вибрационные и роторно-бильные мельницы.

У вибрационных мельниц барабан с шарами вращается, совершая одновременно колебания с амплитудой

2 — 4 мм и частотой колебаний, равной частоте вращения барабана (1500 — 3000 мин-1). Вибрации в аппарате создаются инерционным способом за счет дисбалансового вала или эксцентричного крепления барабана.

Рис. 20. Схемы измельчающих машин:

а — щековая дробилка; б — конусная дробилка; в — зубовалковая дробилка; г — вальцовая мельница; д — бегуны; е — шарокольцевая мельница; ж — молотковая дробилка; з — барабанная шаровая мельница; и — пневматическая газоструйная мельница

У роторно-бильных коллоидных измельчающих машин ротор с укрепленными на нем билами вращается с частотой до 12 000 мин — 1.

В ряде конструкций мельниц удаление из рабочей зоны и выгрузка измельченного продукта осуществляется потоком воздуха или воды (при мокром измельчении).

Применение тех или иных измельчающих машин зависит от крупности и механических свойств исходных материалов, требуемой степени измельчения. Например,

щековые, конусные и зубовалковые дробилки обычно используют для дробления твердых крупных

материалов с невысокой степенью измельчения; бегу-ны и шарокольцевые мельницы — для среднего и тонкого помола (до размера 40 мкм и менее) мягких и хрупких, в том числе вязких материалов; молотковые и барабанные шаровые мельницы — для тонкого помола; газоструйные, барабанные вибрационные и роторно-бильные мельницы — при сверхтонком (коллоидном) помоле частиц до размеров долей микрометра.

ЛИТЕРАТУРА: [40, 51].

Измельчение (англ. grinding) — процесс разрушения кускового материала с целью получения фракций с меньшим размером кусков (частиц). Измельчение применяют в различных отраслях промышленности: в нефтяной, нефтегазоперерабатывающей, химической, угольной, горнодобывающей, при производстве строительных материалов. В частности, в нефтяной промышленности измельчение применяется при получении твердых компонентов буровых растворов, в нефтегазоперерабатывающей — при дроблении кокса (продукта коксования остаточного сырья), производстве катализаторов, молотой серы и отбеливающих глин для адсорбционной очистки масел.

В зависимости от размеров кусков исходного материала различают два вида измельчения: дробление и помол. Размеры кусков, соответствующие этим видам измельчения, приведены в табл. 2.

Для дробления, обычно осуществляемого сухим способом, применяют дробилки, для помола — мельницы. Помол в основном проводят мокрым способом (с использованием воды), при этом не наблюдается пылеоб-разования и облегчается выгрузка и транспортирование измельченных материалов. При измельчении твердого материала его разрушают следующими основными способами: раздавливанием, раскалыванием, разламыванием, истиранием, ударом (рис. 21). При работе измельчающих машин эти способы сочетают: раздавливание и раскалывание — для крупного и среднего дробления

Классификация видов измельчения

Вид измельчения

Размер кусков, мм

До измельчения

После измельчения

Дробление:

крупное

1000

250

среднее

250

20

мелкое

50

1—5

Помол:

грубый

1—5

0,04 — 0,1

средний

0,04 — 0,1

0,005 — 0,015

тонкий

0,005 — 0,015

0,001—0,005

коллоидный

< 0,1

< 0,001

хрупких материалов, истирание и удар — для тонкого измельчения (помола) мягких и вязких материалов. Степень измельчения оценивают отношением средних размеров исходного и измельченного материала: i = = D/d, где D и d — размеры кусков, характеризуемые

а    б    в

Рис. 21. Способы разрушения материалов при измельчении:

а — раздавливание; б — раскалывание; в — разламывание; г — истирание; д — удар

размером отверстий сит. При дроблении обычно i = = 3^8, при помоле i = 10^100.

Энергия, затрачиваемая на измельчение материала, согласно П.А. Ребиндеру, представляется суммой работ на деформацию кусков и на образование новых поверхностей: A = св • V/2E + kF, где св — временное сопротивление разрушению; V — объем деформируемого тела; E — модуль продольной упругости; к — коэффициент пропорциональности; F — вновь образованная поверхность. При грубом помоле (до 100 мкм) энергозатраты составляют 20 — 30 кВт-ч/т, а потери металла вследствие износа машины — около 1 кг/т; при получении продукта с дисперсностью частиц меньше 10 мкм расход энергии увеличивается до 150 кВт-ч/т и более.

Измельчение может проводиться в открытом и закрытом циклах, а также в один или несколько приемов (рис. 22). При измельчении в открытом цикле обрабатываемый материал проходит измельчающую машину только 1 раз, при этом обычно проводят крупное и среднее дробление. Мелочь, содержащуюся в исходном материале, классифицируют и добавляют в конечный продукт. При замкнутом цикле после измельчения продукт классифицируют и крупный материал возвращают

Рис. 22. Схемы циклов измельчения:

а — открытый; б — замкнутый; в — в два приема; 1 — щековая дробилка; 2 — грохот; 3 — валковая мельница; I — исходный продукт; II — конечный продукт; III — мелкий продукт предварительной классификации

на повторное измельчение. При измельчении в два или несколько приемов продукт после измельчающей машины классифицируют и крупный материал направляют в машину более тонкого измельчения.

ЛИТЕРАТУРА: [40, 51, 53].

Изомеризация парафиновых углеводородов (англ. isomerization) — процесс переработки легких парафинов нормального строения (h-C4, h-C5, h-C6) в их изомеры.

Целью процесса является производство высокооктановых компонентов автомобильных бензинов (изопента-на и изогексана), а также получение изобутана и изопен-тана — сырья для производства изопренового каучука.

На отечественных установках изомеризации в качестве исходного сырья используется бензиновая фракция с температурой кипения до 62 °C, полученная при вторичной перегонке бензина; на установках в составе заводов синтетического каучука — пентановая фракция, выделенная на ЦГФУ.

При изомеризации протекают реакции в следующих направлениях:

а)    превращение углеводородов нормального строения в разветвленные

CH3 - CH2 - CH2 - CH2 - CH3 CH3 - CH - CH2 - CH3

CH3

изопентан

б)    перемещение метильного радикала вдоль углеродной цепи

CH3

CH3 - CH - CH - CH3    CH3 - CH2 - C - CH3

CH3 CH3    CH3

неогексан

в)    изменение числа метильных радикалов в цепях разветвленных углеводородов

CH3

|

CH3 - CH - CH2 - CH3 CH3 - C - CH3 | |

CH3    CH3

неопентан

В процессе изомеризации используют бифункциональные катализаторы металл-носитель, металлическими компонентами которых являются платина или палладий, а носителями — фторированный или хлорированный оксид алюминия, аморфные или кристаллические алюмосиликаты. Алюмоплатиновые катализаторы, про-мотированные фтором, называют высокотемпературными, они требуют температуры 360 — 420 °C; металл-цеолитные катализаторы (среднетемпературные) используются при 230 — 380 °C; алюмоплатиновые, промо-тированные хлором (низкотемпературные) — при 100 — 200 °C.

Для увеличения выхода целевого продукта процесс ведут с рециркуляцией. Для подавления нежелательных реакций осуществляют циркуляцию водородсодержащего газа. Реакция изомеризации экзотермична, имеет незначительный тепловой эффект и не требует специальных мер по отводу тепла.

Отечественный процесс изомеризации бензиновой фракции осуществляется при следующих технологических параметрах: катализатор ИП-62 — платинированный yAl2O3, промотированный фтором; температура 360 — 400 °C; давление 2,8 —3,0 МПа; объемная скорость подачи сырья 1,6 —2,0 ч-1; срок службы катализатора 14-40 мес; суммарный выход изопентана на превращенный н-пентан 97,0 %; циркуляция водородсодержащего газа ~ 900 м3 на 1 м3 сырья.

Схема установки изомеризации представлена на рис. 23. Установка включает два блока: ректификации и изомеризации. Сырье — исходная фракция н.к. — 62 °C после смешения с рециркулятом (н-пентаном) и нагрева в теплообменнике 2 поступает в изопентановую колонну 3. С верха колонны смесь изопентана и бутанов поступает на разделение в колонну 4. Из колонны 4 свер-

Рис. 23. Схема установки изомеризации:

1 — насос; 2, 8 — теплообменники; 3 — изопентановая колонна; 4 — бутановая колонна; 5 — н-пентановая колонна; 6 — изогексановая колонна; 7 — реактор; 9 — трубчатая печь; 10 — сепаратор водородсодержащего газа; 11 — адсорбер-осушитель газа; 12 — стабилизационная колонна

ху выводят бутаны, а снизу целевой изопентан. С низа колонны 3 смесь н-пентана и гексанов поступает на разделение в н-пентановую колонну 5, остаток которой разделяется в колонне 6 на целевой продукт изогексан и н-гексан. Ректификат колонны 5 — сырье реакторного блока, после нагрева в теплообменнике 8 теплом изомеризата, поступает в трубчатую печь 9 и далее в реактор 7. Из реактора изомеризат поступает в сепаратор водородсодержащего газа 10 и далее в стабилизационную колонну 12. С верха стабилизационной колонны выводятся углеводородные газы, а остаток направляется на смешение с исходным сырьем. Из сепаратора водородосодержащий газ поступает в адсорбер — осушитель и далее на смешение с сырьевым потоком блока изомеризации.

ЛИТЕРАТУРА: [1, 2, 54, 55].

Испарение (англ. evaporation) — процесс перехода вещества из жидкого или твердого состояния в парообразное (газообразное). Испарение твердых веществ называют возгонкой или сублимацией. Испарение лежит в основе процессов нефтеперерабатывающей и газовой промышленности при разделении веществ (например, ректификации, перегонке, нагреве сырья в трубчатых печах, регенерации растворителей, регазификации сжиженных газов), сушке, а также при получении пара в теплоэнергетике.

Процесс испарения интенсифицируется с повышением температуры и понижением давления. Испарение может происходить с поверхности жидкости и в ее объеме, последнее называют кипением. Для отрыва молекул от жидкой фазы и перехода их в паровую или газовую необходимо затратить тепловую энергию — теплоту испарения. Теплота испарения по своей величине равна теплоте конденсации и зависит от температуры и давления, уменьшаясь с приближением их к критическим величинам. При испарении в адиабатических условиях тепло отбирается непосредственно от испаряющейся жидкости, вследствие чего происходит ее охлаждение. Испарение в закрытой емкости продолжается до тех пор, пока насыщенные пары вещества не заполнят пространство над жидкостью.

При испарении бинарных и многокомпонентных углеводородных смесей в первую очередь испаряются наиболее летучие компоненты; на этом основано разделение нефти, мазута, сжиженных газов.

Испарение в зависимости от способа осуществления может быть однократным, многократным и постепенным. При однократном испарении образовавшуюся паровую и жидкую фазы разделяют только после окончания процесса нагревания. При многократном испарении процесс осуществляют последовательными ступенями, в каждой из которых отводят образовавшиеся пары, а оставшуюся жидкость нагревают и направляют на следующую ступень. При этом по ходу жидкости разделение углубляется, жидкая фаза обогащается вы-сококипящими компонентами, выход ее уменьшается. При постепенном испарении образовавшиеся по мере нагрева жидкости пары отводятся непрерывно. Постепенное испарение может быть представлено как многократное при бесконечно большом числе ступеней. В основе фракционного анализа нефти и нефтепродуктов лежит процесс постепенного испарения.

ЛИТЕРАТУРА: [26, 53].

Испарители (англ. evaporators) — аппараты для испарения жидких веществ. В нефтеперерабатывающей промышленности испарители применяют для разделения жидких смесей путем частичного однократного испарения и, в частности, сырой нефти при ее перегонке; подвода тепла в низ ректификационных колонн вторичной перегонки бензина, газофракцио-нирования, разделения продуктов реакций, отгонки растворителей, охлаждения жидких сред, служащих хладагентами.

Испарители для предварительного разделения сырой нефти представляют собой пустотелые цилиндрические вертикальные аппараты, в которых происходит процесс однократного частичного испарения нефти за счет тепла, поступающего с ее потоком. Эти испарители работают при температуре 180 — 250 °С и давлении 0,3 — 0,5 МПа.

Испарители для подвода тепла в низ ректификационных колонн — это кожухотрубчатые аппараты. Получили распространение два типа таких аппаратов: горизонтальные с паровым пространством и вертикальные. Первый из них состоит из горизонтального цилиндрического корпуса (рис. 24) и размещенных в нем одного — трех горизонтальных пучков из труб. Пучок может быть выполнен с плавающей головкой или из    U-

образных труб. Теплоносителем служит водяной пар или горячая нефтяная фракция. Испаряющаяся жидкость поступает снизу, ее уровень в аппарате поддерживается вертикальной перегородкой с таким расчетом, чтобы паровое пространство составило не менее 1/3 диаметра корпуса аппарата и жидкость имела достаточное зеркало для выделения образующихся паров. Неис-парившаяся жидкость переливается через перегородку и откачивается насосом по уровню. Испаритель установлен на двух опорах и снабжен люком и необходимыми штуцерами. Диаметр стандартных аппаратов достигает 2800 мм, длина труб — 6000 мм.

Другой тип испарителя — это вертикальные кожухотрубчатые аппараты с неподвижными трубными решетками и температурным компенсатором на корпусе (рис. 25). Испаряющаяся среда поступает снизу в трубное пространство и выходит сверху в парожидкостном состоянии. Ее подача осуществляется насосом или за счет термосифонного эффекта. Теплоноситель в жидком, газообразном или парообразном состоянии поступает сверху в межтрубное пространство и выводится снизу. Диаметр стандартных аппаратов достигает 2200 мм, длина труб — 6000 мм.

Испарители для охлаждения жидких сред — кожухотрубчатые горизонтальные аппараты. В межтрубном

Рис. 24. Испаритель горизонтальный с паровым пространством:

1 — кожух; 2 — люк; 3 — штуцер предохранительного клапана; 4 — трубчатый пучок; 5 — горловина; 6 — распределительная камера; 7 — опора; 8 — штуцер дренажа; 9 — перегородка; 10 — люк для троса лебедки. Потоки: I — испаряемая жидкость; II — остаток; III — пары; IV — теплоноситель

Рис. 25. Вертикальный испаритель с температурным компенсатором на корпусе:

1 — распределительная камера; 2, 8 — трубные решетки; 3 — компенсатор; 4 — кожух; 5 — опора; 6 — теплообменная труба; 7 — поперечная «сплошная» перегородка; 9 — крышка. Потоки: I — испаряющаяся среда; II — конденсат; III — парожидкостная смесь; IV — водяной пар

пространстве испаряется поступающий снизу хладагент, пары которого собираются в паросборнике и отводятся сверху. Охлаждаемая среда проходит в трубах пучка. Наибольший диаметр стандартных испарителей для охлаждения жидких сред 2000 мм, длина труб 6000 мм.

ЛИТЕРАТУРА: [33, 53, 55].

Катализаторы (англ. catalisers) — вещества, повышающие скорость химических реакций посредством их многократного промежуточного химического взаимодействия с участниками реакций и не входящие в состав конечных продуктов. В результате при протекании реакций катализатор не расходуется, но изменяет скорость или возбуждает химическую реакцию.

В термокаталитических процессах — каталитическом крекинге, риформинге, гидрогенизационных процессах используют твердые катализаторы, при алкилирова-нии изобутана олефинами — жидкие катализаторы (серная кислота или фтористый водород).

Катализаторы должны обладать рядом свойств: иметь высокие каталитическую активность и селективность (избирательность), термостойкость, достаточные механическую прочность и износостойкость, устойчивость к отравлению возможными каталитическими ядами, приемлемые срок службы и стоимость, возможность регенерироваться.

Каталитическая активность характеризует изменение скорости данной реакции при введении в реакционную систему катализатора, она определяется выходом целевых продуктов на единицу количества сырья. Ее выражают количеством полученного продукта (или прореагировавшего вещества) в единицу времени на единицу объема катализатора.

Селективность (избирательность) — способность катализатора избирательно ускорять целевую реакцию и давать максимальный выход целевого продукта; оценивается отношением скорости целевой реакции к общей скорости превращения необходимых веществ.

Термостойкость катализаторов — их способность сохранять активность при повышении температуры. При каталитическом крекинге, риформинге, гидроочистке и других процессах катализатор восстанавливают путем выжига кокса с его поверхности. В регенераторе катализатор нагревается до температуры, превышающей температуру режима реакции в реакторе. При несоблюдении режима регенерации катализатор может терять активность и оплавляться.

Износостойкость обеспечивается прочностью и малой плотностью зерен, сфероидальностью, рельефом их поверхности.

Каталитические яды частично или полностью подавляют активность катализаторов. Механизм действия каталитических ядов сводится к хемосорбции их молекул на активных центрах катализатора или химическому взаимодействию другого типа. Действие их, как правило, весьма специфично. Яды, отравляющие одни катализаторы, инертны по отношению к другим.

Катализаторы — сложные вещества, аморфные или кристаллические, имеющие пористую структуру. Важными параметрами катализаторов служат форма и размер частиц, плотность, удельная поверхность пор, их форма и размер, определяющие доступность для реагентов.

Работа катализатора предполагает следующие стадии:

1) поступление сырья к внешней поверхности катализатора (внешняя диффузия); 2) диффузия (внутренняя) молекул сырья в поры катализатора; 3) хемосорбция молекул сырья на активных центрах катализатора;

4) химические реакции на катализаторе; 5) десорбция продуктов реакции и непрореагировавшего сырья с поверхности; 6) диффузия их из пор и удаление.

В соответствии с приведенным механизмом скорость процесса в зависимости от стадии может лимитироваться: 1) внешним или внутренним подводом сырья к поверхности катализатора (процесс протекает в диффузионной области); 2) скоростью реакции (процесс протекает в кинетической области); 3) скоростью обеих стадий — диффузионная и кинетическая по скоростям сопоставимы (процесс протекает в переходной области).

При высоких температурах скорость химической реакции обычно высока и процесс протекает в диффузионной области. При небольших температурах в соответствии с кинетикой скорость химической реакции уменьшается и процессы протекают в кинетической области. При умеренных температурах процесс происходит в переходной области.

Катализаторы подвергают промотированию — вводят промотор (активатор) в состав катализатора или подмешивают его к катализаторной массе. Промотор — это добавка в небольших количествах вещества, которое само по себе может быть каталитически неактивным в отношении данной реакции, но сильно повышает активность и селективность катализатора или улучшает какие-либо его свойства. Например, промотирование катализаторов каталитического крекинга позволяет осуществлять при регенерации, во-первых, окисление оксида углерода в диоксид, во-вторых, улавливание оксидов серы из дымовых газов регенерации и последующее их восстановление в сероводород в зоне крекинга и вывод сероводорода на этапе разделения продуктов реакции.

Технология и техника производства катализаторов включают почти все процессы и аппараты химической технологии. Катализаторы могут быть получены: 1) из растворов исходных контактных масс методом осаждения с последующей сушкой и прокалкой; 2) методом пропитки и нанесения активных компонентов на твердые пористые носители; 3) механическим смешением компонентов и последующим гранулированием — при мокром способе смешивают суспензию с раствором исходных веществ с последующими отжимом, экструзией или прессованием, при сухом способе измельчают (см. измельчение) исходные вещества с последующими увлажнением, формовкой экструзией или прессованием, термообработкой; 4) плавлением, спеканием исходных компонентов.

Синтетические цеолитсодержащие катализаторы каталитического крекинга производят на отечественных катализаторных фабриках, а также зарубежом (фирмы «Mobil Oil Corp.», «Akzo Chemie», «Engelhard Corp.» и др.). Катализаторы выпускают в двух вариантах: шариковый (диаметром 3 — 4 мм) для процессов с движущимся слоем и микросферический (средний диаметр частиц около 60 мкм) для установок с псевдоожиженным слоем катализатора.

Химический состав алюмосиликатного катализатора выражают формулой Al203 ¦    4S02 ¦ Н2О + лН2О. Ка

тализатор может быть аморфным или кристаллическим. Основной компонент — активная окись кремния. Ее содержание составляет 75 — 80 %. Удельная поверхность катализатора от 150 до 500 м2/г. Средний радиус пор 50—100 А.

Цеолитсодержащий катализатор представляет собой аморфную алюмосиликатную матрицу с равномерно распределенными по объему кристаллами цеолита (массовая доля 3 — 20 %). Цеолиты придают катализатору повышенные активность, селективность и стабильность.

Цеолит представляет собой алюмосиликат с трехмерной кристаллической структурой. В катализаторах используют цеолиты типа Х и У с мольным соотношением SO2 : Al2O3, составляющим 2,3 — 3,0 и 3,1 — 6,0 и радиусом пор 8—13 и 8 — 9 А соответственно. Объем внутренних пор превышает 50 % объема частиц. Цеолиты содержат катионы щелочных металлов и редкоземельных элементов (церия и др.). Это значительно повышает их термическую стабильность.

Технологическая схема производства микросфериче-ского алюмосиликатного катализатора каталитического крекинга представлена на рис. 26. Катализаторная фабрика имеет три основных отделения: сырьевое, формовочно-промывочное и сушильно-прокалочное. Исходным сырьем служит силикат-глыба, гидроксид алюминия Al(OH)3, вода и серная кислота. Сырьевое отделение включает два блока. В первом блоке готовят жидкое стекло (раствор Ыа2О ¦ ttSiO2), во втором — раствор сульфата алюминия Al2(SO4)3. Формовочно-промывочное отделение включает узел формовки микросфе-

Рис. 26. Схема производства микросферического алюмосиликатного катализатора

рического алюмосиликатного гидрогеля и узел мокрой обработки гидрогеля. В процессе формования должны соблюдаться дозировка компонентов и температура (10-12 °С).

Формирование микросфер производят с помощью смесителя-распылителя, распыляя смесь гелеобразующих растворов воздухом (рис. 27). Образующиеся капельки геля ударяются о поверхность масла, движутся по его поверхности от центра к периферии, теряют скорость и начинают опускаться. Гранулы, пройдя слой масла, поступают в поток формовочной воды и уносятся в транспортирующий желоб и промывочный чан.

В образованных глобулах геля происходит синере-зис — процесс самопроизвольного выделения интерми-

Рис. 27. Схема формовки микросфер:

1 — насосы; 2 — напорные бачки; 3 — ротаметры; 4 — смеситель-распылитель; 5 — холодильники; 6 — формовочная колонна; 7 — транспортирующий желоб; 8 — промывочный чан; 9 — распылительный желоб; 10 — емкость для воды

целлярной жидкости (воды), сжатие скелета и уменьшение объема.

Активация состоит в обработке катализатора слабым раствором сульфата алюминия. В результате происходит катионообмен: неактивные катионы Na + замещаются активными катионами Al3+.

Промытый катализатор поступает в сушильно-про-калочное отделение, где в сушильной колонне его сушат воздухом при температуре в верху колонны 315 °С, в низу — 485 °С.

Далее катализатор прокаливают дымовыми газами в цилиндрической прокалочной колонне с расширенной верхней частью в кипящем слое при температуре 600 — 650 °С. После прокалки постепенно охлаждают катализатор.

Представленная схема производства катализатора соответствует гелевой технологии. Более совершенной является так называемая золевая технология, отличие которой состоит в приготовлении и подаче в узел смешения суспензии каолина.

При производстве цеолитсодержащего катализатора в узел смешения растворов вводят суспензию цеолита.

ЛИТЕРАТУРА: [29, 60].

Каталитический крекинг (англ. catalitic cracking) — процесс деструктивного каталитического превращения нефтяных фракций в моторные топлива и сырье для производства технического углерода, кокса и нефтехимии.

Сырьем для каталитического крекинга в основном служат вакуумные дистилляты, легкие керосиногазойле-вые фракции и мазуты. Важным показателем сырья является его коксуемость. С увеличением значения показателя коксуемости требуется большая производительность регенератора по сжиганию кокса.

Целевые продукты процесса — авиационные и высокооктановые автомобильные бензины (октановое число 90 — 92 по исследовательскому методу, выход на сырье до 50 %), а также газойли, которые после облагораживания используют как дизельное топливо или компоненты котельных топлив. В процессе каталитического крекинга образуется газ, который разделяется на сухой газ (0,5 — 5 % на сырье), используемый в качестве топлива, и жирный газ (6,5 — 22 % на сырье, пропан-пропи-леновая и бутан-бутиленовая фракции), который служит сырьем для нефтехимии. Кокс (2,5 — 6 %) является нежелательным продуктом. Высокие результаты крекинга сырья при использовании цеолитсодержащих катализаторов обеспечиваются при содержании кокса на них после реактора не более 0,8—1,0 % и при остаточном коксе после регенерации катализатора — не бо-лее 0,05 — 0,10 %. Содержание кокса на катализаторе зависит от кратности циркуляции катализатора в про-цессе.

Состав и выход продуктов каталитического крекинга зависят от характеристики сырья, свойств катализаторов (их активности и селективности), температурного режима в аппарате, кратности циркуляции катализатора и типа установки.

В процессах каталитического крекинга применяют алюмосиликатные и цеолитсодержащие катализаторы в виде шариков диаметром 3 — 4 мм или микросфер со средним диаметром 60 — 65 мм.

Процесс каталитического крекинга в своем развитии претерпел ряд стадий, отличающихся способами контактирования сырья с катализатором: 1) крекинг в стационарном слое в аппаратах, работающих периодически в сменно-циклическом режиме реакции и регенерации;

2) крекинг в непрерывно работающих аппаратах с плотным движущимся слоем катализатора; 3) крекинг с псевдоожиженным слоем катализатора в реакторе и регенераторе; 4) установки с лифтами-реакторами, где реакция крекинга осуществляется в сквозном потоке при пневмотранспорте катализатора. Такое многообразие аппаратурного исполнения процесса связано с совершенствованием состава и свойств катализаторов, что обеспечивает возможность сокращения времени их контактирования с сырьем от 600—1800 с — для установок с движущимся плотным слоем до 90— 180 с — для установок с псевдоожиженным слоем и до 2 — 6 с — для лифтов-реакторов.

Процесс крекинга эндотермичен и требует подвода тепла. Тепло, выделяемое при регенерации катализатора, частично поступает с катализатором в реактор, а его избыток используется для получения водяного пара.

Схема реакторного блока современной установки каталитического крекинга приведена на рис. 28. Нагретое сырье после гидроочистки смешивается с рециркулятом и водяным паром и подается в узел смешения 2 прямоточного лифта-реактора 1. Сырье контактирует с регенерированным горячим катализатором в прямотоке, где происходят его испарение и основная стадия химического превращения. Продукты реакции вместе с катализатором поступают в отстойную зону 8 реактора 7, играющую роль бункера-сепаратора. После отделения от продуктов реакции основной массы катализатора газы и перегретые пары углеводородов с водяным паром проходят циклоны и направляются в ректификационную колонну 10 для разделения. Отстоявшаяся ката-лизаторная масса поступает в отпарную зону 9 реактора, где нефтяные пары десорбцией водяным паром отделяются с поверхности катализатора. Далее закоксо-ванный катализатор по наклонному катализаторопрово-ду поступает в регенератор 4, где в псевдоожиженном слое происходит выжиг кокса. В низ регенератора подают воздух, который может предварительно нагреваться в топке 3. Дымовые газы с верха регенератора через систему циклонов направляются в электрофильтры 6 и котел-утилизатор 5. Регенерированный катализатор поступает в узел смешения с сырьем. Продукты реакции в виде перегретых паров направляются в нижнюю часть ректификационной колонны, где в результате контакта с орошением происходит снятие тепла перегрева и улавливание части катализатора, унесенного из реактора. Далее газы, водяные пары и пары продуктов реакции поступают в концентрационную часть колонны на ректификацию, а остаток выводится из нижней части колонны. Образующийся шлам с низа колонны

Д) Вода д Бензин

Пар


Легкий


Тяжелый


Пар


10.


\


Рис. 28. Схема секции крекинга и ректификации установки каталитического крекинга:

1    I

к % о

S'S

2    «

II li ? | t!


U


1    — прямоточный лифт-реактор;

2    — узел смешения сырья с ката

лизатором; 3 — топка под давлением; 4 — регенератор; 5 — котел-утилизатор; 6    — электрофильтр;

Остаток


7 — реактор; 8 — отстойная зона реактора; 9 — отпарная зона реактора; 10    —    ректификационная

колонна

специальным насосом подается в реактор. Газойлевая фракция (рециркулят) из концентрационной части колонны может поступать в узел смешения лифт-реактора на повторный крекинг.

Ниже приведены данные по технологическому режиму для двух отечественных установок каталитического крекинга на цеолитсодержащем катализаторе: типа 43-102 (движущийся плотный слой) и Г43-107 (с лифтом-реактором).

Параметры технологического режима установок каталитического крекинга

Тип установки.....................................

43-102    Г43-107

Шариковый Микросфериче-ский

450-490    500-530

590-650    630-670

0,07-0,08    0,2-0,3

0,01-0,03    0,24-0,34

1,8-2,5    4-7

1200-2400    4-6


Вид катализатора................................

Температура, °C:

в реакторе........................................

в регенераторе................................

Давление, МПа:

в реакторе........................................

в регенераторе................................

Кратность циркуляции катализатора, т/т сырья........................................

Время контакта катализатора с

сырьем, с...............................................

Содержание кокса на катализаторе, %, на выходе:

реактора...........................................

1,5 — 3,0

0,8 —1,0

регенератора

0,10-0,60

0,05-0,10

Мощности установок каталитического крекинга лежат в пределах 0,25-3,0 млн т в год. Причем установки с псевдоожиженным слоем являются перспективными, поскольку имеют большую производительность и более гибки в управлении.

Реакторно-регенераторные блоки установок с псевдоожиженным слоем имеют разное конструктивное исполнение и различаются взаимным расположением реактора и регенератора, способом пневмотранспорта, а также особенностями проведения процессов реакции, регенерации и сепарации.

На рис. 29 представлены две схемы реакторно-регенераторных блоков: с псевдоожиженным слоем (реактор и регенератор расположены соосно) и с лифт-реакторами (реактор и регенератор расположены рядом

Рис. 29. Реакторно-регенераторные блоки каталитического крекинга:

а — с псевдоожиженным слоем с соосным расположением аппаратов (регенератор над реактором); б — с лифт-реакторами, аппараты расположены рядом (реактор над регенератором); 1 — реактор; 2 — отпарная секция; 3 — регенератор; 4 — циклоны; 5 — котел-утилизатор; 6 — реактор-сепаратор; 7 — отпарная секция; 8 — лифт-реактор свежего сырья; 9 — лифт-реактор рециркулята; 10 — регенератор. Потоки: I — сырье; II — водяной пар; III — воздух; IV — продукты реакции; V — дымовые газы; VI — рециркулят (газойль); VII — вода

на разной высоте). Процесс реакции может либо полностью завершаться в лифт-реакторе, либо полностью или частично проходить в псевдоожиженном слое. Имеются также реакторные блоки с несколькими лифт-реакторами. Это техническое решение позволяет вести процесс крекинга раздельно, в оптимальных условиях для различных видов сырья. Так, на схеме рис. 29,

б для рециркулирующего потока предусмотрен отдельный лифт-реактор. Конструктивно лифт-реак-торы размещаются отдельно или внутри основных аппаратов.

Выжиг кокса осуществляется в регенераторах в псев-доожиженном слое по одноступенчатой схеме. Однако в ряде случаев путем секционирования псевдоожиженно-го слоя используется двухступенчатая схема, что повышает степень завершенности процесса. Тепло сгорания кокса отводится из регенератора с потоком катализатора с помощью змеевиков с кипящей водой, размещенных в псевдоожиженном слое, и с дымовыми газами, которые из регенератора поступают в котел-утилизатор, где получают водяной пар.

Процесс сепарации в реакторе может осуществляться по двум схемам: 1) пары продуктов реакции с захваченным из псевдоожиженного слоя катализатором поступают в систему циклонов, где происходит отделение последнего; 2) поток продуктов реакции с катализатором из лифт-реактора сразу же поступает в циклоны, где отделяется основная масса катализатора, а затем поток проходит вторую ступень сепарации. Вторая схема позволяет сократить время контакта после лифт-реактора и предотвратить течение нежелательных реакций. В регенераторах сепарация катализатора осуществляется в трехступенчатых циклонах, а в ряде установок имеются также электрофильтры.

ЛИТЕРАТУРА: [1, 13, 28, 54, 55, 59].

Каталитический риформинг (англ. catalytic reforming от reform — переделывать, улучшать) — процесс переработки бензиновых фракций с целью получения высокооктановых бензинов и ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов). Побочным продуктом процесса является водородсодержащий газ, который широко используют в процессе очистки нефтяных дистиллятов.

Сущность химизма процесса состоит в реформировании бензиновых фракций, содержащих нафтеновые и парафиновые углеводороды, в продукты, богатые ароматическими углеводородами и высокооктановыми парафинами изомерного строения. При этом могут протекать следующие основные реакции:

реакции дегидрирования (дегидрогенизации) нафтеновых углеводородов с образованием ароматических углеводородов, например:

циклогексан    бензол

(октановое число 77) (октановое число 106)

реакции дегидроциклизации парафиновых, олефино-вых и алкилароматических углеводородов с образованием ароматических, например:

реакции изомеризации нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородов с образованием ароматических и малоразветвленных изомеров, например:

метилциклопентан

-зн

бензол

(октановое число 106)


СНо

циклогексан


(октановое число 80)

^>НзС — СН — СН2 — СНз


СН з - (СН2)з - СНз

пентан (октановое число 0)

С

изопентан (октановое число 90)

В процессе также имеют место реакции гидрокрекинга и гидрогенолиза.

Реакции дегидрирования и дегидроциклизации нафтеновых и парафиновых углеводородов идут с поглоще-

нием теплоты, реакции гидрокрекинга и гидрогеноли- за

— с выделением теплоты, реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов имеют слабовы-раженный тепловой эффект. В целом реакция рифор-минга эндотермична и ее тепловой эффект зависит от химического состава сырья, глубины процесса, а также типа катализатора. Тепловой эффект платформинга лежит в пределах от —250 до —630 кДж на 1 кг сырья.

Сырьем для риформинга при производстве высокооктановых компонентов служит фракция широкого состава, выкипающая при температуре 85—100 °С. Более легкую фракцию подвергать риформингу нецелесообразно, поскольку это приведет к увеличению газообразования, а ароматизация этих углеводородов затруднена. При утяжелении сырья увеличиваются процессы уплотнения и коксообразования. С ростом содержания нафтенов в сырье повышается выход целевого продукта. Однако при получении концентратов индивидуальных ароматических углеводородов, риформингу подвергают узкие фракции. Например, для получения бензина и толуола используют фракцию 62—105 °С, а ксилолов — фракцию 105—140 °С.

Использование в процессе риформинга весьма чувствительных к отравлению различными примесями платиновых катализаторов ужесточает требования к сырью по содержанию серы, азота, воды и металлов. Сырье процесса риформинга обычно подвергают гидроочистке. При гидроочистке наряду с сернистыми соединениями удаляются также смолы, непредельные углеводороды, азотистые и металлоорганические соединения.

В процессе риформинга применяют три типа катализаторов: монометаллические (серии АП), биметаллические и полиметаллические (серии КР). Катализатор включает три компонента: активный носитель — оксид алюминия, металл — тонко диспергированную по поверхности платину и кислотный промотор — галоген НС1 или НБ.

Биметаллические и полиметаллические катализаторы содержат кроме платины рений, палладий, германий, иридий и др.

Важнейшими свойствами катализаторов являются их активность, селективность и стабильность. Активность катализатора риформинга характеризует глубину превращения, показателем которой служит октановое число катализата или содержание в нем ароматических углеводородов.

Селективность катализатора определяется способностью ускорять целевые реакции — обеспечить наибольший выход жидких продуктов и водорода, т.е. с максимальной глубиной должны протекать реакции ароматизации и с минимальной — реакции гидрокрекинга и гидрогенолиза.

Стабильность катализатора — способность сохранять во времени активность и селективность. Она определяет продолжительность межрегенерационного цикла и общий срок службы катализатора.

Катализаторы риформинга относятся к бифункциональным, т.е. обеспечивают две основные функции: дегидрирующую (гидрирующую) и кислотную. Металлический компонент ускоряет реакции дегидрирования, способствует образованию ароматических углеводородов и частичному удалению промежуточных продуктов реакции, ведущих к коксообразованию. Металлы — промоторы полиметаллических катализаторов, помимо взаимодействия с основным активным компонентом (платиной), влияют на селективность процесса, взаимодействуя с носителем (оксидом алюминия). Кислотные свойства катализатора определяют его крекирующую и изомеризующую активность, а также глубину превращения сырья. Для усиления кислотной функции катализатор промотируют галогеном.

Катализатор с течением времени покрывается коксом и сернистыми продуктами уплотнения, происходит его дезактивация. При пяти-шестимесячных пробегах количество кокса может достигать 10 % (по массе) на катализатор.

Для восстановления активности и селективности катализаторов их периодически, а на установках с движущимся слоем непрерывно подвергают окислительной регенерации осушенными дымовыми газами при температуре 300 — 500 °С и давлении 1,0—1,5 МПа. Во избежание отравления катализатора также применяют инертный газ (азот) высокой чистоты, содержащий не выше 0,5 % кислорода (по объему). Остаточное содержание кокса после регенерации — менее 0,02 % (по массе) на катализатор.

По окончании выжига кокса проводится восстановительная регенерация катализатора водородом. При обработке катализатора водородом происходит восстановление сернистых соединений до сероводорода, что позволяет снизить содержание серы в катализаторе до 0,03 — 0,05 % (по массе). Для поддержания кислотной функции катализатора в газосырьевой поток вводят галогеносодержащие соединения (например, дихлорэтан, водный раствор НС1).

Срок службы катализаторов риформинга составляет для катализатора серий АП и КР в среднем 36 — 45 и 40 — 72 мес соответственно.

Температура процессов риформинга обычно находится в интервале 450 — 530 °С. Повышение температуры ускоряет все основные реакции, при этом возрастает роль реакций ароматизации и гидрокрекинга, увеличиваются выход ароматических углеводородов и октановые числа продуктов риформинга. Однако с повышением температуры процесса снижаются выход риформинг-бензина и содержание водорода в циркулирующем водородсодержащем газе, а также возрастает отложение кокса на катализаторе.

На выбор температуры процесса влияет углеводородный состав сырья. Чем выше содержание парафиновых углеводородов в сырье, тем более высокая температура требуется для получения заданного октанового числа. При нафтеновом сырье минимальные температуры в реакторе поддерживают в интервале 450 — 460 °С, при парафиновом — 480 — 490 °С. Максимальный нагрев ограничивается температурой 520 — 530 °С. Дальнейшее повышение температуры нежелательно, так как процесс сопровождается повышенным газообра-зованием и ускоренным закоксовыванием катализа-тора.

Поскольку реакции риформинга в целом эндотер-мичны, а реакторы работают в адиабатическом режиме, процесс протекает ступенчато, последовательно в нескольких аппаратах, с промежуточным подогревом реакционной смеси. При этом падение температуры в реакторах при риформировании бензина составляет от 10 до 43 °С и при ароматизации — от 10 до 70 °С.

Объем катализатора увеличивают от первой к последующей ступени контакта. Это обеспечивает получение более качественных продуктов.

Давление влияет на течение и результаты процесса риформинга. Повышение давления препятствует отравлению и закоксовыванию катализатора. Вместе с тем с повышением давления уменьшается выход ароматики и возрастают скорости реакций гидрокрекинга, а это ведет к увеличению газообразных углеводородов, снижению выхода водорода и жидкой продукции.

При снижении рабочего давления и, следовательно, парциального давления водорода возрастает селективность процесса, увеличивается выход ароматики и уменьшается выход газообразных углеводородов. Снижение парциального давления водорода ухудшает его гидрирующую способность, повышает возможность закоксовывания катализатора и отравления его сернистыми соединениями.

При риформинге на алюмоплатиновых катализаторах для процессов, вырабатывающих высокооктановые компоненты бензина, давление в последнем реакторе составляет 4 МПа, при получении индивидуальных ароматических углеводородов — 2,0 —3,0 МПа. В случае использования полиметаллических катализаторов давление на установках с неподвижным слоем катализатора снижают до 1,5 —2,0 МПа, а с движущим слоем — до 0,7—1,5 МПа.

Характеристики отечественных установок каталитического риформинга приведены в табл. 3.

Важными технологическими параметрами процесса

Характеристика установок риформинга

Мощ

ность

тыс.

т/год

Реакторы

Тип

ком-

прес-

сора

Параметры

Тип установки

Число

сту

пеней

Тип

Давление,

МПа

Объемная

скорость,

Л-35-5

300

3

Акс

П

4,0

1,5

Л-35-11/300

300

3 — 4

Акс

П

4,0

1,5

ЛГ-35-11/300

300

3

Акс

Ц

4,0

1,5

ЛГ-35-11/300-95

300

3

Акс

Ц

3,5

1,5

Л-35-11/600

600

3

Акс

П

3,5-4,0

1,5

ЛЧ-35-11/600

600

3

Рад

Ц

3,5

1,2— 1,5

Л-35-11/1000 (ЛК-6у)

1000

3

Рад

Ц

3,5

1,2 — 1,5

ЛЧ-35-11/1000

1000

3

Рад

Ц

1,5

1,5

ЛФ-35-11/1000

(КПА)

1000

4

Рад

Ц

0,9

1,8— 1,9

Л-35-6

300

3

Акс

П

2,0

1,5

Л-35-8/300Б

300

3

Рад

П

2,0

1,5

ЛГ-35-8/300Б

300

3

Рад

Ц

2,0

1,5

Л-35-12/300

300

4

Акс

П

2,0

1,5

Л-35-13/300

300

3

Акс

П

3,0

1,5

Примечания. 1. Принятые сокращения: Акс — аксиальный; Б — бен дородов; П — поршневой; Рад — радиальный; Т — толуол; Ц — центро (м.м.); в знаменателе — по исследовательскому методу (и.м.).

наряду с давлением и температурой являются объемная скорость подачи сырья и кратность циркуляции водородсодержащего газа, которые для установок с неподвижным слоем катализатора соответственно находятся в пределах 1,2—1,5 ч — 1 и 1100—1800 м33 сырья. Для установок с непрерывной регенерацией катализатора эти показатели составляют соответственно 1,8—1,9 ч — 1 и 800 — 900 м33 сырья.

За рубежом существует ряд разновидностей процесса каталитического риформинга:    гидроформинг,    плат-

форминг, катформинг, гудриформинг, ультраформинг, магниформинг, рениформинг и др. Эти процессы различаются назначением, типом катализаторов, аппаратурным и технологическим оформлением.

режима (проект)

Катализаторы по проекту (фактически используемые)

Октановое

Вырабатываемые ароматические углеводороды

Кратность

циркуляции,

м33 сырья

Максимальная температура, °С

число

бензина

1500

520

АП-56 (АП-64, КР)

75/ —

1500—1800

520

АП-56 (АП-64, КР)

78/ —

1500

520

АП-56 (АП-64, КР)

78/ —

1800

530

АП-64

85/95

1500

525

АП-56 (АП-64, КР)

80/ —

1800

530

АП-64 (КР)

85/95

1800

530

АП-64 (КР)

85/95

БТК

1100—1200

530

КР

85/95

800 — 900

543

R-30, R-32

— /100

БК

1200

525

АП-56 (АП-64, КР)

—/ —

БТК

1600

535

АП-64, (КР)

—/ —

БТ

1600

535

АП-64, (КР)

—/ —

БТ

1200

525

АП-56 (АП-64)

—/ —

БТ

1500

535

АП-64

—/ —

ТК

зол; К — ксилолы; КПА — комплекс производства ароматических углево-

бежный; 2. Октановое число бензина: в числителе — по моторному методу

Схема установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора представлена на рис. 30. Очищенное и осушенное на блоке гидроочистки сырье смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом, подогревается в теплообменнике 3 и печи 4, и поступает в реактор первой ступени 5. На установке имеется три-четыре реактора и соответствующее число печей (или секций многокамерной печи), где осуществляется межступенчатый подогрев продуктов реакции. Выходящая из последнего реактора газопродуктовая смесь проходит теплообменник 3, где отдает свое тепло входящему газосырьевому потоку, охлаждается в воздушном 6 и водяном 7 холодильниках до температуры 20 — 40 °С и поступает в сепаратор 8. После

Рис. 30. Схема установки риформинга со стационарным слоем катализатора:

1 — сырьевой насос; 2 — компрессор; 3 — теплообменник; 4 — многокамерная печь; 5 — реакторы; 6 — воздушный холодильник; 7 — водяной холодильник; 8 — сепаратор; 9 — стабилизационная колонна; 10 — абсорбер осушки циркуляционного газа. Потоки: I — сырье; II — водородсодержащий газ; III — стабильный катализат; IV — углеводородный газ

сепаратора катализат с растворенными углеводородными газами направляют на стабилизацию, где получают стабильный катализат и углеводородные газы. Из газо-сепаратора основная часть водородсодержащего газа поступает в абсорбер 10 для осушки и затем на прием к компрессору 2. Избыток водородсодержащего газа передается на блок гидроочистки.

Для обеспечения непрерывной работы установки при реакторах с неподвижным слоем необходим дополнительный реактор, с помощью которого возможно переключение аппаратов и непрерывная работа установки.

На рис. 31 представлена схема установки каталитического риформинга с движущемся слоем катализатора. Гидроочищенное сырье после смешения с водородсодержащим газом и нагрева до температуры реакции в теплообменнике 5 и первой секции четырехсекционной трубчатой печи 6 поступает в первую (верхнюю) ступень четырех ступенчатого реактора 1. Затем газопродуктовая смесь последовательно проходит все ступени реактора с промежуточным подогревом в трубча- той печи. Катализатор в реакторе движется плотным 90

Рис. 31. Схема установки риформинга с движущимся слоем катализатора:

1 — реактор; 2 — коллектор; 3, 10 — бункеры; 4, 11 — бункеры газлифта; 5 — теплообменник; 6 — трубчатая печь; 7 — верхний бункер; 8 — регенератор; 9 — холодильник; 12 — фильтр отделения катализаторной мелочи; 13 — емкость; 14 — газосепаратор низкого давления; 15 — компрессор; 16 — насос; 17 — газосепаратор высокого давления; 18 — стабилизатор; 19 — емкость орошения. Потоки: I — сырье; II — азот; III — водород; IV — водородсодержащий газ; V — газообразные углеводороды; VI — нестабильная головная фракция; VII — стабильный катализат

слоем сверху вниз. С низа реактора катализатор через систему шлюзования попадает в нижний бункер 4 газлифта. Транспорт катализатора в верхний бункер 7 блока регенерации осуществляется азотом. Из верхнего бункера катализатор поступает в регенератор 8, далее посредством шлюзования проходит холодильник 9 и попадает в бункер газлифта 11. Из бункера 11 катализатор транспортируется водородом на верх реактора. Вышедшая из реактора газопродуктовая смесь проходит теплообменники и холодильники и поступает на разделение. Вначале разделение газовой и жидкой фаз происходит в сепараторе низкого давления 14. Из этого сепаратора газ компрессором 15, а жидкость насосом 16 подают на смешение, а затем после охлаждения поток поступает в сепаратор высокого давления 17. Из сепаратора высокого давления водородсодержащий газ направляют на циркуляцию, а избыток — на гидроочистку. Жидкость направляют в стабилизатор. Применение такой схемы обусловлено низким давлением в реакторе.

ЛИТЕРАТУРА: [2, 14, 28, 44, 54, 55, 59].

Коксование (англ. coking) — процесс термической переработки нефтяного остаточного сырья с целью получения нефтяного кокса.

Сырьем для процесса коксования служат остатки перегонки нефти (мазуты, гудроны) и термокаталитических процессов (крекинг-остатки, тяжелая смола пиролиза, тяжелый газойль каталитического крекинга).

Основным продуктом процесса является кокс. Нефтяной кокс применяют в производстве анодов при выплавке алюминия, графитированных электродов в металлургии при плавке стали и цветных металлов, в ракетостроении, электро- и радиотехнике, химическом машиностроении и других областях.

Продуктами коксования также являются газ, бензин, керосин, легкий и тяжелый газойли. Газ направляют на газофракционирующую установку в качестве топлива. Получаемый бензин содержит непредельные углеводороды, химически нестабилен; его подвергают гидроочистке и риформингу. Керосин и легкий газойль используют как компонент дизельного, печного и газотурбинного топлива; тяжелый газойль — как компонент котельного топлива.

На практике процесс коксования осуществляют тремя способами: 1) периодически — в обогреваемых кубах; 2) полунепрерывно — в необогреваемых коксовых камерах; 3) непрерывно — в реакционных аппаратах с псевдоожиженным. слоем кокса. Промышленный интерес представляют два последних способа.

На рис. 32 представлена схема установки замедленного коксования в необогреваемых коксовых камерах. Камеры 2 объединены в два блока, в каждом блоке по две параллельно работающих камеры. Сырье после подогрева в теплообменниках нагревается до температуры 350 — 380 °С в змеевиках левой половины трубчатых печей 1 и поступает в нижнюю часть ректификационной колонны. 3. Здесь сырье встречается с потоком паров из двух камер, работающих в режиме коксования. В результате контакта часть паров конденсируется, образуется смесь сырья с рециркулятом, называемая вторичным сырьем. В свою очередь легкие фракции сырья испаряются и поднимаются в верхнюю часть колонны. Вторичное сырье горячими насосами с низа колонны направляется в конвекционные трубы и правую часть радиантного (реакционного) змеевика печей, где нагревается до 490 — 510 °С. Для предотвращения закоксовы-вания в трубы потолочного экрана подают перегретый водяной пар. Нагретое сырье через специальные четырехходовые краны 7 направляют в низ коксовых камер, постепенно их заполняя. При этом жидкая фаза коксуется, а выделившиеся пары с верха коксовых камер поступают в нижнюю часть ректификационной колонны, которая работает как конденсатор смешения. Пары продуктов коксования после обработки потоком сырья поступают в верхнюю часть колонны, где про-исходит их разделение. Парогазовый поток после ох-лаждения и частичной конденсации в емкости 5 направляют в газовый блок на разделение, а жидкую



углеводородную часть возвращают на орошение колонны. Сбоку ректификационной колонны через стрип-пинг-секции 4 выводятся керосин, легкий и тяжелый газойли.

Необходимый для пропарки реакционных камер водяной пар получают в хвостовой части змеевиков камер конвекции.

Длительность полного рабочего цикла коксовой камеры зависит от вида сырья (тем короче, чем больше выход кокса) и составляет от 48 до 60 ч. В первом случае на подачу сырья в камеры затрачивается 24 ч. Другие стадии цикла имеют следующую длительность (в ч): переключение камер — 0,5; пропарка водяным паром — 2,0; охлаждение водой — 3,0; слив воды —3,0; открывание крышек разгрузочного люка — 2,0; выгрузка кокса — 6,0; подготовка (разогрев) камеры — 8,0. Последняя операция выполняется при помощи водяного пара и последующей подачи с верха действующей камеры части паров обратным потоком через прогреваемую камеру в ректификационную колонну. Кокс выгружают разбуриванием и гидравлической резкой.

В конце стадии заполнения камеры сырьем возможно вспенивание и переброс пены в ректификационную колонну и к насосам. Для предотвращения этого в камеру подают антипенную присадку.

Выгружаемый из камер кокс подвергают измельчению и сортировке (см. грохоты). В результате получают фракции с размером кусков 150 — 25, 25 — 6 и меньше 6 мм. На завершающей стадии кокс подвергают прокаливанию при температуре 1200—1300 °С во вращающихся горизонтальных цилиндрических печах.

При непрерывном способе коксования процесс протекает в аппаратах с псевдоожиженным слоем порошкообразного кокса: в реакторе происходит коксование,

Рис. 32. Схема установки замедленного коксования в необогревае-мых камерах:

1 — трубчатые печи; 2 — коксовые камеры; 3 — ректификационная колонна; 4 — стриппинг-секция; 5 — емкость орошения; 6 — емкость; 7 — четырехходовой кран. Потоки: I — сырье; II — сухой газ; III — головка стабилизации; IV — стабильный бензин; V — керосин; VI — легкий газойль; VII — тяжелый газойль; VIII — водяной пар; IX — вода

Рис. 33. Принципиальная схема установки непрерывного коксования в псевдоожиженном слое:

1 — парциальный конденсатор (скруббер); 2 — реактор; 3 — коксонагрева-тель; 4 — топка; 5 — холодильник-классификатор кокса; 6 — котел-утилизатор

в коксонагревателе — нагрев слоя кокса за счет его частичного сгорания. Требуемое для реакции тепло потоком циркулирующих частиц переносится из коксо-нагревателя в реактор. Диаметр частиц —    0,0075 —

0,3 мм.

Схема реакторного блока коксования в псевдоожиженном слое приведена на рис. 33. Сырье с помощью форсунок подается в реактор, по всей высоте псевдо-ожиженного слоя кокса. Кокс, нагретый до температуры 600 —620°C, поступает в верхнее сечение псевдо-ожиженного слоя. Кокс выводится снизу, где размещена отпарная секция. Из нее кокс в плотной фазе транс-96 портируется водяным паром по трубопроводу в коксо-нагреватель. Псевдоожижение в реакторе обеспечивается водяным паром и образующимися парами продуктов коксования, которые с верха реактора через циклоны поступают в парциальный конденсатор, орошаемый тяжелым газойлем. Образующийся конденсат с низа парциального конденсатора возвращается в реактор, а пары продуктов коксования направляются на разделение.

В коксонагревателе псевдоожижение осуществляется воздухом и образующимися продуктами сгорания. Часть кокса по балансу выводится из коксонагревателя через холодильник-классификатор. Продукты сгорания отводятся сверху через циклоны и поступают в котел-утилизатор, где вырабатывается водяной пар.

Некоторые режимные параметры реактора и регенератора соответственно: температура 510 — 540 и 600 — 620 °C; давление 0,14 — 0,16 и 0,12 — 0,16 МПа; скорость паров над слоем 0,3 — 0,5 и 0,5 — 0,7 м/с; время пребывания частиц кокса в псевдоожиженом слое 6—12 и    6    —

10 мин. Кратность циркуляции кокса 6,5 — 8 кг/кг сырья.

ЛИТЕРАТУРА: [27, 28, 54, 55].

Коксовая камера (англ. reaktor delayed coking) — основной реакционный аппарат установок замедленного коксования, в котором осуществляется эндотермический процесс коксования нефтяного сырья за счет тепла, которое оно получает в трубчатой печи. Коксовая камера работает периодически. Цикл длительностью около 48 ч включает последовательные стадии коксования, пропаривания, охлаждения, выгрузки кокса, разогрева, при этом циклические изменения температуры составляют около 500 °C.

Коксовая камера (рис. 34) представляет собой цилиндрический аппарат с верхним полушаровым и нижним шароконическим днищами. На верху коксовой камеры находится горловина, к которой приварены штуцера для

вывода нефтяных паров в рект иф ика ц ионную колонну при коксовании и подаче этих паров из соседней камеры при разогреве, внизу — люк выгрузки кокса. В стадии реакции камера на 70 — 75 % высоты заполняется сырьем, нагретым до 460 — 510 °C, рабочее давление 0,4 —0,6 МПа. После завершения коксования нефтяные пары удаляют водяным паром и камеру охлаждают водой.

Коксовая камера устанавливается на постаменте высотой 20 м, на котором смонтированы металлоконструкции с оборудованием, включающим системы вращения и вертикального перемещения гидроинструмента, для гидравлического разрушения кокса. Общая высота блока с металлоконструкциями 90 м. Гидрорезак, снабженный соплами, прикреплен к полой штанге квадратного сечения, подвешенной через вертлюг к блоку талевой системы. Снизу по стояку и шлангу к гидрорезаку подают воду


Рис. 34. Коксовая камера:

1 — нижний блок; 2 — вертлюг; 3 — шланг; 4    —    штанга; 5    — лебедка

талевая; 6 — ротор; 7 — гидрорезак; 8 — верхний люк; 9 — корпус камеры;

10 — постамент; 11 — нижний люк

под давлением 16 — 25 МПа. Штанга приводится во вращение ротором. При удалении кокса камеру открывают, гидравлически разбуривают начальную центральную скважину, струями воды режут кокс, который затем выгружают через нижний люк.

На установках замедленного коксования реакторный блок имеет от 2 до 4 камер. Камеры снаружи покрыты слоем теплоизоляции толщиной 250 мм. На отечественных установках камеры имеют внутренний диаметр 4600, 5000, 5500 и 7000 мм и высоту до 27 м. Корпус камер изготовляют из биметалла с основным слоем из углеродистых сталей 15К, 20К, 16ГС, 09ГС и защитным слоем из стали 08X13 или монометаллическим из стали 08Х18Н10Т.

ЛИТЕРАТУРА: [12, 55].

Конденсация (англ. condensation, позднелат. condensatio — сгущение, от лат. condenso — уплотняю, сгущаю) — процесс перехода вещества из парообразного состояния в жидкое. Конденсация осуществляется путем охлаждения или сжатия и охлаждения пара при температуре ниже критической для данного вещества и сопровождается выделением теплоты конденсации.

Конденсация применяется для получения в жидком виде продуктов, выводимых из аппаратов в парообразном состоянии; сжижения природных, попутных газов и паров хладагентов в холодильных установках, подогревателях, где в качестве теплоносителя используется водяной пар (теплота, выделяемая при конденсации 1 кг водяного пара составляет 2260 кДж при давлении 9,8-104 Па). При конденсации резко уменьшается объем среды и образуется вакуум. Это обстоятельство обусловило применение конденсаторов для создания вакуума.

Конденсацию используют для разделения бинарных и многокомпонентных смесей в процессах ректификации и перегонки. При охлаждении таких смесей в первую очередь конденсируются наименее летучие компоненты и в результате происходит их разделение.

Различают однократную, многократную и постепенную конденсацию. Однократную конденсацию осуществляют в одну ступень, многократную ведут последовательными ступенями, в каждой из которых пары частично конденсируют, отводят образовавшуюся жидкую фазу, а оставшиеся пары подвергают частичной конденсации в последующей ступени. При этом паровая фаза обогащается легколетучими компонентами, однако выход их уменьшается по мере увеличения числа ступеней. Постепенная конденсация осуществляется так, что образовавшаяся жидкость отводится из системы непрерывно по мере ее образования.

Для конденсации используют аппараты двух видов — конденсаторы смешения и поверхностные. В первых конденсирующиеся пары непосредственно соприкасаются с охлаждающей водой. В поверхностных конденсаторах тепло отбирается через стенку и конденсация паров становится возможной при температуре стенки ниже точки росы. При этом различают два вида конденсации — капельную (на поверхности образуются капли) и пленочную (образуется пленка). При капельной конденсации коэффициент теплоотдачи больше. Пленка создает термическое сопротивление, поэтому значительное внимание уделяется конструктивным мерам, обеспечивающим быстрое удаление пленки. В промышленности обычно конденсация осуществляется в пленочном режиме.

ЛИТЕРАТУРА: [26, 53].

Кристаллизаторы (англ. crystallizers) — аппараты для проведения процесса кристаллизации с целью разделения веществ и получения их в кристаллическом виде. В нефтегазопереработке кристаллизаторы используют в процессах производства масел, парафина, церезина, серы.

На установках депарафинизации масел нашли применение кристаллизаторы поверхностные и смешения. Более широкое распространение получили кристаллизаторы с теплообменом через поверхность. Они подразделяются на два основных типа: «труба в трубе» и кожухотрубчатые. В этих аппаратах кристаллизация парафиновых углеводородов происходит в растворе на внутренней поверхности труб, снаружи омываемых охлаждающей средой. В зависимости от применяемой охлаждающей среды кристаллизаторы получили названия регенеративных, охлаждаемых холодным раствором масла, и аммиачных, пропановых, этановых, в которых хладагентом служит испаряющийся аммиак, пропан, этан.

В кристаллизаторах типа «труба в трубе» (рис. 35) внутренние трубы соединены двойниками и образуют непрерывный змеевик, их диаметр составляет 168 мм, наружных — 219 мм. Кожухотрубчатый кристаллизатор (рис. 36) имеет кожух внутренним диаметром 800 мм, в котором размещены семь теплообменных труб диаметром 168 мм (6 по правильному шестиугольнику и одна в центре). Для уменьшения температурных усилий и напряжений на наружных трубах кристаллизатора типа «труба в трубе» и кожухе кожухотрубчатого кристаллизатора установлены компенсаторы. Внутри теплообменных труб установлены скребковые устройства, вращающиеся в растворе кристаллизующейся смеси. Они удаляют со стенок внутренних труб отложения парафиновых кристаллов, улучшая теплоотдачу от охлаждаемого раствора к стенке трубы. Скребковое устройство представляет собой вал (частота вращения около    14

мин-1) из частей длиной до 3,3 м, на котором на подпружиненных опорах попарно во взаимно перпендикулярных плоскостях по длине установлены скребки длиной до 600 мм. Такая конструкция обеспечивает достаточно хороший контакт скребков с поверхностью трубы. На выходе вала скребкового устройства со стороны привода находится сальник. Привод скребковых устройств осуществляют от электродвигателя через редуктор или от мотор-редуктора.

Рис. 35. Кристаллизатор типа «труба в трубе»:

1 — емкость хладагента; 2 — трубчатая секция; 3 — коллектор подвода хладагента; 4 — электродвигатель; 5 — редуктор; 6 — цепная передача; 7 — штуцер ввода масляного раствора; 8 — штуцер вывода суспензии; 9 — компенсатор; 10 — коллектор отвода паров хладагента

Рис. 36. Кристаллизатор кожухотрубчатый:

1 — емкость хладагента; 2 — кожухотрубчатая секция; 3 — штуцер ввода масляного раствора; 4 — мотор-редуктор; 5 — коллектор отвода паров хладагента; 6 — коллектор подвода паров хладагента; 7 — штуцер вывода суспензии; 8 — компенсатор

Вращение на валы секций кристаллизатора «труба в трубе» передается единой цепной передачей, существуют также конструкции с индивидуальным электроприводом каждого скребкового вала. Кристаллизаторы «труба в трубе», охлаждаемые испаряющимся хладагентом, устанавливают с небольшим наклоном в сторону привода. Жидкий хладагент из верхней емкости по коллектору поступает в каждую секцию со стороны привода, испаряется, и благодаря наклону пары с другого конца секций уходят по выводному коллектору в верхнюю емкость. В зависимости от поверхности охлаждения кристаллизаторы включают от 10 до 48 трубчатых секций (поверхность охлаждения соответственно от 70 до 340 м2).

В кожухотрубчатом кристаллизаторе вращение от центральной шестерни каждой секции передается на шесть периферийных. Хладагент поступает в нижнюю часть кожуха, а пары уходят с верха. Кристаллизатор состоит из двух или четырех кожухотрубчатых секций и имеет соответственно поверхность охлаждения 90 и 180 м2.

Материальное исполнение кристаллизатора зависит от допустимой температуры охлаждения, которая составляет в аммиачных —40 °С, в пропановых —70 °С, в этановых —90 °С.

Кристаллизатор смешения представляет собой вертикальный аппарат внутренним диаметром 1200 мм и высотой 17 м. Внутри аппарата установлены поперечные перфорированные перегородки и по оси вал со скребками в виде двух радиальных лопастей. Сырье вводится в низ аппарата, холодный растворитель в нижнюю часть и в четырех сечениях по высоте, с верха отво-дится продукт в виде суспензии кристаллов в растворе.

Для отверждения расплавов применяются ленточные, барабанные и дисковые кристаллизаторы.

Ленточные кристаллизаторы обеспечивают охлаждение расплавов в тонком слое на медленно движущейся стальной ленте (рис. 37). При этом охлаждение может производиться различными способами: путем подачи хладагента (обычно воды) на нижнюю поверхность ленты; за счет естественного теплообмена с окружаю-

Расплав


точных кристаллизаторов    фирмы

«Sandvik» с различными загрузочными устройствами: а — двойной отжимной вал; б — переливное устройство; в — полосоразливочное    ус

тройство; г — ротационный гранулятор;

1 — приводные барабаны; 2    — стальная

лента; 3 — форсунки для подачи охлаждающей воды; 4 — загрузочное устройство; 5 — вращающийся вал со скребками; 6 — бункер для отвержденного продукта; 7 — нож

щей средой или обдува продукта газообразным хладагентом; непосредственным орошением продукта холодной водой или погружением ленты с продуктом в ванну с проточной водой. Последние два способа применимы только для водонерастворимых веществ (например, серы, эпоксидных смол, пека и др.). Полученный отвержденный продукт удаляется с ленты при ее изгибе на приводном барабане с помощью вращающегося вала со скребками или ножом.

Выбор типа загрузочного устройства зависит от свойств расплава, его температуры и вида готового продукта. При использовании двойного отжимного вала или переливного устройства можно получить готовый продукт в форме чешуек. Полосоразливочное устройство позволяет получить готовый продукт в виде полосок разной длины. При раскалывании отвержденного продукта на отдельные частички образуется пыль, что является недостатком таких конструкций. Ротационный гранулятор позволяет производить беспыльный сыпучий продукт однородной формы и является наиболее прогрессивной конструкцией.

ЛИТЕРАТУРА: [12, 55, 65].

Кристаллизация (англ. crystallization) — процесс перехода вещества из раствора или расплава в твердое состояние. Кристаллизация применяется в ряде производств нефтегазоперерабатывающей, химической, металлургической, пищевой промышленности. В нефтепереработке кристаллизацию используют при депарафинизации масел, производстве парафинов и церезинов, серы, разделении ксилолов. В газодобывающей промышленности имеет место образование кристаллогидратов компонентов природного газа — физических соединений, включающих молекулы воды. Это явление наблюдается при температурах ниже точки росы. Во избежание гидратообразования производят осушку газа и ингибирование.

Процесс кристаллизации может проходить только в

пересыщенных растворах. По способам создания таких растворов различают следующие методы: 1) удаление части растворителя путем его испарения или вымораживания (изотермическая кристаллизация); 2) изменение температуры раствора — при положительной растворимости раствор охлаждают, при отрицательной — нагревают (изогидрическая кристаллизация осуществляется при постоянном количестве растворителя);    3)

высаливание (добавление в раствор вещества, понижающего растворимость); 4) пересыщение в результате химической реакции; 5) комбинированные способы, такие как вакуумная кристаллизация (охлаждение раствора за счет его частичного испарения), дробная или фракционированная кристаллизация (при последовательном извлечении из раствора нескольких веществ). Кристаллизация, при которой одновременно получают большое количество кристаллов, называют массовой.

Кристаллизация сопровождается выделением тепла для веществ с положительной растворимостью и поглощением тепла — для веществ с отрицательной растворимостью. Теплоту кристаллизации принимают равной теплоте растворения с обратным знаком.

Диаграмма состояния растворов вещества в координатах концентрация — температура линией насыщения АВ делится на области ненасыщенных и пересыщенных растворов (рис. 38). В последней области вблизи линии насыщения существуют устойчивые или метастабиль-ные растворы и вне этой зоны — неустойчивые или лабильные растворы. Границы метастабильной области зависят от температуры раствора, скорости его охлаждения, перемешивания и других факторов. Пересыщенные лабильные растворы кристаллизуются мгновенно, а метастабильные существуют то или иное время без изменения. Это время называют индукционным (латентным, скрытым) периодом. Его длительность зависит от степени пересыщения, температуры, механических воздействий, перемешивания, вибраций. В зависимости от характера диаграммы состояния растворов выбирают метод кристаллизации и способ ее осуществления. Степень чистоты получаемого продукта при кристаллиза-

Рис. 38. Диаграмма состояния раствора:

АВ — линия насыщенных растворов; I — область ненасыщенных растворов;


II — область пересыщенных растворов

ции зависит от качества исходного сырья, условии кристаллизации и последующих операциИ:    промывки,

фильтрования, вторичноИ перекристаллизации.

Кристаллизация из расплавов используется при производстве серы, щелочеИ, реактивов, удобрении, при отверждении которых получают гранулы, пластинки, чешуйки и т.п. Этот процесс применяется также для фракционного разделения бинарных и многокомпонентных смесей на отдельные компоненты или на фракции, обогащенные некоторыми компонентами (на-

0

108


Рис. 39. Диаграмма фазового равновесия для расплава пример, в производстве бензола, ксилола, нафталина и

др.).

Фазовое равновесие при переходе из жидкого состояния в кристаллическое обычно характеризуется диаграммой давление — температура (рис. 39). Линия АВ характеризует равновесие между твердоИ фазой и жидкостью, линия АС — между паром и твердоИ фазой, линия AD — между паром и жидкостью. Переход влево через линию АВ соответствует кристаллизации, вправо — плавлению.

ЛИТЕРАТУРА: [23, 40].

Массообмен (англ. mass exchange) — диффузионный процесс переноса массы распределенного вещества из одной фазы в другую или внутри фазы в неоднородном поле концентраций. Движущей силой служит градиент концентраций, парциальных давлений, химических потенциалов и температур (при термодиффузии). Массообмен лежит в основе таких широко распространенных процессов разделения веществ, как перегонка, ректификация, абсорбция, адсорбция, эсктракция, сушка, кристаллизация.

Количество вещества М, уходящее из данной фазы в другую через поверхность их раздела F за время т, следующее: М = KF(C — Ср)т, где К — коэффициент мас-сопередачи; С — концентрация вещества в данной фазе; Ср — концентрация вещества в данной фазе, равновесная с его концентрацией в другой фазе. Коэффициент массопередачи зависит от физико-химичес-ких свойств массообменивающихся фаз, гидродинамических условий контактирования и конструкции аппарата. Значение коэффициента массопередачи относят к единице поверхности контакта фаз или к единице объема, в котором взаимодействуют фазы.

Процесс массообмена включает перенос вещества как в пределах фаз, так и через разделяющую их поверхность. Массообмен между данной фазой и границей раздела с другой фазой называется массоотдачей.

Массообмен осуществляется путем молекулярной, турбулентной и конвективной диффузии, из которых наиболее медленной является первая. Основное сопротивление массообмена происходит в пограничных слоях у границы раздела фаз. Увеличение массообмена может быть достигнуто повышением относительных скоростей фаз, что ведет к уменьшению толщины пограничного слоя, росту турбулентной и конвективной составляющих переноса вещества, увеличению поверхности контакта взаимодействующих фаз и движущей силы процесса, например, путем повышения коэффициента про-тивоточности или изменения рабочих условий — температуры, давления. Различают два варианта массообмена: односторонний (например, при абсорбции компоненты из газовой фазы переходят в жидкую) и двухсторонний (при ректификации).

ЛИТЕРАТУРА: [3, 23, 31, 67].

Массообменные аппараты (англ. mass exchangers) — аппараты для проведения массообменных или диффузионных процессов, предназначенных для разделения смесей. Массообменные аппараты получили широкое распространение в нефтяной, нефтеперерабатывающей, химической и газовой промышленности. К ним относятся ректификационные колонны, абсорберы, адсорберы, экстракторы, сушилки, кристаллизаторы.

В массообменных аппаратах вступают в контакт по крайней мере две фазы, например, жидкая и паровая (ректификационные колонны), жидкая и газовая (абсорберы), твердая и парогазовая (адсорберы), две жидких (экстракторы), твердая и жидкая (адсорберы, экстракторы). Размеры массообменных аппаратов определяются коэффициентом массопередачи, отражающим уровень интенсификации процесса (см. Массообмен). Чем больше значение коэффициента массопередачи, тем меньших размеров требуется аппарат для передачи заданного количества вещества. Одновременно следует воздействовать и на величину поверхности раздела фаз, стремясь к ее максимальному развитию и обновлению в единице объема аппарата. Наибольшее влияние на интенсивность массообмена оказывают гидродинамические и конструктивные факторы, определяющие характер взаимодействия контактирующих фаз. Этим, в частности, определяется широкое разнообразие конструкций массообменных аппаратов, применяемых в промышленности.

ЛИТЕРАТУРА: [3, 5, 31, 53, 55].

Мешалки (англ. mixers) — аппараты для механического перемешивания в жидкой среде. Широко применяются в различных отраслях промышленности и, в частности, в нефтепереработке в процессах производства масел, смазок, присадок, смазочно-охлаждающих технологических средств, синтетических жирных кислот.

Основными узлами мешалки являются корпус, привод и перемешивающее устройство (рис. 40). Для охлаждения или подогрева перемешиваемых сред корпус мешалки может иметь наружную рубашку (гладкостенную или из полутруб), а внутри мешалки может быть размещен трубчатый змеевик. Для герметизации вывода вала из корпуса мешалки применяют гидрозатворы, сальниковые и торцовые уплотнения. В качестве привода мешалки используют электродвигатель с зубчатым редуктором или ременной передачей или специальный мотор-редуктор.

Перемешивающие устройства, применяемые в мешалках, разнообразны по конструктивному оформлению и условно разделяются на быстроходные и тихоходные (рис. 41). Первые работают преимущественно при турбулентном и переходном режимах движения жидкости, вторые — при ламинарном и применяются для перемешивания высоковязких неньютоновских жидкостей. К быстроходным относятся лопастные, турбинные открытого и закрытого типов, пропеллерные,

Рис. 40. Мешалка якорная:

1 — мотор-редуктор; 2 — муфта; 3 — уплотнение; 4 — люк; 5 — крышка; 6 — вал; 7 — якорное перемешивающее устройство; 8 — корпус; 9 — рубашка; 10 — опора; 11 — труба передавливания. Потоки: I — вход исходной среды; II — выход теплоносителя (хладагента); III — вход теплоносителя (хладагента); IV — выход продукта

а    б    в    г

Рис. 41. Перемешивающие устройства:

а—г — быстроходные; д—з — тихоходные; а — лопастное; б — шестилопастное с наклонными лопастями; в — турбинное открытого типа; г — пропеллерное; д — якорное; е — рамное; ж — ленточное; з — шнековое

перемешивающие устройства, к тихоходным — якорные, рамные, ленточные и шнековые.

По преобладающему характеру движения жидкости выделяют мешалки с потоками: круговым (лопастные с вертикальными лопастями, турбинные открытого типа, якорные, рамные); осевым (лопастные с наклонными лопастями, пропеллерные, ленточные, шнековые); радиальным потоком (турбинные закрытые). Применяют также мешалки со сложным планетарным движением перемешивающих устройств. У мешалок с осевым потоком жидкости внутри соосно корпусу может устанавливаться циркуляционная труба, при этом поток проходит последовательно через трубу и кольцевое пространство между ней и корпусом. Для предотвращения воронкообразного движения жидкости внутри на корпу-се устанавливают пластинчатые радиальные перего-родки.

ЛИТЕРАТУРА: [10, 22, 53].

Нагревание (англ. heating) — процесс подвода тепла к среде для повышения ее температуры, изменения агрегатного состояния или химических превращений. Нагревание широко применяется в промышленности, в частности, в нефтепереработке нефть (сырье) на установках обессоливания и обезвоживания нагревают до температуры 140—160 °С, при атмосферной перегонке — до 300 — 360 °С, при вакуумной перегонке мазута — до 380 — 420 °С. В условиях вторичных процессов сырье нагревают до более высоких температур: на установках термического крекинга — до 520 — 540 °С, на установках коксования — до 510 — 520 °С, на установках каталитического крекинга до 460 — 560 °С, на установках каталитического рифор-минга — до 480 — 540 °С, в процессах пиролиза и конверсии углеводородных газов — до 750 — 900 °С, при производстве технического углерода — до 1300 — 1550 °С.

Для нагрева в качестве теплоносителя используют продукты сгорания топлива в трубчатых печах; водяной пар (теплота его конденсации 2260 кДж/кг при давлении 9,8' 104 Па); горячую воду; высокотемпературные жидкие теплоносители; дымовые газы в аппаратах с движущейся насадкой, аккумулирующей тепло (воздухонагреватели трубчатых печей). В ряде случаев для нагрева используют электронагреватели сопротивления (индукционные, высокочастотные). На НПЗ нагрев поступающего сырья производят в теплообменниках горячими продуктами переработки. Это позволяет регенерировать часть тепла и снизить расход топлива на нагрев сырьевых потоков.

ЛИТЕРАТУРА: [22, 39, 53].

Окислительная колонна (англ. oxidizing tower) — вертикальный пустотелый аппарат (рис. 42) диаметром 3,0 — 3,4 м и высотой 23 м. В низу колонны для подачи воздуха расположен коллектор-барбо-тер. Уровень жидкой фазы в колонне составляет

Рис. 42. Окислительная колонна:

1 — коллектор-барботер для подачи воздуха; 2 — корпус; 3 — штуцер ввода гудрона;


4 — штуцер ввода воздуха; 5 — люки; 6 — штуцер вывода газов окисления; 7    —

штуцер ввода воды; 8 — штуцер вывода продукта; 9 — штуцер дренажа

Рис. 43. Схема окислительной колонны с квенчинг-секцией:

1 — секция окисления; 2 — секция квен-чинга и сепарации; 3 — перфорированная перегородка; 4 — переток с регулирующим клапаном и гидравлическим затвором. Потоки: I — сырье; II — газы окисления; III — битум; IV — воздух

14—15 м, высота парового пространства на верху колонны — не менее 5 м. Выделяющаяся в результате реакции окисления теплота идет на нагревание сырья до температуры реакции (200 — 280 °C). При недостатке тепла часть сырья подогревают в трубчатой печи, при избытке тепла — его отводят путем ввода на верх колонны воды или водяного пара. В связи с тем, что битумы и гудроны при избытке воздуха способны воспламеняться, ограничивают концентрацию кислорода в газах окисления (менее 5 % по объему). С прекращением подачи рециркулята подача воздуха автоматически отключается.

Окислительная колонна с квенчинг-секцией (рис. 43) разделена перфорированной перегородкой на две части: нижнюю (меньшего диаметра) — секцию окисления и верхнюю (большего диаметра) — секцию квенчинга и сепарации. Это обеспечивает оптимальные условия течения процесса. Сырье в квенчинг-секцию поступает под уровень раздела фаз, где происходит смешение его с окисленной горячей (290 — 300 °C) газожидкостной смесью, обусловливающей быстрое охлаждение и прекращение реакции окисления (англ. quenching). Жидкая фаза из квенчинг-секции самотеком по трубопроводу с гидрозатвором поступает в окислительную секцию, где движется вниз противотоком воздуху. Газы окисления выводятся с верха колонны, битум — с низа. Благодаря такой конструкции колонны в ее окислительной части поддерживается высокая температура, что обусловливает более эффективное окисление и интенсивное использование кислорода воздуха.

ЛИТЕРАТУРА: [55, 70].

Отстаивание (англ. settling)— процесс разделения неоднородных жидких сред (суспензий, эмульсий, пен) на составляющие: сплошную (дисперсионную) и распределенную (дисперсную) фазы под действием силы тяжести. Отставание используется для разделения водонефтяных эмульсий при подготовке нефти к транспорту и переработке, для очистки сточных вод и нефтепродуктов, в ряде технологических процессов нефтегазопереработки, например, при обес-соливании, экстракции.

При отстаивании неоднородных систем наблюдается постепенное увеличение концентрации частиц дисперсной среды в направлении сверху вниз (рис. 44). При этом по высоте условно можно выделить следующие четыре зоны: слой осадка или шлама, зону сгущенной суспензии, зону свободного осаждения и слой осветленной жидкости. В зоне сгущенной суспензии происходит стесненное осаждение частиц, сопровождаемое их взаимным соударением и трением между ними, более мелкие частицы тормозят движение более крупных. Последние увлекают за собой мелкие частицы, ускоряя их движение, что приводит к коллективному осаждению частиц со скоростями, близкими в каждом поперечном сечении аппарата, но различными по его высоте. По мере приближения к поверхности осадка происходит постепенное уплотнение частиц, обусловленное уменьшением их скоростей движения в связи с обратным движением вытесняемой жидкости. Выше зоны стеснённого осаждения образуются зона свободного осаждения и слой осветленной жидкости. При периодиче-


Рис. 44. Схема процесса отстаивания:

1    — слой осадка (шлама);

2    — зона сгущенной суспензии; 3 — зона свободного осаждения; 4 — слой осветленной жидкости ском процессе с течением времени высоты зон свободного и стесненного осаждения изменяются.

В зоне свободного осаждения на частицу действует сила тяжести, архимедова сила, сила сопротивления движению со стороны жидкости. Скорость осаждения при ламинарном обтекании частицы жидкостью определяется по уравнению Стокса: ю = й2д(рч — рж)/18ц, где d — диаметр частицы, м; д — ускорение силы тяжести, м/c2; рч и рж — плотности соответственно частицы и жидкости, кг/м3; ц — динамическая вязкость, Па-с.

Интенсификацию процесса отстаивания осуществляют добавлением в разделяемую неоднородную среду деэмульгаторов, коагулянтов, флокулянтов — веществ разрушающих сольватированные оболочки, способствующих коагуляции, агрегатированию, слипанию частиц. В результате размеры и скорость осаждения частиц увеличиваются. При разделении водонефтяных эмульсий их подогревают, что уменьшает вязкость сплошной фазы и интенсифицирует процесс отстаивания.

ЛИТЕРАТУРА: [22, 39, 53].

Отстойники (англ. settlers) — аппараты и сооружения для разделения неоднородных жидких сред (суспензий, эмульсий) под действием гравитационных сил. Отстойники применяются в нефтяной и нефтегазоперерабатывающей промышленности для разделения водонефтяных эмульсий, очистки нефти от песка и частиц породы, при подготовке и очист- ке воды в системах водоснабжения. Отстойники выпол-

Рис. 45. Схема радиального отстойника-нефтеловушки:

а — поперечный разрез; б — различные стадии работы нефтесборных скребков; 1 — коаксиально-козырьковый водораспределитель; 2 — центральная опора; 3 — приямок; 4 — донные скребки; 5 — ферма; 6 — корпус; 7 — погружные стенки; 8 — водосборный лоток; 9 — нефтесборные скребки; 10

— центральный привод скребкового механизма; 11 — ходовой мостик; 12 — нефтесборный желоб; 13 — трубопровод с брызгальными насадками; 14 — шарнир; 15 — противовес. Потоки: I — сточная вода; II — очищенная вода;

III — нефть; IV — шлам


няют в виде горизонтальных и вертикальных аппаратов.

Отстойники разделяются по характеру работы — на периодические и непрерывные, по способу удаления осадка — с механическим и гидравлическим удалением, по направлению движения среды — вертикальные, горизонтальные, радиальные.

В системах очистки сточных вод отстойники используют в качестве песколовок — для предварительной очистки воды от твердых частиц и нефтеловушек — для очистки воды от нефти, нефтепродуктов и остатков твердых частиц.

Радиальный отстойник-нефтеловушка (рис. 45) представляет собой железобетонный круглый резервуар диаметром 30 м (24 м) с коническим дном, в центр которого в среднюю часть по высоте подается исходная эмульсия. Эмульсия движется в отстойнике в радиальном направлении от центра к его периферии. Для удаления с поверхности воды всплывших нефти и нефтепродуктов и образующегося на дне осадка в отстойнике устанавливаются вращающиеся нефтесборный скребок и донные скребки. Нефть и нефтепродукты выводятся из отстойника по радиально расположенному нефтесборному желобу, а осадок — по трубе из приямка в центре днища. Расчетная пропускная способность нефтеловушки диаметром 30 м составляет 1100 м3/ч эмульсии. При использовании радиальных нефтеловушек обеспечивается значительная экономия капитальных и эксплуатационных затрат, улучшается качество очистки сточных вод и упрощается работа эксплуатационного персонала.

В ряде конструкций отстойников применяют многополочные многоярусные пластинчатые устройства, что позволяет увеличить поверхность осаждения, сократить площадь отстойника и повысить производительность отстойника. Поперечный разрез такого аппарата — напорного нефтеот делителя показан на рис. 46. Подача нефтесодержащей воды на очистку и отвод очищенной воды производится через штуцера, расположенные по центру торцовых днищ аппарата. Параллельные пласти-

Рис. 46. Поперечный разрез напорного нефтеотделителя:

1 — корпус; 2 — штуцер для отвода уловленной нефти; 3 — параллельные пластины; 4 — штуцер для отвода очищенной воды; 5 — опора; 6 — штуцер для отвода осадка; 7 — перфорированная перегородка

ны в нефтеотделителе располагают на расстоянии 100 мм друг от друга. Уловленная нефть отводится через штуцера, расположенные в верхней части нефтеотделителя, осадок выводится снизу отстойника.

ЛИТЕРАТУРА: [22, 43, 53, 55].

Охлаждение (англ. cooling) — процесс отвода тепла от вещества с целью понижения его температуры, изменения агрегатного состояния или химического превращения. Охлаждение используется в промышленности, в частности, в нефтепереработке охлаждают отходящие горячие продукты, отводят тепло из аппаратов, создавая требуемый температурный режим для проведения технологических процессов (процессы абсорбции, низкотемпературной ректификации, депарафинизации масел).

В зависимости от уровня температуры и применяемых хладагентов различают естественное и искусственное охлаждение. При естественном охлаждении достигаемая температура определяется температурой окружающей среды — воды, воздуха, льда. В зависимости от времени года температура речной воды изменяется от 4 до 25 °С, артезианской — от 8 до 15 °С; температура оборотной воды примерно равна 30 °С. Воздух имеет большую, чем вода, разницу сезонных температур. Оборотную воду охлаждают в градирнях воздухом. Отходящие продукты на нефтеперерабатывающих заводах охлаждают водой и воздухом в поверхностных теплообменных аппаратах. Искусственное охлаждение осуществляют в основном двумя способами: посредством отвода тепла испаряющимися низкокипящими жидкостями — хладагентами (до 393 °С) и понижения температуры вследствие расширения предварительно сжатых газов (ниже 393 °С) путем простого дросселирования или расширения с совершением внешней работы в тур-бодетандерном агрегате. В качестве испаряющихся хладагентов применяют сжиженные газы: аммиак, пропан, этан. В технологических установках, где применяют искусственное охлаждение, холод отходящих продуктов регенерируют, используя их как хладагенты для начального охлаждения поступающего сырья.

ЛИТЕРАТУРА: [22, 39, 53].

Первичная переработка нефти (англ. primary rafining) — физический процесс разделения нефти, включающий ее электрообезвоживание и электрообессоливание, атмосферную перегонку с выделением светлых продуктов, разделение мазута под вакуумом с получением масляных фракций или широкой фракции как сырья для вторичных процессов, вторичную перегонку бензина с получением узких бензиновых фракций и газофракционирование. При первичной перегонке нефти получают в остатке гудрон, который в дальнейшем используют как сырье для производства бензина, кокса, котельных топлив, остаточных масел. Углеводородные газы, выделяющиеся из нефти при ее первичной перегонке, относятся к предельным углеводородам и используются: сухие — как топливо, а жирные — как сырье для дальнейшей переработки.

ЛИТЕРАТУРА: [7, 21, 28, 37, 48].

Перегонка нефти (англ. preliminary distillation) — процесс разделения нефти ректификацией на отдельные фракции. Ректификацию нефти осуществляют при атмосферном давлении (0,1—0,2 МПа), выделяя из нефти фракции светлых продуктов: бензина, реактивного топлива, керосина, дизельного топлива (зимнего и летнего) и в качестве остатка темный продукт — мазут. Перегонку мазута производят под вакуумом при остаточном давлении 20 — 60 мм рт. ст. В зависимости от варианта переработки (масляного или топливного) мазут могут разделять на масляные фракции (соляровую, веретенную, машинную) с целью дальнейшей выработки масел или выделять из него широкую фракцию как сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга. Остаток перегонки мазута — гудрон служит сырьем для коксования, производства битума или остаточных масел.

Установки первичной перегонки нефти различают на атмосферные (АТ), вакуумные (ВТ) и атмосферновакуумные (АВТ). В состав этих установок могут входить блоки электрообезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ), стабилизации и вторичной перегонки бензина.

На установках разделения нефти наряду с простыми применяют сложные ректификационные колонны, позволяющие проводить отбор двух-четырех боковых погонов. В зависимости от числа ректификационных колонн и общей схемы разделения процесс ведут с одно-, двух-, трех- и четырехкратным испарением.


Рис. 47. Комбинированная атмосферно-вакуумная установка ЭЛОУ-АВТ:

1, 3 - теплообменники; 2 - электродегидраторы; 4 - колонна предварительного отбензинивания; 5, 8, 16 - трубчатые печи; 6 - емкость; 7 -атмосферная колонна; 9 - вакуумная колонна; 10 - аппаратура, создающая вакуум; 11 - дебутанизатор бензина; 12— 15 - колонны вторичной перегонки бензина; 17 - рибойлер. Потоки: I - нефть; II - деэмульгатор; III - содощелочной раствор; IV - оборотная вода; V - соленая вода; VI - легкий бензин и газ; VII - отбензиненная нефть; VIII - тяжелый бензин; IX -фракция 180 — 220 °С; X — фракция 220 — 280 °С; XI — фракция 280 — 350 °С; XII — водяной пар; XIII — мазут; XIV — газы разложения; XV — нефтепродукт; XVI — водяной конденсат; XVII — легкий вакуумный газойль; XVIII — широкая масляная фракция; XIX — затемненная фракция; XX — гудрон; XXI — нестабильный бензин; XXII — сжиженная фракция С2 — С4; XXIII — углеводородный газ; XXIV — фракция С5 — 62 °С; XXV — фракция 62 — 105 °С; XXVI - фракция 62-85 °С; XXVII - фракция 85-105 °С; XXVIII -фракция 105-140 °С; XXIX - фракция 140-180 °С

При разделении нефти и мазута для снижения температуры путем понижения парциального давления нефтяных паров вводят водяной пар в низ основной атмосферной и вакуумной колонн и стриппинг-секций. При этом температура нагрева нефти составляет 350370 °C, а мазута - 410-420 °C.

Комбинированная атмосферно-вакуумная установка ЭЛОУ-АВТ трехкратного испарения (рис. 47) включает блоки электрообезвоживания и обессоливания, атмосферной перегонки нефти, вакуумной перегонки мазута и вторичной перегонки бензина. Исходная нефть нагревается в теплообменниках 1 теплом отходящих фракций до температуры 135 °С и проходит две ступени электро-дегидраторов 2, между ступенями подается оборотная вода. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменниках 3 до 205 °С и поступает в колонну предварительного отбензинивания 4. С низа колонны частично отбензиненная нефть после трубчатой печи с температурой 365 °С поступает в питательную секцию основной атмосферной колонны 7. Из колонны отводятся три боковых погона. Остаток (мазут) направляется в трубчатую печь 8 и с температурой 395 °С поступает в вакуумную колонну 9, где от него в виде боковых пого-нов выделяют три масляные фракции. С низа вакуумной колонны получают гудрон.

В низ атмосферной колонны, стриппинги и вакуумную колонну подается водяной пар. С верха вакуумной колонны вакуумсоздающей аппаратурой отсасываются газы разложения и водяной пар.

Отходящий с верха атмосферных колонн ректификат (пары бензина) конденсируют. Конденсат после отстаивания частично поступает на орошение, а балансовый бензин из емкости 6 направляют в дебутанизатор бензина 11, а затем в колонны блока вторичной перегонки бензина 12—15. Тепло в низ трех первых колонн подводится при помощи трубчатых печей, а в низ колонны 15 - рибойлером.

ЛИТЕРАТУРА: [4, 21, 28, 37, 55].

Перемешивание (англ. mixing) - гидромеханический процесс, осуществляемый для получения эмульсий, суспензий, растворов, а также для интенсификации диффузионных, тепловых и химических процессов. Перемешивание широко применяется в химической, нефтеперерабатывающей, нефтехимической, пищевой, строительной и других отраслях промышленности. Например, в нефтепереработке перемешивание используют при очистке нефтепродуктов с помощью химических реагентов и растворителей, при производстве масел и пластичных смазок.

Роль перемешивания в процессе определяется природой процесса. При приготовлении эмульсий интенсивное дробление дисперсной фазы обеспечивается в зоне с наибольшим градиентом скорости. В случае гомогенизации, приготовления суспензий, растворов в результате перемешивания происходит снижение концентрационных и температурных градиентов. В процессах тепло- и массопередачи, при проведении химических реакций за счет турбулизации ускоряется подвод тепла и вещества в зону реакции, к границе раздела фаз, уменьшается толщина пограничного слоя и ускоряется обновление поверхности, что интенсифицирует эти процессы. Качество перемешивания характеризуется эффективностью, которая при получении эмульсий и суспензий оценивается равномерностью распределения дисперсной фазы, при химическом процессе - степенью превращения или расходом реагента, при интенсификации тепловых и массообменных процессов - отношением коэффициентов тепло- и массопередачи при перемешивании и без него. Интенсивность перемешивания оценивается продолжительностью процесса и расходом энергии на его осуществление.

Имеются следующие основные способы перемешивания: механическое при помощи мешалок различных конструкций; пневматическое посредством барботажа газа через слой жидкости; гидравлическое в трубопроводах с помощью статических смесителей - сопел, диафрагм, завихряющих устройств. При гидравлическом перемешивании используются насосы.

ЛИТЕРАТУРА: [9, 10, 53].

Периодические и непрерывные процессы (англ. periodical and continual processes) - процессы, протекающие в технологических аппаратах; различаются между собой способом осуществления.

Периодические процессы проводятся в аппаратах, в которые через определенные промежутки времени загружают исходные материалы, после их обработки из аппаратов выгружают конечные продукты. Затем цикл работы аппарата и процесс, протекающий в нем, повторяются. Все стадии периодического процесса протекают в одном месте (аппарате), но в разное время. Для периодических процессов характерен нестационарный (неустановившийся) режим, при котором параметры процесса (скорости, температуры, концентрации и др.) изменяются во времени.

Непрерывные процессы осуществляются в проточных аппаратах. Поступление исходных материалов в аппарат и выгрузка продуктов проводятся одновременно и непрерывно. Все стадии процесса происходят одновременно, но разобщены в пространстве - осуществляются в разных частях аппарата или в различных аппаратах. Для непрерывных процессов типичен стационарный (установившийся) режим, при котором параметры, характеризующие режим, постоянны во времени. При этом только в периоды пуска и остановки аппаратов наблюдается нестационарный режим. Непрерывные процессы отличаются от периодических по времени пребывания частиц среды в аппарате. В периодически действующем аппарате все частицы среды находятся одинаковое время, в непрерывно действующем аппарате времена пребывания частиц среды могут значительно различаться. Процесс может быть комбинированным, т.е. включать как непрерывно, так и периодически действующие стадии.

Непрерывные процессы по сравнению с периодическими обладают следующими преимуществами: отсутствуют перерывы в выпуске продукции, связанные с загрузкой исходных материалов и выгрузкой продуктов; стационарность процессов представляет более широкие возможности для контроля, автоматизации, механизации и обеспечения заданного качества продукции; обеспечиваются большая компактность оборудования; а также более полная рекуперация тепла и меньшая энергоемкость процесса. Благодаря указанным преимуществам непрерывных процессов при их проведении увеличивается производительность аппаратуры, уменьшается потребность в обслуживающем персонале, улучшаются условия труда и качество продукции. По этим причинам в многотоннажных производствах применяются преимущественно непрерывные процессы. Периодические процессы используются главным образом в малотоннажных производствах (в том числе опытных) с разнообразным ассортиментом продукции и при проведении исследований, где их применение позволяет достичь большей гибкости в использовании оборудования при меньших затратах. Так, в нефтепереработке перегонка нефти на технологических установках является непрерывным процессом, а перегонка нефти и ее фракций в заводской лаборатории с целью получения их качественных характеристик осуществляется как периодический процесс.

ЛИТЕРАТУРА: [53].

Питатели (англ. feeders) - механические и пневматические устройства для равномерной регулируемой подачи твердых сыпучих материалов. Применяются в различных отраслях промышленности и,

Рис. 48. Схемы механических питателей:

а - плунжерного: 1 - вал; 2 - загрузочная воронка; 3 - шнек; 4 - корпус;

5 - разгрузочный патрубок; б - шлюзового: 1 - корпус; 2 - ротор с ячейками; 3 - приводной вал; в - тарельчатого: 1 - сбрасывающий поворотный нож; 2 - манжета; 3 - приемный бункер; 4 - тарелка в частности, в нефтяной - при получении промывочных жидкостей и цементных растворов, в нефтеперерабатывающей - для подачи катализатора в реакторных блоках установок каталитического крекинга. Для подачи крупнозернистых материалов применяют цепные, пластинчатые, ленточные, лотковые, вибрационные питатели. Для подачи мелкозернистых материалов используют питатели шнековые, шлюзовые, тарельчатые, плунжерные (рис. 48). Производительность питателей зависит от частоты вращения или числа ходов в единицу времени подающего органа - шнека, секторного колеса, тарелки, плунжера, вибратора. Для мелкозернистых материалов кроме механических питателей применяют пневматические.

ЛИТЕРАТУРА: [53].

Полимеризация (англ. polymerization) олефинов -процесс получения низкомолекулярных полимеров пропилена и бутилена. Цель процесса -производство моторного топлива (полимербензина) и сырья для нефтехимии.

Основой процесса служит реакция соединения молекул низкомолекулярных веществ - мономеров в продукты с большей молекулярной массой - полимеры, не сопровождающаяся образованием побочных продуктов. Ограниченная реакция полимеризации с получением низкомолекулярных соединений называется олигомеризацией.

Сырьем процесса олигомеризации служит пропан-пропиленова (ППФ) и бутан-бутиленовая (ББФ) фракции, получаемые на газофракционирующих установках разделения непредельных газов.

Полимеризацию ППФ осуществляют в двух вариантах:    1) получение полимербензина; 2) производство

тримеров и тетрамеров пропилена как сырья для нефтехимического синтеза. При выработке полимербензина получают следующие продукты: 1) полимербензин -компонент автомобильного бензина (обладает низкой стабильностью), октановое число 96-97 (исследовательский метод); 2) фракцию выше 205 °С - компонент дизельного топлива; 3) отработанную пропан-пропиле-новую фракцию. При выработке сырья для нефтехимии полимеризат делится на фракции н.к. - 125 °С; 125175 °С; 175-260 °С соответственно димеров, тримеров и тетрамеров пропилена.

Полимеризацией ББФ получают изооктан, который в последующем путем гидрирования переводят в технический изооктан.

Катализатором в процессе служит фосфорная кислота, нанесенная на кизельгур или кварц. Условия процесса: температура 190-230 °С, давление 1,7-8 МПа, объемная скорость подачи сырья 0,5-10 ч-1.

Реакция полимеризации олефинов протекает с выделением тепла, примерно 1550 и 725 кДж на 1 кг пропилена и бутилена соответственно. На технологических установках используют два типа реакторов: камерные и трубчатые. В камерных реакторах катализатор размещают послойно и теплоотвод осуществляется непосредственным смешением - вводом охлажденной пропан-пропиленовой фракции между отдельными слоями. В трубчатых реакторах кожухотрубчатого типа или типа «труба в трубе» катализатор помещен в трубном пространстве, тепло отводится через стенку кипящей водой, циркулирующей через межтрубное пространство.

Схема установки полимеризации приведена на рис. 49. Сырье из емкости высокого давления после нагрева в теплообменнике 2 и подогревателе 3 поступает в реактор 4. С низа реактора продукты реакции после охлаждения в теплообменнике и холодильнике 5 направляются в депропанизатор 6. С верха депропани-затора 6 пропан-пропиленовая фракция поступает на орошение колонны, а также в межсекционные пространства реактора как хладагент; балансовое количество фракций отводится с установки. С низа депро-панизатора получают полимербензин. В случае выработки сырья для нефтехимии остаток колонны 6 разделяют в колоннах 7 и 8 на отдельные фракции: смеси

Рис. 49. Схема установки полимеризации пропан-пропиленовой фракции:

1 — емкость; 2 — теплообменник; 3 — подогреватель; 4 — реактор; 5 — холодильник; 6 — депропанизатор; 7, 8 — ректификационные колонны. Потоки: I — свежая пропан-пропиленовая фракция; II — отработанная пропан-пропиленовая фракция; III — смесь димеров и тримеров пропилена; IV — смесь тетрамеров пропилена; V — тяжелые полимеры; VI — полимер-бензин

димеров и тримеров пропилена (фракция н.к. — 175 °С), тетрамеров (фракция 175 — 260 °С) и на тяжелые полимеры.

ЛИТЕРАТУРА: [1, 55].

Производство битумов (англ. bitum production). Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает дорожные, строительные, кровельные, изоляционные, специальные битумы. Они могут быть в твердом, полутвердом и жидком состоянии.

Различают битумы: остаточные (содержатся в остатках от перегонки смолистых нефтей и дистиллятов крекинга); окисленные (полученные высокотемпературным окислением воздухом гудронов, крекинг-остатков и других остаточных продуктов нефтепереработки); компаундированные (полученные смешением остаточных и окисленных битумов).

Наиболее распространены установки по производству битумов с окислением сырья в окислительных колоннах или змеевиках трубчатых печей. Схема установки производства окисленных битумов приведена на рис. 50. Сырье — гудрон нагревается в трубчатой печи 1 и поступает на верх окислительной колонны 2. В колонне гудрон движется в противотоке с воздухом, поступающем к распределителю по внутренней трубе. Газообразные продукты окисления с верха окислительной колонны направляются в конденсатор смешения 4. Не-сконденсированные газы поступают в печь дожига продуктов окисления 6. На установке предусмотрена подача в колонны окисления рециркулята, который отбирается после воздушных холодильников.

Битум с низа окислительной колонны выводится

Рис. 50. Схема установки производства битумов:

1 — трубчатая печь; 2 — окислительные колонны; 3 — поршневые насосы; 4 — конденсатор смешения; 5 — воздушные холодильники; 6 — печь дожига газов окисления

поршневым насосом 3 и после охлаждения в воздушном холодильнике 5 поступает в раздаточные емкости для налива в железнодорожные цистерны и автобитумовозы или для розлива в 200-килограмовые бумажные крафт-мешки.

На рис. 51 показана современная линия упаковки битума, позволяющая формировать блоки весом до 25 кг. Жидкий битум подается на стальную ленту охладителя тремя отдельными полосами (ширина полосы 345 мм соответствует ширине конечной упаковки). Слой битума толщиной приблизительно 10 мм охлаждается в процессе его движения на стальной ленте над резервуарами с распыляемой водой. Поверхность стальной ленты разделена на три полосы резиновыми клиновыми направляющими, соединенными с лентой. В конце стального ленточного охладителя затвердевший битум подается на ленту для разрезания. Требуемое количество листов битума укладывают друг на друга, что позволяет регулировать массу готового блока. Сформированные блоки

Рис. 51. Схема упаковки битумов фирмы «Sandvik»:

1 — загрузочное устройство; 2 — ленточный охладитель; 3 — вытяжка; 4 — нагретый нож; 5 — формирование блоков; 6 — автоматический упаковочный узел

транспортируются на упаковочный узел, где они оборачиваются в полиэтиленовую термоусадочную пленку.

ЛИТЕРАТУРА: [1, 7, 55].

Производство масел (lubricating oil production) — совокупность процессов, направленных на получение масляных фракций, их очистку, компаундирование и введение присадок для придания маслам заданных свойств. В зависимости от назначения в нефтепереработке выпускают следующие масла: моторные (для карбюраторных, дизельных и авиационных двигателей), трансмиссионные (для зубчатых передач), турбинные, компрессорные (для воздушных и холодильных компрессоров), электроизоляционные (для трансформаторов), индустриальные (общего назначения и специальные), приборные и др.

Технология производства масел включает следующие основные этапы (рис. 52): получение масляных фракций и в остатке гудрона путем вакуумной перегонки мазута; получение из масляных фракций и гудрона базовых масел путем очистки — удаления нежелательных компонентов; компаундирование — получение товарных масел.

В зависимости от исходного сырья масла разделяют на дистиллятные и остаточные. Получают базовые масла из масляных фракций и гудрона посредством использования процессов экстракции: селективной очистки масляных фракций избирательными растворителями (фенолом, фурфуролом, Ы-метил-2-пирролидоном); деас-фальтизации гудрона пропаном; депарафинизации — выделения из перерабатываемого сырья парафинов и церезинов. В этих процессах, осуществляемых при помощи избирательных растворителей, происходит образование экстрактного и рафинатного растворов. При селективной очистке масел целевые компоненты переходят в рафинатный раствор, при деасфальтизации и депарафинизации — в экстрактные растворы.

Рис. 52. Блок-схема производства масел:

Продукты: М — маловязкий продукт; С — средней вязкости; В — вязкий; О — остаточный

На конечной стадии целевые масла подвергаются контактной или гидрогенизационной очистке и поступают на компаундирование и смешивание с присадками.

ЛИТЕРАТУРА: [48, 55, 65].

Псевдоожижение (англ. fluidization) — процесс перехода плотного слоя мелкозернистого сыпучего материала в псевдоожиженное (кипящее) состояние (см. псевдоожиженный кипящий слой).

ЛИТЕРАТУРА: [22, 53].

Псевдоожиженный (кипящий) слой (англ. fluidized bed) — слой мелкозернистых твердых частиц, находящихся в результате воздействия движущейся сквозь него газообразной или жидкой среды в псевдоожиженном (взвешенном, подвижном) состоянии, при котором силы тяжести, архимедовы силы и силы, обусловленные гидродинамическим сопротивлением и действующие на совокупность частиц слоя со стороны среды, уравновешены. При этом твердые частицы, перемещаясь в потоке в различных направлениях, находятся в движении в пределах слоя, а расстояние между ними и объем слоя меняются в зависимости от скорости среды, проходящей через него. Псевдоожиженный слой обладает следующим рядом свойств, аналогичных свойствам жидкости: подвижность, текучесть, вязкость, осаждение и всплывание твердых тел, барботаж газовых пузырей

В нефтепереработке псевдоожиженный слой применяют в реакционных аппаратах установок каталитического крекинга, риформинга, коксования, гидрокрекинга и др.

При фильтрации среды через неподвижный слой твердых частиц с ростом скорости W увеличивается гидравлическое сопротивление слоя Ар (рис. 53). При

О    Wl;    WR    W

Рис. 53. Зависимость гидравлического сопротивления слоя зернистого материала от скорости среды:

0А — участок плотного слоя; АВ — участок, на котором преодолевается сцепление частиц; ВС — участок существования псевдоожиженного (кипящего) слоя

определенном значении скорости фильтрации сцепление между частицами нарушается и слой частиц переходит в псевдоожиженное состояние. Скорость среды, при которой слой твердых частиц переходит в псевдоожиженное состояние, называют критической или скоростью начала псевдоожижения W^ В дальнейшем с увеличением скорости среды W слой расширяется, порозность его увеличивается и в результате гидравлическое сопротивление слоя потоку остается постоянным. Скачкообразное уменьшение гидравлического сопротивления в момент наступления псевдоожиженного состояния слоя на величину Ар0 связано с преодолением сил сцепления частиц. При дальнейшем увеличении скорости среды наступает режим пневмотранспорта, когда частицы начинают уноситься из слоя. Верхним пределом существования псевдоожиженного слоя является скорость витания одиночной частицы WE. Отношение скорости среды в пределах интервала скоростей существования псевдоожиженного слоя W,j — WE к скорости начала псевдоожижения называют числом псевдоожижения К = W/Wyi .

Достоинствами псевдоожиженного слоя являются: большая поверхность взаимодействия контактирующих фаз; интенсивное перемешивание твердой фазы, приводящее к практическому выравниванию температур и концентраций в рабочем объеме, что исключает локальный перегрев (или переохлаждение) в тепловых и реакционных процессах; высокие значения коэффициентов эффективной теплопроводности и теплоотдачи от псевдоожиженного слоя к поверхности; подвижность (текучесть) слоя, что позволяет создавать аппараты для непрерывных процессов.

К недостаткам псевдоожиженного слоя можно отнести уменьшение движущей силы процесса в связи с интенсивным перемешиванием (однако это обычно компенсируют применением противоточно-ступенчатой схемы аппарата), износ твердых частиц, эрозию аппаратуры.

В зависимости от режима псевдоожижения и структуры слоя различают псевдоожиженные слои: однородный, неоднородный, с барботажем газовых пузырей, с каналообразованием и фонтанирующий (рис. 54). На характер псевдоожижения и структуру слоя оказывают влияние как технологические параметры (физические

Рис. 54. Псевдоожиженный слой (схемы):

1 — однородный; 2 — с барботажем газовых пузырей; 3 — с каналообразованием; 4 — с поршнеобразованием; 5 — с фонтанированием

свойства ожижающей среды, геометрические характеристики и плотность твердых частиц, скорость ожи-жающего агента, пульсации потока), так и конструктивные (высота и диаметр слоя, форма аппарата, конструкция газораспределительных устройств, секционирующие слой насадки и т. п.).

При использовании в качестве ожижающей среды жидкости наблюдается более однородная структура слоя, а газа — неоднородный псевдоожиженный слой, состоящий из непрерывной фазы и пузырей, при этом одна часть ожижающей среды проходит через пузыри, другая — фильтруется через непрерывную фазу слоя. В зависимости от особенностей реализации процесса может образовываться фонтанирующий слой (в конических аппаратах); сменно-циклический псевдоожиженный слой (подача среды в циклическом режиме или зонально со сменой во времени зон подачи по площади решетки); заторможенный — слой, высота которого ограничена верхней решеткой; секционированный — псевдоожижение в насадке. Псевдоожиженный слой получают в гравитационном поле и поле центробежных или магнитных сил (для ферромагнитных частиц), а также вибрационным способом (виброкипящий слой), сочетанием перечисленных воздействий на сыпучий материал. При использовании одновременно двух ожи-жающих сред (жидкой и газообразной) псевдоожиженный слой называют трехфазным.

ЛИТЕРАТУРА: [22, 53].

Реакторы (англ. reactors; от ре... и лат. actor — действующий, приводящий в движение) — аппараты для проведения химических реакций. В нефтехимической промышленности применяют реакторы термических процессов — крекинга, коксования, пиролиза, а также реакторы каталитических процессов — крекинга, риформинга, гидрогенизации (гидроочистки, гидрокрекинга, гидродеалкилирования), переработки легких углеводородов (алкилирования, полимеризации).

Важнейшими факторами, определяющими выбор типа реактора для осуществления данного химического процесса, являются: свойства катализатора и его расход; термодинамические особенности процесса (адиабатические, изотермические или политропические условия проведения химической реакции); методы теплообмена, используемые для обеспечения заданного температурного режима в зоне реакции; периодичность или непрерывность процесса.

Реакторы промышленных установок каталитического крекинга можно разделить на два принципиально различных типа: с неподвижным (реактор периодического действия) и циркулирующим катализатором (реакторы непрерывного действия).

Реакторы периодического действия (установки Гудри) уже ушли в прошлое, реакторы непрерывного действия

— это современные системы крекинга с движущимся сплошным или псевдоожиженным. (кипящим) слоем катализатора. Крекинг и регенерация катализатора на таких установках проводятся в разных аппаратах: реакторе и регенераторе. Крекинг сырья в сплошном, медленно опускающемся слое гранулированного шарикового катализатора реализован на отечественных установках 43

1 (впервые в мире применен пневмотранспорт катализатора) и 43-102, на зарубежных — типов термофор и гудрифлоу. Крекинг сырья в псевдоожиженном (кипящем) слое пылевидного или микросферического катализатора используются на отечественных установках 1-А, 1-Б, 43-103, 43-104, Г43-107, зарубеж- ных — типов флюид, ортофлоу.

Реакторные блоки установок с гранулированным катализатором значительно уступают по своим техникоэкономическим показателям блокам с кипящим слоем микросферического катализатора и блокам, в которых используется лифт-реактор с двухфазным потоком, где конверсия происходит в прямоточной восходящей части аппарата (рис. 55). Для быстрого отделения катализатора от нефтепродуктов в верхней части лифта-реактора установлен баллистический сепаратор, позволяющий исключить нежелательную излишнюю глубину превра-

Рис. 55. Реактор каталитического крекинга с пылевидным катализатором:

1 — корпус; 2 — двухступенчатые циклоны; 3 — баллистический сепаратор; 4 — стояки циклонов; 5


—    подвижная опора; 6 — форсунка для шлама; 7

—    десорбер; 8 — лифт-реактор; 9 — сопло с

многочисленными форсунками; 10    —    штуцер

предохранительного клапана. Потоки: I — сырье; II

   регенерированный катализатор; III — закоксо-ванный катализатор; IV — продукты крекинга; V

   водяной пар

Рис. 56. Реактор каталитического рифор-минга:

1 — штуцер ввода сырья; 2 — распределитель сырья; 3 — корпус; 4 — короба для распределения и ввода сырья в слой катализатора; 5 — сборник продуктов реакции; 6 — штуцер выгрузки катализатора; 7 — штуцер вывода продуктов реакции; 8 — опора; 9 — муфта для термопары; 10 — цилиндрический стакан; 11 — многозонная термопара. Потоки: I — сырье; II — продукты реакции


щения сырья и уменьшить время его контакта с катализатором. Несложная система циркуляции микросфери-ческого катализатора, а также большая гибкость по перерабатываемому сырью позволяют создавать реакторные блоки каталитического крекинга единичной мощности до 4,0 млн т/год.

На установках каталитического риформинга применяют реакторы с неподвижным или движущимся катализатором. Первые представляют собой адиабатические аппараты. В зависимости от направления движения обрабатываемой среды они подразделяются на реакторы с радиальным движением от периферии к центру (рис. 56) и аксиальным (нисходящим или восходящим потоком). В реакторах риформинга процесс проходит при значительных отрицательных тепловых эффектах, что вызывает необходимость непрерывного подвода тепла в зону реакции и создания каскада аппаратов со ступенчатым регулированием температурного режима. Разделение одного общего реакционного объема на несколько объемов в последовательно соединенных отдельных адиабатических реакторах с промежуточным подводом тепла в реакционные зоны от трубчатой нагревательной печи позволяет уменьшить перепад температур по высоте реакционного объема в каждом аппарате до невысоких значений (15 — 50 °С). Реакторы каталитического риформинга с неподвижным слоем катализатора рассчитаны на рабочее давление 1,5—    4,0

МПа.

Реакторы риформинга с движущимся катализатором отличаются более низким рабочим давлением и повышенной глубиной превращения сырья, что повышает технико-экономические показатели процесса. Реакторы риформинга конструктивно оформлены в едином блоке, расположены друг над другом соосно и связаны между собой системами переточных труб, по которым катализатор перетекает из реактора в реактор под действием силы тяжести.

Реакторы гидрогенизационных процессов применяются в нефтеперерабатывающей промышленности во всевозрастающем объеме. Они широко используются для

Рис. 57. Реактор гидроочистки дизельного топлива:

1 — распределительная тарелка; 2 — фильтрующее устройство; 3 — корпус; 4 — колосниковая решетка; 5 — коллектор для ввода водорода; 6 — фарфоровые шары; 7 — опорное кольцо; 8 — опора; 9, 11 — штуцеры для выгрузки катализатора; 10, 12 — термопары. Потоки: I — сырье; II — водород;    III

продукты реакции

Рис. 58. Реактор сернокислотного алкилирования:

1 — корпус; 2 — циркуляционная труба; 3 — отражательные перегородки; 4 — трубчатый пучок; 5 — пропеллерная мешалка; 6 — привод. Потоки: I — хладагент; II — продукты реакции; III — кислота; IV — сырье

очистки бензиновых, керосиновых и дизельных фракций (рис. 57), дистиллятов каталитического крекинга и масляных фракций. Представляют собой аппараты с неподвижными одним или двумя слоями катализатора и аксиальным нисходящим или восходящим движением потоков. На входе сырья устанавливается распределительная тарелка, обеспечивающая равномерное его распределение по сечению аппарата. Каждый слой катализатора защищен от динамического воздействия потока среды слоем фарфоровых шаров. Высокие экзотермические эффекты повышают перепад температур по высоте аппарата, что способствует активизации нежелательных вторичных реакций. Для снижения перепада температур применяют ввод «холодного» водорода в перегретые зоны с одновременным секционированием аппарата, что приближает условия работы к адиабатическим.

Реакторы сернокислотного алкилирования выполняют в виде горизонтальных (рис. 58), вертикальных и каскадных аппаратов. Первые два — односекционные и для отвода тепла их снабжают трубчатыми пучками (холодильниками), через которые циркулирует хлад-агент — испаряющийся аммиак. В каскадном реакторе реакционная зона разделена на ряд последовательно соединенных секций. Особенность этого аппарата — отвод тепла за счет частичного испарения углеводородной фазы непосредственно из реакционной зоны.

Реакторы полимеризации представляют собой вертикальные трубчатые аппараты (теплообменного типа), трубки которых заполнены катализатором — фосфорной кислотой на кварце или кизельгуре.

Разработка и совершенствование конструкций реакторов связаны с появлением новых каталитических процессов, катализаторов повышенной активности, переходом на непрерывные безотходные энергосберегающие технологии.

ЛИТЕРАТУРА: [13, 14, 54, 55].

Ректификационные колонны (англ. rectifiers) — аппараты для разделения путем ректификации жидких смесей взаимно растворимых компонентов. Ректификационные колонны широко применяются в различных отраслях промышленности, в частности, в нефтегазопереработке для разделения нефти и мазута на установках первичной перегонки нефти (АВТ), бензина на установках вторичной перегонки, углеводородных газов на газофракционирующих установках (ГФУ) (см. газофракционирование), продуктов реакций на установках химической переработки углеводородного сырья (каталитический крекинг, термический крекинг, гидрокрекинг, коксование и др).

Ректификационные колонны обеспечивают противо-точное контактирование восходящего потока паров с нисходящим потоком жидкости. Различают полные, неполные и сложные ректификационные колонны (рис. 59). Первая состоит из верхней (концентрационной, или укрепляющей) и нижней (отгонной, или исчерпывающей) частей, расположенных соответственно выше и ниже сечения ввода сырья (секции питания). Сверху колонны отводят ректификат, снизу — остаток. У неполной ректификационной колонны только одна часть: укрепляющая или отгонная. В первом случае особых требований к остатку не предъявляют, во втором — нет регламентации качества ректификата. В сложных ректификационных колоннах, кроме верхне- го и нижнего продуктов, выводят промежуточные фракции — напрямую или через внешние или внут-ренние (встроенные) отпарные секции (стриппинг-секции).

Для образования встречных потоков пара и жидкости на верху ректификационных колонн отводят тепло, в низу — подводят. Теплоотвод осуществляют тремя основными способами: при помощи парциального конденсатора; холодным (острым) испаряющимся орошением; циркуляционным неиспаряющимся орошением. Для подвода тепла применяют подогреватель (см. испарители) с паровым пространством (рибойлер); теплообменник кожухотрубчатый термосифонный или с принудительной циркуляцией; трубчатую печь (горячую струю).

Рис. 59. Схемы ректификационных колонн:

а — полная; б — укрепляющая; в — отгонная; г — с отбором промежуточных фракций (Dt и Wt ) напрямую из основной колонны; д — с отбором дополнительного продукта Dt через внешнюю отпарную секцию (стриппинг-секцию)

В аппаратах лабораторного масштаба используют электронагрев.

Внутри аппаратов установлены контактные устройства тарельчатого или насадочного типа. Они содействуют развитию межфазной поверхности и увеличивают относительную скорость взаимодействующих фаз. Тарельчатые контактные устройства различаются конструкцией, взаимным направлением движения фаз в зоне контакта, числом потоков жидкости, организацией ее перелива, направлением движения жидкости на полотне и другими признакам (рис. 60). По конструкции контактных элементов тарелки делятся на колпачковые, клапанные, ситчатые, решетчатые и др. Для перетока жидкости их снабжают специальными переточными (переливными) устройствами. У провальных тарелок пар и жидкость проходят через одни и те же отверстия в полотне, при этом места стока жидкости и прохода

Рис. 60. Схемы тарельчатых контактных устройств:

а — однопоточная (полотно с колпачковыми элементами или клапанными элементами); б — двухпоточная; в — каскадная; г — с кольцевым движением жидкости на тарелке; д — многосливная тарелка фирмы «Union Carbide Corp». Темные стрелки — поток жидкости; светлые стрелки — поток газа (1п5а0р а )

паров случайным образом мигрируют по площади тарелки.

В зависимости от характера диспергирования взаимодействующих фаз и скорости паровой фазы при их контактировании на тарелке возникают следующие режимы: барботажный, когда дисперсной фазой является газ, а сплошной фазой — жидкость; переходный, когда происходит инверсия фаз; струйный, при котором сплошной фазой служит газ, а жидкость распределена в виде струй и капель.

При выборе тарельчатых контактных устройств учитывают следующие показатели:    производительность;

гидравлическое сопротивление; эффективность, диапазоны гидравлически устойчивой и эффективной работы, возможность ректификации сред, склонных к полимеризации и образованию осадков; ремонтопригодность, материалоемкость. В случаях, когда нагрузки по пару и жидкости значительно изменяются по высоте ректификационной колонны, ее выполняют из частей разного диаметра, используя тарелки с различным числом потоков жидкости и свободным сечением для прохода паров. У колонн большого диаметра при вводе сырья в парожидкостном состоянии применяют распределительные устройства, обеспечивающие отделение паровой части от жидкой и организованную подачу жидкости на расположенную ниже ввода сырья тарелку. Для снижения уноса жидкости потоком паров в колоннах над вводом сырья и наверху могут устанавливать отбойные сепара-ционные устройства жалюзийного, сетчатого, струнного типов.

Насадочные ректификационные колонны применяют в основном в малотоннажных производствах и для вакуумной ректификации. Насадки по сравнению с тарелками обладают более низким гидравлическим сопротивлением. Применяют насадки двух типов: насыпные и регулярные. В качестве насыпных насадок (рис. 61), загружаемых в колонну в навал, используют твердые тела различной формы (из металла, пластмасс, керамики), различающиеся формой (кольца, полукольца, седлообразной формы, сферические), размером (от 15 до 100 мм), наличием на поверхности дополнительных тур-булизирующих элементов (лепестков, просечек) и перфорации. Широкое распространение получают регулярные насадки (рис. 62), которые представляют собой уложенные регулярно насадочные элементы или пространственные структуры, образованные из сеток, просечно-вытяжных листов, гофрированных и регулярно деформированных листов.

б


Рис. 61. Конструкции насыпных насадок:

а — кольца Палля (фирма «Glitsch»); б — кольца Hy-Pak (фирма «Norton»); в

—    полукольца М. Лева; г — кольца Cascade Mini Rings (фирма «Glitsch»); д

—    седлообразная насадка Intalox (фирма «Norton»); е — седлообразная насадка (фирма «Gitten Ltd»)


Насадки размещают в колонне отдельными секциями высотой от 1 до 3 м на опорно-распределительных устройствах. Для равномерного распределения и сбора жидкой фазы при ее вводе и выводе применяют сборно-распределительные устройства. Важными характеристиками, определяющими эффективность работы насадок, являются удельная поверхность и свободный объем. Контактирование паров и жидкости обычно происходит в пленочном режиме; с увеличением скорости пара жидкость начинает зависать на поверхности насадки, происходит инверсия фаз, начинается эмульгирование и захлебывание насадки.

а    б


Рис. 62. Конструкции регулярных насадок:

а — Меллапак (фирмы «Sulzer»); б — насадка Инталлокс (фирмы «Norton»); в — Ваку-пак (фирма «Apparate-und Anlagenbau Germania GmbH» — ВНИИ-нефтемаш)


Размеры колонных массообменных аппаратов, применяемых в промышленности, варьируются в широких пределах: диаметр колонн достигает 10 м, высота — 80 м. Для обслуживания ректификационных колонн при диаметрах больших 0,8 м их снабжают люками, при меньших диаметрах корпус колонны выполняют разборным из отдельных царг со съемными днищами на фланцах.

ЛИТЕРАТУРА: [3, 34, 37, 42, 47, 53].

Ректификация (англ. rektification; от позднелат. rectificato — выпрямление, исправление) — физический процесс разделения жидких смесей взаимно растворимых компонентов, различающихся температурами кипения. Процесс ректификации широко используется в нефтегазопереработке, химической, нефтехимической, пищевой, кислородной и других отраслях промышленности. Процесс основан на том, что в условиях равновесия системы пар — жидкость паровая фаза содержит больше низкокипящих компонентов, а жидкая — больше высококипящих компонентов. Соотношение между мольными концентрациями г-го компонента в паре (у,-) и жидкости (x,) определяется законами Рауля и Дальтона у,/х, = Р,/п = K,, где Pt — давление насыщенных паров компонента, зависящее от температуры; п — давление в системе; K — константа фазового равновесия или коэффициент распределения компонента между паром и жидкостью.

Ректификацию осуществляют путем противоточного многократного контактирования неравновесных фаз — более нагретой паровой фазы и жидкой фазы с меньшей температурой. При контактировании фаз протекает процесс тепломассообмена. По мере движения потоков в колонне происходят многократные частичные процессы конденсации паров и испарения жидкости. При этом низкокипящие компоненты переходят из жидкости в пар, а высококипящие — из пара в жидкость, т.е. паровая фаза обогащается низкокипящими компонентами, а жидкая — высококипящими.

Процесс ректификации осуществляют в ректификационных колоннах с контактными устройствами тарельчатого или насадочного типа. Для образования нисходящего потока жидкости или флегмы (путем конденсации паров) на верху колонны отводят тепло, а для образования восходящего потока пара (частичным испарением жидкости) — в низ колонны подводят тепло. В колонне сверху получают ректификат, снизу — остаток.

Для характеристики способности сырья к разделению ректификацией используют коэффициент относительной летучести — соотношение давлений насыщенного пара г-го компонента и k-го эталонного: aik = P,/Pk. В качестве последнего обычно принимают наименее летучий, тогда aik > 1; чем ближе aik к единице, тем труднее разделить данные компоненты ректификацией.

Основными параметрами процесса ректификации являются число теоретических ступеней контакта (тарелок) N и флегмовое число R (отношение расхода флегмы к расходу ректификата). С увеличением значений N и R четкость ректификации в колонне улучшается. Теоретической тарелкой считают такую, на которой тепломассообменный процесс завершен полностью и между уходящими с тарелки паром и флегмой достигнуто состояние термодинамического равновесия. На реальной тарелке степень завершения процесса тепломассообмена меньше, чем на теоретической, поэтому для обеспечения необходимой четкости ректификации в колонне требуется большее число реальных тарелок N = N/ц, где п _ к.п.д. тарелки.

Разделяющую способность насадочных контактных устройств оценивают высотой насадки, по своему разделяющему эффекту эквивалентной одной теоретической тарелке.

Основные параметры процесса ректификации N и R связаны обратной зависимостью (рис. 63). Любая точка

Рис. 63. Зависимость числа теоретических тарелок N от флегмо-вого числа R при постоянном составе сырья и качестве продуктов

на этой кривой может быть выбрана в качестве рабочей, заданному качеству получаемых продуктов отвечает множество пар значений N и R. Оптимальные значения R и N соответствуют минимальные затратам на ректификацию.

Применяются два варианта расчета процесса ректификации: 1) заданы расход и состав сырья, качество (составы) продуктов — требуется определить основные параметры процесса (N и R); 2) заданы расход и состав сырья, N и R — требуется определить составы получаемых продуктов. Расчет сводится к составлению и решению систем уравнений равновесия, материальных и тепловых балансов, кинетики массопередачи, гидравлики. Для расчета ректификации многокомпонентных смесей используют метод последовательных приближений.

Снижение давления в колонне увеличивает коэффициент относительной летучести и улучшает показатели процесса ректификации. Ректификацию под вакуумом применяют для разделения термически нестабильных смесей, например мазута.

При повышении давления в колонне или при низких температурах (низкотемпературная ректификация) проводят разделение газовых смесей. Для снижения температур процесса ректификацию, например нефти и мазута, ведут в присутствии агента, понижающего парциальное давление углеводородных паров. В качестве такого агента обычно используют перегретый водяной пар.

По способу осуществления процесс ректификации может быть непрерывным и периодическим. В первом случае поддерживаются постоянными расходы сырья и получаемых продуктов, во втором — единовременно в куб аппарата загружают сырье, при этом состав получаемого ректификата изменяется во время проведения процесса.

При ректификации трудноразделяемых смесей (близ-кокипящие компоненты) для увеличения коэффициента относительной летучести в систему добавляют разделяющий агент. Если по сравнению с компонентами смеси он более летуч, то процесс называют азеотропной ректификацией, если менее летуч, то экстрактивной ректификацией. При азеотропной ректификации разделяющий агент выводят с ректификатом, при экстрактивной — с остатком. Выбор того или иного процесса связан со свойствами разделяющего агента и затратами на его регенерацию.

ЛИТЕРАТУРА: [3, 4, 23, 40, 53].

Селективная очистка масел (англ. selective lubrication oil treatment) — процесс улучшения химического состава масляных дистиллятов и деасфаль-тизатов путем экстракции полициклических ароматических углеводородов и смолистых соединений. В результате повышается индекс вязкости, снижается коксуемость, улучшается цвет масел.

В качестве селективных растворителей используют-ся фенол, фурфурол, ^метил-2-пирролидон. Важными свойствами растворителей являются селективность — способность четко разделять исходное сырье на целевой и нежелательный продукты и растворяющая способность — показатель, характеризуемый количеством растворителя, необходимым для растворения заданного количества целевых компонентов.

Сырьем процесса селективной очистки являются масляные дистилляты и деасфальтизаты; целевыми продуктами — рафинаты, направляемые в последующем на депарафинизацию; побочными — экстракты, используемые как сырье для производства битумов, технического углерода, пластификаторов каучука при производстве резины или как компоненты котельного топ-лива.

Технологический режим зависит от качества сырья. При очистке фенолом вязкого масляного дистиллята из сернистых западно-сибирских нефтей температура в экстракционной колонне (см. экстракторы) лежит в пределах: верх 73 — 76 °C, низ 65 — 68 °C; кратность растворитель : сырье (по объему) (1,5 — 2) : 1; подача фенольной воды в экстракционную колонну (% на фенол): вверх 1 — 3, вниз 2 — 4.

Схема установки селективной очистки масел фенолом приведена на рис. 64. Сырье направляется через теплообменники в верхнюю часть абсорбера 1, где оно улавливает фенол из смеси паров фенола и воды. С верха абсорбера водяные пары поступают в конденсатор, и конденсат выводится с установки. С низа абсорбера сырье поступает в экстракционную колонну 2, на верх которой подается безводный подогретый фенол. С целью выделения из экстрактного раствора вторичного рафината в низ колонны предусмотрен ввод фенольной воды. С верха экстракционной колонны выходит раствор рафината в феноле (рафинатный раствор), с низа — раствор экстракта в феноле (экстрактный раствор). После этого из растворов выделяется фенол.

Из рафинатного раствора фенол выделяется в два этапа. Раствор последовательно проходит теплообменник, трубчатую печь 5; в испарительной колонне 3 происходит испарение фенола из раствора. С низа испарительной колонны 5 — 6 %-ный фенольный раствор по перетоку поступает в отпарную колонну 4, где происходит отпарка фенола водяным паром. Рафинат, выходя-

Рис. 64. Схема установки селективной очистки масел фенолом:

1 — абсорбер; 2 — экстракционная колонна; 3, 8 — испарительные колонны; 4, 10 — отпарные колонны; 5, 7, 9 — трубчатые печи; 6 — сушильная колонна; 11 — емкость фенола. Потоки: I — сырье; II — фенол; III — рафинатный раствор; IV — экстрактный раствор; V — рафинат; VI — экстракт; VII — пары фенола и воды; VIII — водяной пар; IX — вода

щий с низа колонны 4, охлаждается в теплообменнике и холодильнике и выводится с установки.

Из экстрактного раствора фенол выделяется в три этапа. В сушильной колонне 6 из экстрактного раствора удаляется вода: пары воды выводятся с верха колонны в виде азеотропной водно-фенольной смеси. Выходящий с низа колонны 6 раствор после нагрева в печи 7 поступает в колонну 8, где из него отгоняется основная часть сухого фенола, которая после охлаждения и конденсации направляется в емкость 11. В низ колонны 8 тепло подводится циркуляцией остатка через печь 9. В колонне 10 из раствора с помощью водяного пара отпариваются остатки фенола, с низа колонны выводится экстракт.

Пары фенола и воды с верха колонн 6 и 10 поступают на абсорбцию в абсорбер 1. Колонны 3 и 10 орошаются фенолом, колонна 6 — фенольной водой.

ЛИТЕРАТУРА: [55, 65].

Скрубберы (англ. scrubbers, от scrub — скрести, чистить) — аппараты для мокрой очистки газовых потоков от взвешенных частиц и для охлаждения газа. В нефтеперерабатывающей промышленности скрубберы применяют для очистки от катализаторной пыли дымовых газов регенераторов каталитического крекинга, улавливания технического углерода из технологических газов, очистки газов от тумана серной кислоты.

В скрубберах в результате контакта газового аэрозольного потока с жидкостью происходит улавливание твердых (жидких) частиц и охлаждение газа. По способу осуществления контакта можно выделить следующие типы скрубберов: полые распыливающие; тарельчатые (барботажные или пенные); насадочные; ударно-инерционные (ротоклоны); центробежные (циклонные); скоростные (скрубберы Вентури); эжекторные; механические. Энергия, необходимая для осуществления процесса, подводится в аппарат с потоками жидкости (скрубберы распыливающие, эжекторные) и газа (скрубберы тарельчатые, насадочные, ударно-инерционные, центробежные, скоростные). На эффективность работы скрубберов в значительной степени влияет организация подвода и распределения орошающей жидкости. Для равномерного распределения жидкости применяют два вида устройств: форсунки и оросители. В полых, центробежных, скоростных и эжекторных скрубберах для диспергирования и распределения орошения используют механические (центробежные и струйные) и пневматические форсунки, в насадочных и тарельчатых скрубберах — оросительные устройства (плиты, желоба, трубчатые, щелевые, перфорированные). При работе скрубберов для уменьшения количества потребляемой жидкости применяют ее частичную рециркуляцию, а иногда и замкнутую систему оборотного водоснабжения.

Полые распыливающие скрубберы по направлению движения газов и жидкости делятся на противоточные, прямоточные и с поперечным подводом жидкости. Скорость потока газа в первых составляет от 0,6 до 1,2 м/с. При более высоких скоростях установливают каплеуло-вители. В распыливающем скруббере в зависимости от его размеров устанавливаются форсунки в одном или нескольких сечениях (рис. 65).

Барботажные и пенные скрубберы снабжают дырчатыми переливными или провальными тарелками решетчатого, трубчатого или колосникового типа. В насадочных скрубберах применяют неподвижную (насыпную и регулярную) и подвижную насадки. Первые, работающие в пленочном режиме, склонны к забиванию и их в основном применяют для улавливания туманов, хорошо растворимой пыли, охлаждения газов, абсорбции.

В скрубберах ударно-инерционного действия жидкость контактирует с газом за счет удара газового потока о поверхность жидкости с последующей их сепарацией.

В центробежном скруббере, устроенном по типу циклона, на стенки или в поток газа впрыскивается при помощи форсунок жидкость, улавливающая частицы.

Рис. 65. Схемы скрубберов:

а — полый распыливающий; б — насадочный с подвижной шаровой насадкой; 1 — форсунка; 2 — тарелка; 3 — шаровая насадка. Потоки: I — запыленный газ (аэрозоль); II — очищенный газ; III — жидкость; IV — шлам

Работа скрубберов Вентури основана на дроблении жидкости газовым потоком, движущимся с высокой скоростью (40—150 м/с). В качестве примера на рис. 66 приведена принципиальная схема установки для мокрой очистки газов, включающая скруббер Вентури и барбо-тажный пылеуловитель с тремя клапанными тарелками. Запыленный газ подается на вход трубы Вентури 1 и при прохождении ее горловины интенсивно смешивается с водой, часть которой подается по двум тангенци-162

Рис. 66. Схема установки для очистки газа фирмы «Кох»:

1 — труба Вентури; 2 — диффузор; 3 — регулирующий конус; 4 -зор; 5 — сетчатый отбойник (демистер); 6 — клапанные тарелки. I — вода; II — исходный газ; III — очищенный газ; IV — шлам


конфу-

Потоки:


альным вводам в верхней части конфузора 4, другая часть вводится непосредственно в область горловины. Образовавшаяся газоводяная смесь поступает в промывную секцию, при входе в которую она проходит сквозь поток жидкости, сливающейся из переливного устройства нижней тарелки. Затем газовый поток последовательно проходит через барботажные слои трех клапанных тарелок 6. Капли жидкости отделяются в сетчатом отбойнике 5, установленном над верхней тарелкой. При изменении количества очищаемого газа нужно поддерживать постоянной скорость газа в горловине трубы Вентури, что обеспечивает практически неизменной степень очистки. Для этой цели применяется регулирующий конус 3.

В эжекторных скрубберах газ засасывается потоком жидкости и гидравлическое сопротивление аппарата может быть равным нулю. Такие аппараты применяют при очистке низконапорных потоков газа и в тех случаях, когда нежелательна установка вентилятора.

Механический скруббер — дезинтегратор, характерной особенностью его является наличие вращающегося устройства — ротора с билами, обеспечивающего диспергирование жидкости и контактирование ее с газом.

ЛИТЕРАТУРА: [35, 53, 56, 58].

Сушилки (англ. driers.) — аппараты для сушки влажных материалов. Сушилки широко применяются в различных отраслях промышленности и, в частности, в нефтепереработке при производстве твердых катализаторов и адсорбентов (см. адсорбция). Сушилки различаются по назначению (вид высушиваемого материала), способу передачи тепла, конструкции, режиму работы и другим признакам.

По способу передачи тепла сушилки бывают конвекционными — тепло передается путем непосредственного контакта сушильного агента (газа) с высушиваемым материалом; контактными — тепло передается высушиваемому материалу от теплоносителя через стенку; терморадиационными — тепло передается инфракрасным излучением; высокочастотными — материал нагревается токами высокой частоты во всем его объеме; сублимационными — сушка осуществляется путем вымораживания влаги, непосредственного ее перехода из замороженного состояния в паровое.

Наибольшее распространение в промышленности получили конвекционные и контактные сушилки. Конвекционные сушилки разнообразны по конструкции (рис. 67, а —д), основными их элементами являются: сушильная камера; топка или калорифер для получения нагретого сушильного агента (воздух, топочные газы, азот и др.); устройство (воздуходувка или вентилятор) для подачи сушильного агента; механизмы для дозировки, загрузки, перемещения и выгрузки высушиваемого материала; устройства, обеспечивающие необходимую поверхность контакта материала с сушильным агентом (гребки, ворошители).

В сушилках для мелкозернистых материалов на выходе сушильного агента устанавливаются циклоны и фильтры для отделения твердых частиц. В туннельной сушилке периодического действия материал перемещается на тележках по рельсовому пути; в ленточной сушилке — на ленточном транспортере, лента которого может иметь перфорацию; в барабанной сушилке — внутри наклонного барабана, пересыпаясь по насадке, улучшающей его контакт с сушильным агентом. В сушилках с псевдоожиженным. слоем материал перемещается по распределительной решетке благодаря текучести слоя. В распылительной сушилке высушиваемый жидкий или пастообразный материал диспергируется при помощи механического или пневматического устройства (распылительные диски, пневматические форсунки).

В контактных сушилках высушиваемый материал не контактирует непосредственно с сушильным агентом, что важно, если в результате контакта нарушаются свойства материала или возникает опасность выноса пылевидного материала, пожара или взрыва. Кроме того, становятся возможными конденсация и сбор вы-


Рис. 67. Сушилки:

а — туннельная: 1 — воздуходувка; 2 — сушильная камера; 3 — калорифер; 4 — вагонетка с материалом; б — ленточная: 1 — питатель; 2 — камера; 3 — лента; 4 — опорные ролики; 5 — калорифер; в — барабанная: 1— бандаж; 2 — барабан; 3

—    циклон; 4 — вентилятор; 5 — привод; 6 — опорный ролик; г — с псевдоожиженным слоем: 1 — топка; 2 — дозатор; 3

   камера; 4 — вентилятор; 5 — циклон; д — распылительная: 1 — камера; 2 — форсунка; 3 — циклон; 4 — рукавный фильтр; 5 — шнек; 6 — калорифер; 7 — воздуходувка; е — вальцовая сушилка для пастообразных материалов: 1 — бункер; 2 — формующий ролик; 3 — валок, 4 — шнек, 5 — нож для удаления высушенного материала. Потоки: I — исходный материал; II — высушенный материал; III — сушильный агент; IV — сушильный агент с влагой

делившейся влаги. В контактной вальцовой сушилке (рис. 67, е) пастообразный материал распределяется равномерно, налипая на поверхность полого валка, который нагревается поступающим внутрь теплоносителем. Высушенный материал удаляется ножевым способом с поверхности и выгружается шнеком.

Многообразие конструктивных исполнений сушилок во многом определяется различием свойств высушиваемых материалов и требуемых условий сушки.

ЛИТЕРАТУРА: [49, 53].

Сушка (drying, англ.) — термический диффузионный процесс удаления жидкости из твердых влажных материалов. Процесс широко используется в различных отраслях промышленности, в частности в нефтепереработке — при производстве катализаторов и адсорбентов.

Сушка требует передачи высушиваемому материалу достаточного количества тепла для испарения жидкости (влаги) и обеспечения ее диффузии изнутри материала во внешнюю среду. По своей физической сущности сушка — это совместный процесс тепло- и массопереноса. Влагообмен при сушке зависит от соотношения величин давления пара во влажном материале рм, обусловленного присутствием влаги и температурой, и парциальным давлением пара рп в окружающей среде. Процесс сушки протекает при условии, что рм > рп. Если рм < рп, материал будет поглощать влагу. При равновесной влажности материала (рм = рп) процесс прекращается.

По природе связей с высушиваемым материалом выделяют следующие виды влаги в порядке следования прочности связей: поверхностную; капиллярную, связанную капиллярными силами и силами смачивания; осмотическую (внутриклеточную, или влагу набухания); абсорбционно-химическую.

Влага поверхностная и макрокапилллярная может быть удалена механически, наиболее прочно связанная химическая — химическими способами или прокаливанием, величина рм в этом случае наименьшая. Влагу, удаляемую сушкой, разделяют также на свободную и связанную. Первая испаряется с такой же скоростью, как жидкость со свободной поверхности (испарение происходит в начальном периоде или периоде постоянной скорости сушки), вторая — с уменьшающейся скоростью сушки.

Методы сушки влажных материалов, используемые в промышленности, различаются способом подвода тепла и обусловлены физико-химическими свойствами этих материалов, а также формой связи с влагой. В зависимости от метода различают следующие виды сушки: конвективную, контактную, терморадиационную, высокочастотную, сублимационную.

Наиболее распространена конвективная сушка, характеризующаяся непосредственным контактом высушиваемого материала с потоком нагретого газа (воздух, топочные газы, азот и т.п.), который сообщает тепло, одновременно поглощая и унося с собой образовавшиеся пары. Ее не применяют, если высушиваемые материалы не могут длительно соприкасаться с нагретыми газами.

При контактной сушке тепло сообщается высушиваемому материалу каким-либо теплоносителем через стенку, испарившаяся жидкость удаляется из сушилки и может быть сконденсирована. Последнее выгодно в случае удаления органических растворителей. В контактных сушилках часто создают вакуум, что позволяет ускорить процесс и проводить его при меньшей температуре.

Другие виды сушки имеют ограниченное использование. Например, при терморадиационной сушке, тепло передается инфракрасным излучением, и этот способ используют для высушивания тонколистовых материалов и лаковых покрытий. Высокочастотная сушка применяется для толстолистовых материалов и позволяет регулировать температуру и влажность материала не только на поверхности, но и в глубине. Эта сушка используется для пластмасс и других диэлектриков. Сублимационная сушка эффективна для термочувствительных материалов. Влага из предварительно замороженного состояния переходит в парообразное минуя жидкое, процесс осуществляют при глубоком вакууме и низких температурах и применяют для некоторых медицинских препаратов.

Важными показателями процесса сушки являются производительность (скорость испарения), которая зависит от типа сушилки и колеблется в широких пределах [0,1 — 90 кг/(м -ч); 1—500 кг/(м3-ч)], и расход энергии (на единицу массы влаги составляет 3000—13 000 кДж/кг).

ЛИТЕРАТУРА: [40, 50].

Теплоносители (англ. heat carriers) — вещества, используемые в качестве нагревающих агентов, к ним относятся водяной пар, перегретая вода, органические жидкости и их пары, неорганические жидкости — расплавленные соли, жидкие металлы.

На НПЗ распространенным теплоносителем является водяной пар. Достоинство водяного пара как теплоносителя — высокий коэффициент теплоотдачи при его конденсации и большая величина скрытой теплоты конденсации (2260 кДж/кг при давлении 9,8-104 Па). Обычно в качестве теплоносителя используют насыщенный водяной пар, так как расход перегретого водяного пара высок вследствие его малой теплоемкости, а коэффициент теплоотдачи от него мал. Однако насыщенный водяной пар как теплоноситель обладает сравнительно низкой температурой при высоком давлении. Например, при абсолютном давлении 0,98 МПа температура конденсации равна 179 °С и при этих условиях его можно использовать для нагрева до 170 °С. Для нагрева до 200 °С требуется насыщенный водяной пар с давлением 2,5 — 3,0 МПа.

В промышленной практике для нагрева до более высоких температур применяют органические теплоносители, конденсирующиеся при более низком давлении. Например, смесь дифенила и дифенилоксида (известная под названием даутерма) конденсируется при атмосферном давлении при 257 °С, а давление насыщенных паров даутерма при 350 °С составляет 0,6 МПа. В парообразном состоянии даутерм рекомендуется для нагрева до 380 — 400 °С, более высокие температуры приводят к заметному разложению даутерма.

При нагреве выше 200 °С часто используют высоко-кипящие нефтепродукты, которые нагревают в трубчатых печах.

При нагреве до температур выше 400 °С находит применение тройная эвтектическая нитрит-нитратная смесь, содержащая по массе 40 % азотистокислого натрия, 7 % азотнокислого натрия и 53 % азотнокислого калия, имеющая температуру плавления 142 °С.

Для нагрева до температур 400 — 800 °С применяют ртуть, а также легкоплавкие металлы (натрий, калий, свинец).

В качестве теплоносителя используют дымовые газы и горячий воздух, нагретый в топках под давлением. Сравнительно невысокий коэффициент теплоотдачи от них в этом случае может быть скомпенсирован созданием более высокого температурного напора.

ЛИТЕРАТУРА: [53].

Теплообмен (англ. heat exchange) — процесс переноса энергии в форме тепла, происходящий между телами с различной температурой. Теплообмен происходит в аппаратах технологических установок нефтегазопереработки при непосредственном контактировании сред с разной температурой, а также в поверхностных аппаратах, например, в трубчатых печах, теплообменниках при нагревании исходного сырья и охлаждении получаемых продуктов. Движущей силой теплообмена является разность температур между более и менее нагретым телами, при наличии которой тепло самопроизвольно в соответствии со вторым законом термодинамики переходит от более нагретого телу к менее нагретому. В результате теплообмена интенсивность движения частиц более нагретого тела снижается, а менее нагретого — возрастает. Теплообмен между телами происходит на уровне обмена энергии между молекулами, атомами и свободными электронами.

Существуют три различных способа теплообмена: теплопроводность, конвективный и лучистый (радиационный).

Теплопроводность представляет собой перенос энергии в форме тепла вследствие беспорядочного (теплового) перемещения непосредственно соприкасающихся друг с другом микрочастиц: движение собственно молекул (газы, капельные жидкости), либо колебание атомов (кристаллические решетки твердых тел), или диффузия свободных электронов (металлы).

Конвективный теплообмен — процесс переноса энергии в форме тепла вследствие движения и перемешивания макроскопических объемов газообразной, жидкой или сыпучей среды. Конвективный перенос тепла возможен в условиях естественной конвекции (движение среды обусловлено только действием силы тяжести на неравномерно нагретую и, следовательно, неоднородную по плотности среду) или вынужденной (движение среды происходит под действием насосов, вентиляторов, мешалок). Если конвективный теплообмен сопровождается переходом среды из одного агрегатного состояния в другое (например, при кипении жидкости или при конденсации пара), то его называют конвективным теплообменом при изменении агрегатного состояния.

Лучистый теплообмен — это процесс распространения электромагнитных колебаний с различной длиной волн, обусловленный тепловым движением атомов или молекул излучающего тела. Все тела способны излучать энергию, которая поглощается другими телами и снова превращается в тепло. Таким образом, лучистый теплообмен складывается из процессов лучеиспускания и лучепоглощения.

В реальных условиях тепло передается комбинированным путем. Например, при теплообмене от более нагретой к менее нагретой жидкости (газу) через разделяющую их поверхность или твердую стенку тепло передается одновременно теплопроводностью, конвективным и лучистым теплообменом. Этот процесс носит название теплопередачи. Перенос тепла от стенки к газообразной (жидкой) среде или в обратном направлении называется теплоотдачей. В поверхностных теплообменниках при конвективной теплопередаче от одной среды к другой количество тепла Q, передаваемого через поверхность F за время т пропорционально коэффициенту теплопередачи к и температурному напору, т.е. At : Q = kFAtx. Коэффициент теплопередачи характеризует интенсивность теплообмена и зависит от коэффициентов теплоотдачи к стенке и от нее и теплового сопротивления стенки.

ЛИТЕРАТУРА: [26, 39, 53].

Теплообменники (англ. heat exchangers) — аппараты для передачи тепла от среды с более высокой температурой к среде с более низкой. Теплообменники широко применяются в нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической, газовой и других отраслях промышленности. Теплообменники по своей массе составляют до 30 % общей массы металла всего технологического оборудования НПЗ.

В зависимости от способа передачи тепла различаются теплообменники смешения и поверхностные.

В теплообменниках смешения передача тепла между теплообменивающимися средами происходит путем их непосредственного контакта. Такой способ передачи тепла позволяет значительно сократить расход металла на изготовление аппаратов. Однако их можно применять только в тех случаях, когда допустимо смешение потоков (например, подвод тепла с помощью горячей струи в низ ректификационных колонн, барометрический конденсатор вакуумной колонны).

В поверхностных теплообменниках передача тепла между теплообменивающимися средами осуществляется с использованием поверхности теплообмена. Они делятся на рекуперативные и регенеративные. В первых передача тепла осуществляется через поверхность теплообмена. К рекуперативным теплообменникам можно отнести кожухотрубчатые, типа «труба в трубе», аппараты воздушного охлаждения (АВО), погружные, оросительные, пластинчатые, спиральные. В регенеративных теплообменниках горячая и холодная среды омывают попеременно одну и ту же поверхность, аккумулирующую тепло.

В нефтегазоперерабатывающей промышленности широко используются поверхностные рекуперативные теплообменники — кожухотрубчатые, типа «труба в трубе», АВО.

По конструктивному исполнению кожухотрубчатые теплообменники подразделяются на следующие типы: с неподвижными трубными решетками, с плавающей головкой (рис. 68, а), с температурным компенсатором на корпусе, с U-образными трубами (рис. 68, б). В первых существенное различие между температурами труб и кожуха приводит к возникновению температурных усилий и напряжений, что может вызвать нарушение плотности соединения труб с трубной решеткой. Поэтому такие теплообменники применяют при разнице температур теплообменивающихся сред не более 50 °С. В теплообменниках с плавающей головкой подвижная трубная решетка позволяет трубному пучку свободно перемещаться независимо от корпуса. В таких аппаратах трубные пучки могут быть сравнительно легко удалены из корпуса, что облегчает их ремонт, чистку и замену. Кожухотрубчатые теплообменники с U-образными трубками имеют одну трубную решетку, в которую ввальцованы оба конца U-образных трубок, что обеспечивает свободное удлинение трубок при изменении их температуры. Преимущество теплообменников с U-образными трубками — отсутствие разъемного соединения внутри кожуха, что позволяет успешно применять их при повышенных давлениях. Недостатком таких аппаратов является трудность чистки внутренней и наружной поверхностей труб, вследствие которой они используются преимущественно для чистых продуктов.

Теплообменники типа «труба в трубе» можно разделить на два основных вида — однопоточные (неразборные и разборные) и многопоточные (разборные). Неразборные теплообменники типа «труба в трубе» применяют, если среды не дают отложений, вызывающих необходимость механической чистки поверхности теплообменных труб. Разборные теплообменники (рис. 69) позволяют чистить трубы механически. Разборные многопоточные теплообменники типа «труба в трубе» (рис. 69, б) в отличие от однопоточных предназначены для сравнительно больших расходов рабочих сред (в случае жидких сред от 10 до 200 т/ч в трубном пространстве и от 10 до 300 т/ч в кольцевом пространстве). В теплообменниках разборной конструкции внутренние трубы в ряде случаев с наружной стороны выполняют с оребре-нием, что позволяет в 4 — 5 раз увеличить поверхность теплообмена. Отношение поверхности оребренной трубы к наружной поверхности гладкой трубы по основанию ребер называется коэффициентом оребре-ния ф.

В аппаратах воздушного охлаждения (рис. 70) в качестве хладагента используется атмосферный воздух, обтекающий в поперечном направлении параллельные ряды оребренных теплообменных труб, по которым движется охлаждаемый продукт. Движение воздуха осуществляется путем нагнетания или отсоса его вентилятором пропеллерного типа с диаметром колеса от 0,8 до 7 м, а зимой, в ряде случаев, в результате естественной циркуляции. Применение в АВО оребренных труб обусловлено необходимостью компенсировать низкий коэффициент теплоотдачи со стороны воздуха (для стандартизированных АВО коэффициент оребрения ф лежит в пределах 5,8 — 22,6). В конструкциях аппаратов воздушного охлаждения предусматриваются меры для регулирования режима работы в связи с сезонным и суточным изменением температуры воздуха. Работу аппаратов воздушного охлаждения можно регулировать следующим образом: изменением частоты вращения колеса вентилятора; изменением угла наклона лопастей вентилятора; жалюзийными устройствами, дроссели-

шдшш

КМГ^



б

Рис. 68. Кожухотрубчатые теплообменники:

а — с плавающей головкой: 1 — крышка распределительной камеры; 2 — распределительная камера; 3 — неподвижная трубная решетка; 4 — кожух; 5 — теплообменная труба; 6 — поперечная перегородка; 7 — подвижная трубная решетка; 8 — крышка кожуха; 9 — крышка плавающей головки; 10 — опора; 11 — катковая опора трубчатого пучка; б — с    U-

образными трубками: 1 — распределительная камера; 2 — трубная решетка; 3 — кожух; 4 — теплообменная труба; 5 — поперечная перегородка; 6 — крышка кожуха; 7 — опора; 8 — катковая опора трубчатого пучка


Рис. 69. Теплообменные аппараты типа «труба в трубе»:

а — разборный однопоточный: 1 — теплообменная труба; 2 — кожуховая труба; 3 — опора; 4 — решетка кожуховых труб; 5 — поворотная камера; 6 — двойник; 7 — решетка теплообменных труб; б — разборный многопоточный: 1 — первая распределительная камера; 2 — решетка теплообменных труб; 3 — вторая распределительная камера; 4 — решетка кожуховых труб; 5 — опора; 6 — теплообменная труба; 7 — кожуховая труба; 8 — поворотная камера; 9 — двойник


Рис. 70. Аппараты воздушного охлаждения:

а — зигзагообразный; б — шатровый; 1 — трубная секция; 2 — жалюзи; 3

—    механизм дистанционного поворота жалюзей с пневматическим приводом; 4 — коллектор впрыска химически очищенной воды; 5 — диффузор; 6 — колесо вентилятора; 7 — металлическая несущая конструкция; 8 — стяжка; 9

—    тихоходный электродвигатель

рующими поток воздуха; отключением части или всех вентиляторов (в зимнее время года); рециркуляцией части воздуха и дренированием в атмосферу; увлажнением воздуха (в жаркое летнее время) за счет впрыска химически очищенной воды. Применение жалюзийных устройств, рециркуляция и дренирование воздуха не обеспечивают экономию электроэнергии и менее выгодны, чем другие способы.

При выборе теплообменников необходимо учитывать тепловую нагрузку аппарата, температуру и давление, при которых реализуется процесс, агрегатное состояние и физико-химические свойства теплоносителей, их химическую агрессивность, условия теплоотдачи, возможность загрязнения рабочих поверхностей аппарата, простоту устройства и изготовления, компактность аппарата, расход металла на единицу переданного тепла и другие технико-экономические показатели.

ЛИТЕРАТУРА: [33, 42, 53, 55, 57].

Термический крекинг (англ. termal cracking) — процесс переработки нефтяных фракций путем их термического разложения с целью получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов (бензина), термогазойля для производства сажи и крекинг-остатка для производства игольчатого кокса. Одной из разновидностей термического крекинга является висбрекинг — процесс получения котельных топлив путем снижения вязкости тяжелого сырья (мазута и гудрона).

В процессе термокрекинга, наряду с реакциями разложения, в результате которых получаются газ и бензин, идут вторичные реакции уплотнения образовавшихся продуктов, в результате которых получается крекинг-остаток и кокс. На химизм процесса оказывают влияние его продолжительность (время пребывания углеводородов в реакционной зоне), характер исходного сырья, давление.

Продуктами промышленных установок термического крекинга являются газ, бензин, крекинг-остаток. Иногда отбирают еще и керосиновую или керосиногазойлевую фракцию. Повышение температуры увеличивает скорость протекающих реакций, глубину процесса, а также приводит к преобладанию реакций расщепления по сравнению с реакциями уплотнения. Глубина процесса оценивается выходом бензина, газа и кокса и их соотношением. Ее выбирают в зависимости от склонности исходного сырья к коксообразованию или газообразованию. С увеличением глубины превращения выход бензина вначале растет, затем достигает некоторого максимума и начинает снижаться. Данное явление связано с тем, что скорость разложения бензина на газ начинает превышать скорость образования бензина.

Влияние давления проявляется как непосредственно на направленности протекающих реакций, так и через изменение фазового соотношения в реакционной зоне. Давление влияет на состав продуктов крекинга, уменьшает выход газообразных продуктов и увеличивает выход продуктов уплотнения. С повышением давления уменьшается доля паров и увеличивается доля жидкости в реакционной зоне, что позволяет при заданном времени пребывания углеводородов значительно уменьшить объем реакционной зоны или углубить процесс.

Важный момент при термокрекинге — обеспечение требуемой селективности процесса. При достаточно широком молекулярном спектре углеводородов сырье сначала разделяют на фракции, а затем осуществляют их термокрекинг при оптимальных рабочих условиях в отдельных реакторах.

При достижении определенной глубины термического крекинга начинается образование твердого продукта — кокса, который представляет собой результат последовательных превращений ароматических углеводородов в асфальтены и карбиды. Явление коксообразо-вания негативно сказывается на эксплуатации реакторных устройств термического крекинга, ограничивая их межремонтный пробег из-за необходимости очищать реакционную аппаратуру от коксоотложений.

С целью достижения требуемой глубины процесса при умеренной температуре без значительных коксооб-разований осуществляют рециркуляцию части получаемых продуктов на повторный крекинг.

Реакторным устройством служит трубчатая печь или трубчатая печь с выносной полой реакционной камерой. Последняя может быть заполнена только паром или иметь некоторый уровень жидкости.

Схема двухпечной установки термического крекинга с выносной реакционной камерой представлена на рис. 71. Сырье после нагрева в теплообменнике 7 теп-

Рис. 71. Схема двухпечной установки термического крекинга с выносом реакционной камеры:

1 — печь тяжелого сырья (легкого крекинга); 2 — печь легкого сырья (глубокого крекинга); 3 — выносная реакционная камера; 4 — испаритель высокого давления; 5 — ректификационная колонна; 6 — испаритель низкого давления; 7 — теплообменник; 8 — холодильник; 9 — газосепаратор низкого давления; 10, 11 — конденсатор-холодильник; 12 — газосепаратор высокого давления

лом отходящего крекинг-остатка подается в нижнюю часть ректификационной колонны 5 и в верхнюю часть испарителя низкого давления 6. Деление сырья на два потока позволяет более полно использовать избыточное тепло паров в этих аппаратах. Из верхней части испарителя 6 сырье, разбавленное газойлевыми фракциями, направляют в нижнюю часть колонны 5. Объединенный поток сырья и рециркулята с низа колонны 5 направляют в печь 1 легкого крекинга (тяжелого сырья) и далее на верх выносной реакционной камеры 3. Газойле-вые фракции со сборной тарелки верхней части колонны 5 направляют в печь 2 глубокого крекинга (легкого сырья) и далее на верх реакционной камеры 3, откуда продукты крекинга поступают через редукционный вентиль в испаритель высокого давления 4. После отделения паров газойля с низа испарителя 4 крекинг-остаток поступает в испаритель низкого давления, в котором отделяются пары газойлевых фракций. Тяжелую часть этих паров в испарителе 6 конденсируют и возвращают с его сборной тарелки в низ колонны 5 и далее в смеси с сырьем направляют на крекинг в печь 1. С низа колонны 6 через теплообменники 7 и холодильник 8 выводят крекинг-остаток. Легкую часть паров выводят с верха испарителя 6 через конденсатор 10 и газосепаратор низкого давления 9 как крекинговый газойль. Пары из испарителя 4 поступают на разделение в колонну 5, с верха которой через конденсатор 11 выводят бензин и газ, которые поступают в газосепаратор высокого давления 12. В дальнейшем бензин поступает на стабилизацию, а газ на ГФУ.

Режим крекинга: выход печи тяжелого сырья — температура 470 — 490 °C, давление 2,2 —2,7 МПа, для печи легкого сырья соответственно 530 — 540 °С и 2,2 — 2,8 МПа.

Выход бензина при термическом крекинге зависит наряду с прочими условиями от вида сырья: он составляет (по массе) для гудрона 10—12 %, мазута 30 — 35, газойля 50 — 55, керосина 60 — 65. Бензины термического крекинга содержат непредельные углеводороды и имеют низкое качество. В связи с этим процесс термического крекинга не является перспективным, однако он завоевал историческую нишу и свое место в нефтепереработке.

ЛИТЕРАТУРА: [1, 28, 48, 54, 55].

Трубчатые печи (англ. pipe, tube furnace) — огневые нагреватели для нагрева, испарения, химического превращения нефтяного сырья, движущегося по трубчатому змеевику. Трубчатые печи широко распространены на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях и являются составной частью технологических установок первичной переработки нефти, каталитического крекинга, риформинга, гидроочистки и др.

Трубчатая печь состоит из камеры радиации и конвекции. В первой (топочной камере) сжигается топливо и размещен радиантный экран, трубы которого поглощают тепло в основном от радиации факела, трехатомных газов сгорания и вторичного излучения кладки. В камере конвекции расположены трубы, получающие тепло от потока дымовых газов главным образом конвекцией. Газы сгорания из радиантной поступают в камеру конвекции, откуда направляются в воздухоподогреватель и через дымоход в атмосферу. В камере конвекции также размещаются трубы котла-утилизатора для получения перегретого водяного пара. Нагреваемая среда сначала поступает в конвекционные трубы, а затем в радиантные. Для змеевиков применяют бесшовные трубы диаметром от 60 до 325 мм из углеродистых и легированных сталей и сплавов, обладающих жаропрочными свойствами. Соединяют трубы крутоизогнутыми фитингами сваркой или при помощи двойников, допускающих механическую чистку внутренней поверхности трубы от кокса.

Конструкции трубчатых печей (рис. 72, 73) разнообразны и зависят от следующих факторов: назначения; вида топлива (жидкое, газообразное, комбинированное); формы корпуса — коробчатые (ширококамерные, узко-


Рис. 72. Коробчатая узкокамерная трубчатая печь беспламенного горения с резервным жидким топливом:

1 — беспламенные панельные горелки; 2 — змеевик    радиантных

труб; 3 — змеевик конвекционных труб; 4 — футеровка; 5 — дымовая труба; 6 — каркас; 7 — выхлопное окно; 8

— смотровое окно; 9 — люк-лаз; 10 — резервные горелки

Рис. 73. Цилиндрическая трубчатая печь со свободным факелом:

1 — горелка; 2 — змеевик радиантных труб; 3

— каркас; 4 — футеровка; 5 — змеевик конвекционных труб; 6 — шибер; 7    —    дымовая

труба. Потоки:    I —

продукт на входе; II — продукт на выходе

камерные) и цилиндрические; способа сжигания топлива — беспламенные, со свободным или настильным факелом, с дифференциальным подводом воздуха по высоте факела; расположения труб в камерах радиации и конвекции (вертикальное, горизонтальное, винтовое и др.); числа секций или камер радиации; относительного расположения труб и осей факела (параллельное и перпендикулярное); числа потоков в трубчатом змеевике; конструкции стен (подвесной, легковесный кирпич, торкрет-бетон, волокнистые материалы, специальные блоки-панели); расположения камеры конвекции относительно радиантной (верхнее, нижнее, боковое).

Теплопроизводительность трубчатых печей находится в пределах 0,12 — 240 МВт, поверхность нагрева радиантных труб составляет 15 — 2000 м2 , производительность по нагреваемой среде достигает 8-105 кг/ч. Температура среды на выходе из печи зависит от технологического процесса и достигает 900 °С, а давление в змеевике — от 0,1 до 30 МПа. В реакционных трубах печей конверсии углеводородных газов, парового риформинга, каталитического пиролиза размещают гранулированный катализатор. В трубчатых печах с факельным способом сжигания топлива применяют комбинированные горелки, рассчитанные на жидкое и газообразное топливо (теплопроизводительность от 2,0 до 5,8 МВт), в трубчатых печах со стенами из панельных горелок применяют беспламенные панельные горелки (от 0,052 до 0,32 МВт) и щелевые беспламенные горелки (0,349 МВт).

Важным показателем, характеризующим работу трубчатых печей и эффективность использования трубчатого змеевика, является теплонапряженность поверхности нагрева. Величина тепловой напряженности зависит от назначения трубчатой печи, способа сжигания топлива, равномерности теплового потока по длине и окружности трубы змеевика, опасности термического разложения нагреваемой среды, теплоустойчивости и жаростойкости материала трубы. Средняя теплонапряженность радиантных труб (кВт/м2) печей установок атмосферной перегонки нефти 30 — 60, вакуумной перегонки мазута 20 — 40, вторичной переработки 30 — 60, замедленного коксования 20 — 40, пиролиза бензина 12 — 24. Коэффициент полезного действия трубчатых печей лежит в пределах 0,65 — 0,85.

ЛИТЕРАТУРА: [53, 62, 66].

Фильтрование (англ. filtration) — процесс разделения суспензий или аэрозолей при помощи фильтровальных перегородок, задерживающих твердые частицы. Процесс широко применяется в неф-тегазопереработке, в частности, при производстве масел, парафина, церезина, очистке нефтепродуктов.

Применяют различные виды перегородок: насып- ные

— слой мелкозернистых материалов (гравий, песок и др.); набивные (вата хлопчатобумажная, шлаковая, стеклянная, синтетическая или асбестовое волокно    и

т.п.); тканевые (ткань из тех же материалов); керамические или спеченные металлокерамические пористые плитки; плетеные — сетки из тонкой металлической проволоки или синтетических нитей.

При фильтровании суспензий твердые частицы с частью жидкой фазы между ними образуют на перегородке слой осадка. Важной его характеристикой, от которой зависит гидравлическое сопротивление, является пористость. Осадок из твердых кристаллических частиц с неизменяемой при фильтровании пористостью называется несжимаемым. У сжимаемых осадков, состоящих из мягких деформируемых частиц, пористость при фильтровании уменьшается и гидравлическое сопротивление фильтрату увеличивается.

Для защиты фильтровальных перегородок от забивания применяют вспомогательные вещества (перлит, диатомит, активированный уголь и др.), которые наносят слоем на перегородку или вводят в суспензию для регулирования свойств осадка. Кроме того, для улучшения показателей процесса в суспензию могут вводить различные коагулянты или флокулянты, агрегатирую-щие твердые частицы.

При расчете фильтрования считают, что течение фильтрата в порах осадка и через перегородки происходит в ламинарном режиме. Движение жидкости через перегородки и слой осадка связано с преодолением гидравлического сопротивления, которое обусловлено перепадом давления, служащего движущей силой процесса. Последняя при фильтровании может быть создана гидростатическим столбом суспензии или давлением газовой подушки, подачей суспензии насосом, отсосом ее под вакуумом, центробежным способом.

Процесс фильтрования характеризуется скоростью — количеством фильтрата в единицу времени с единицы площади поверхности фильтрования, величиной перепада давления на фильтре и гидравлическим сопротивлением перегородки и осадка. В зависимости от изменения этих параметров во времени различают два предельных режима фильтрования: при постоянном перепаде давления — скорость фильтрования с ростом толщины осадка уменьшается (фильтрование гидростатическое с постоянным столбом жидкости над перегородкой, вакуумное или при подаче суспензии центробежным насосом при постоянном давлении на выкиде); при постоянной скорости — с ростом толщины слоя осадка давление увеличивается (подача суспензии поршневым или плунжерным насосом). При подаче суспензии центробежным насосом без специального регулирования скорость фильтрования уменьшается, а давление на входе фильтра возрастает.

Разделение суспензий на фильтрах включает, кроме основной операции фильтрования, вспомогательные операции: промывку осадка (промывочной жидкостью фильтрат выдавливается из пор осадка), продувку и сушку его воздухом или инертным газом, удаление. В зависимости от конструкции фильтров процесс фильтрования может быть периодическим или непрерывным.

ЛИТЕРАТУРА: [22, 24, 39, 53].

Фильтры (англ. filters) — аппараты для разделения неоднородных жидких (суспензий) или газовых сред, содержащих твердые частицы, с использованием пористых перегородок, задерживающих эти частицы. В результате фильтрования получают фильтрат и осадок.

В зависимости от вида неоднородной среды различают жидкостные и газовые фильтры. Жидкостные фильтры применяют в нефтеперерабатывающей промышленности в процессах депарафинизации масел, производства парафина, церезина, пластичных смазок, при контактной очистке масел. Газовые фильтры используют на установках производства технического углерода, отделения химических реактивов, особо чистых химических веществ и других ценных продуктов от газов, отходящих от технологических установок распы-ливающего типа и печей кипящего слоя.

По способу создания движущей силы фильтры разделяют на две группы: фильтры, работающие под давлением, и вакуумные.

Наиболее простым по конструкции являются емкостные фильтры, применяемые при периодическом процессе производства и при малых объемах обрабатываемой суспензии. Емкостные фильтры представляют собой открытый или закрытый цилиндрический сосуд с ложным дном, являющимся основанием для фильтровальной перегородки. Верхняя часть сосуда служит приемником суспензии, нижняя — предназначена для приема фильтрата. Процесс фильтрования в емкостных фильтрах осуществляют под вакуумом или под давлением. В зависимости от конструкции фильтров осадок в виде разжиженной пасты выгружают вручную или механизированным способом.

К фильтрам, работающим под давлением, относят рамные, камерные, листовые, патронные фильтры-прессы. Рамный фильтр-пресс (рис. 74) состоит из ряда чередующихся рам и плит, между которыми проложена фильтровальная ткань (салфетка). Рамы и плиты опираются на балки и сжимаются винтовым (с ручным либо электрическим приводом) или гидравлическим

Вид А

б



II

Рис. 74. Фильтрпресс рамный:

а — общий вид; б — с закрытым отводом фильтрата; в — с открытым отводом фильтрата; 1    — опорная


плита; 2 — рама; 3 — плита; 4    — шпрен-

гельная балка; 5    —

нажимная плита; 6 — зажимное гидравлическое устройство. Потоки: / — суспензия;

II — фильтрат; III — жидкость гидропривода

приспособлением. Плиты фильтров имеют рифленую поверхность. В рамах, плитах и салфетках на периферии выполнены совпадающие друг с другом отверстия, образующие каналы. Суспензия под давлением по одному из каналов поступает в полости рам, где выделяется осадок; фильтрат, пройдя фильтрующую ткань, собирается в полостях рифлений и выводится индивидуально от каждой плиты при открытом выводе либо через общий канал при закрытом отводе. При индивидуальном выводе легко проверить качество фильтрата от каждой плиты.

При необходимости осадок промывают прямоточной или противоточной подачей промывной жидкости (рис. 75). Для прямоточной промывки требуется частичное заполнение рамного пространства осадком. Промывную жидкость подают по каналу для подачи суспензии, а отводят по каналу для фильтрата. При противоточной промывке промывная жидкость поступает в плиты через одну по специальному каналу, и отводится из плит через одну также по специальному каналу.

Рамные фильтры-прессы различаются размером и числом рам, площадью фильтрующей поверхности, объемом рамного пространства. Для стандартных фильтров-прессов размеры рам в свету составляют от 315x315 до 1000x1000 мм, число рам колеблется от 10 до 68, площадь фильтрующей поверхности — от 2 до 140 м2.

Наряду с подобными конструкциями рамных и камерных фильтров-прессов находят применение более совершенные конструкции автоматических камерных фильтров-прессов ФПАКМ, у которых все операции автоматизированы.

Внутри корпуса листового фильтра-пресса размещены на некотором расстоянии друг от друга фильтрующие элементы. Фильтрующий элемент представляет собой рамку (обруч), внутри которой расположена крупная каркасная сетка, образующая полость для сбора фильтрата, покрытая с двух сторон мелкой сеткой и фильтровальной тканью. На стадии фильтрования осадок заполняет пространство корпуса между фильтрующими элементами, а фильтрат отводится из полости

Рис. 75. Схема работы рамного фильтра-пресса:

а — при фильтровании и прямоточной промывке; б — при противоточной промывке: 1 — опорная плита; 2 — рама; 3 — плита; 4 — фильтровальная ткань (салфетки); 5 — нажимная плита; 6 — осадок. Потоки: I — суспензия; II — фильтрат; ill — промывная жидкость; IV — промывной фильтрат

элемента по выводной трубе, подсоединенной к общему коллектору.

Вакуумные фильтры — это в основном непрерывно действующие аппараты. По форме фильтрующей по-194

верхности они разделяются на барабанные, дисковые, ленточные. Основными узлами барабанного вакуум-фильтра для депарафинизации масел (рис. 76) являются барабан с закрепленной на нем фильтрующей поверхностью и корпус фильтра, состоящий из нижнего полу-корыта и верхней крышки. Поверхность барабана разделена на секции, в которых уложена каркасная сетка, образующая полости для сбора фильтрата. Поверх каркасной сетки размещена мелкая сетка для поддержания фильтровальной ткани. Ткань прижимается навитой сверху проволокой. Внутри барабана имеется система сборно-распределительных труб, связывающих секции поверхности барабана с вращающимся диском, приваренным к торцу правой цапфы. К вращающемуся диску плотно прижата своей торцовой поверхностью неподвижная распределительная головка. При вращении барабана (рис. 77) под действием вакуума от фильтрующей поверхности через распределительную головку в зоне фильтрования а выводится фильтрат, на нескольких секциях осадок подсушивают (угол в) и отводится инертный газ с остатком фильтрата, в зоне промывки (угол у) — промывная жидкость, в зоне сушки (угол 5) — инертный газ с остатком промывной жидкости. В зоне в по распределительным трубам к поверхности барабана подается инертный газ для отдувки осадка при его съеме, зона v называется «мертвой зоной». Рабочая полость головки разделена перегородками на три части, соответствующие рабочим зонам фильтра: v + а + в, у + 5, в. Корпус фильтра находится под небольшим внутренним давлением инертного газа (0,01 МПа), что предотвращает попадание воздуха внутрь фильтра. Барабан приводится во вращение механизмом привода, установленным на левой цапфе. Поверхность фильтрации барабанных фильтров лежит в пределах от 1 до    60 м2.

На нефтеперерабатывающих заводах применяют фильтры с поверхностью фильтрации 50 м2, с частотой вращения барабана от 0,3 до 0,8 мин-1.

Фильтры для очистки газов от твердых взвешенных частиц в зависимости от вида фильтрующей перегородки разделяют на следующие группы: с гибкими перего-

Рис. 76. Барабанный вакуум-фильтр:

1 — привод; 2 — корпус; 3 — барабан; 4 — фильтровальная ткань; 5 — отводные трубки; 6 — устройство подачи промывочной жидкости; 7 — вращающийся диск; 8 — сменный диск распределительной головки. Потоки: I — суспензия; II — осадок; III — газ отдувки; IV — инертный газ; V— промывной фильтрат; VI — фильтрат

Рис. 77. Схема работы барабанного вакуум-фильтра:

1 — барабан; 2 — продольные перегородки; 3 — фильтровальная ткань; 4

—    устройство подачи промывочной жидкости; 5 — отводные трубки. Потоки: I — суспензия; II — осадок; III — газ отдувки; IV — промывной фильтрат; V

   фильтрат

родками из тканей и нетканых природных и синтетических волокон; с полужесткими перегородками из металлических сеток, волокон, стружки и т.п.; с жесткими перегородками из керамики, пластмасс, спеченных или спрессованных металлических порошков; с зернистыми слоями из гравия, песка и т.п. Наибольшее применение получили тканевые или мешочные фильтры — аппараты, внутри которых размещены вертикальные открытые снизу рукава диаметром от 100 до 300 мм, высотой от 5 до 10 м. В зависимости от конструкции фильтров среда может перемещаться из рукава наружу или наоборот.

Для удаления осаждающихся на поверхности рукавов твердых частиц производят регенерацию рукавов — сбрасывание в бункер накопившейся пыли. Для регенерации используют обратную, импульсную продувку очищенным газом или импульсную струйную продувку сжатым воздухом, а также механическое встряхивание рукавов, висящих на подпружиненных опорах. Регенерацию фильтров осуществляют периодически или непрерывно. В последнем случае для продувки используют сжатый воздух во время фильтрования через обращенные в сторону рукавов щели в кольцах, плотно прилегающих к рукавам и движущихся возвратнопоступательно вдоль рукава. Для рукавов применяют ткани из различных материалов в зависимости от температуры, например, из хлопка и льна до 80 °С, из стекловолокна до 400 °С, из кремнезема до 1000 °С. У стандартных фильтров площадь поверхности фильтрования лежит в пределах от 5 до 6300 м2.

ЛИТЕРАТУРА: [12, 16, 53, 63, 64].

Хладагенты (англ. cooling agents) — вещества, служащие для отвода тепла от охлаждаемых поверхностей. В качестве хладагентов используют воду, воздух, водные растворы хлористых солей натрия, калия, магния (рассолы), сжиженные газы — аммиак, пропан, этан, фреоны и др. В нефтепереработке для конденсации и охлаждения нефтепродуктов широко применяют воду и воздух. Использование воды часто является источником загрязнения водоемов и требует осуществления комплекса мероприятий по очистке воды перед ее сбросом. Важнейшим элементом по охране окружающей среды является так называемое оборотное водоснабжение, при котором отсутствуют стоки воды в водоемы. При оборотном водоснабжении нагретая вода повторно используется после ее охлаждения путем частичного испарения в градирнях, специальных бассейнах или под вакуумом.

Применение воды в качестве хладагента приводит к

загрязнению наружной поверхности холодильников и конденсаторов вследствие отложения накипи и других возможных отложений, содержащихся в воде. При этом снижается коэффициент теплоотдачи, а также ухудшаются условия охлаждения и требуется сравнительно трудоемкая периодическая очистка поверхности охлаждения. Расход воды на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях высок и составляет от 30 до 150 м3 на 1 т нефти, а затраты на сооружение системы водоснабжения и канализации составляет 9—12 % стоимости завода, поэтому актуальной задачей является сокращение расхода воды на предприятиях.

Применение воздуха в качестве хладагента позволяет существенно снизить расход воды. В этом случае атмосферный воздух при помощи вентиляторов нагнетается в аппараты воздушного охлаждения (см. теплообменники). Массовый расход воздуха в 4 раза превышает расход воды вследствие сравнительно низкой его теплоемкости [1,0 кДж/(кг-К)]. Сравнительно низкий коэффициент теплоотдачи со стороны воздуха [до 58 Вт/(м2-К)] компенсируют значительным оребрением наружной поверхности теплообменных труб. К недостаткам воздуха как хладагента следует отнести существенные колебания начальной температуры воздуха, обусловливаемые как географическим местом расположения, так и временем года и суток. Наиболее трудные условия охлаждения при помощи воздуха имеют место при жарком климате и в летнее время. В стандартных аппаратах воздушного охлаждения предусматривается возможность снижения начальной температуры воздуха путем его увлажнения, за счет впрыскивания воды с помощью форсунок.

При необходимости охлаждения до низких температур, например, при низкотемпературной переработке нефтяных и природных газов, используют испаряющийся аммиак, пропан, этан (температуры кипения при атмосферном давлении соответственно —33,4;    —42,1;

— 88,6 °С) и другие сжиженные газы. При испарении сжиженных газов скрытая теплота, необходимая для превращения жидкости в пар, отнимается от охлаждаемого потока. Образующиеся пары хладагентов подвергаются компрессии или абсорбции, вновь сжижаются и возвращаются в процесс.

ЛИТЕРАТУРА: [53].

Центрифуги (англ. centrifuges) — аппараты для р азделения суспензий, эмульсий и удаления влаги из материалов в поле центробежных сил. В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности центрифуги применяются для отделения воды и твердых частиц от нефти и нефтепродуктов, разделения суспензий с нерастворимой твердой фазой (обработка поливинилхлорида, полистирола, полиэтилена высокого давления, сажевой пульпы и т.д.), при производстве парафина, церезинов и других процессах.

По назначению и величине фактора разделения К (отношение центробежного ускорения к ускорению силы тяжести) центрифуги разделяются на нормальные < 3500) и сверхцентрифуги (К > 3500). Первые могут быть отстойными (используются для разделения суспензий и эмульсий) и фильтрующими (для разделения суспензий). Сверхцентрифуги являются аппаратами отстойного типа и подразделяются на трубчатые, предназначенные для разделения тонкодисперсных суспензий, и жидкостные сепараторы, служащие для разделения эмульсий.

По способу организации процесса центрифуги бывают непрерывно и периодически действующими и отличаются методами удаления осадка и конструкцией ротора (рис. 78). Выгрузка и съем осадка при полной остановке ротора производятся без применения специальных механизмов вручную, а также контейнерным или кассетным способом; на ходу (при полной или уменьшенной частоте вращения ротора) — при помощи ножей или скребков; при непрерывной работе машины — шнеком, вращающимся относительно ротора, поршнем-толкателем, движущимся возвратно-поступательно (пульсирующим), а также под действием центро-

IHIHI

Рис. 78. Схемы роторов центрифуг:

а — с ножевой выгрузкой; б — со шнековой выгрузкой; в — с поршневой выгрузкой; г — с концентрическими цилиндрическими перегородками; ео со2 угловые скорости выгружающего устройства и ротора соответственно. Потоки: I — сырье (суспензия); II — фугат; III — осадок

Рис. 79. Конструкция саморазгружающейся тарельчатой центрифуги фирмы «Alfa-Laval»:

1 — электродвигатель; 2 — тормоз; 3 — червячный редуктор; 4 — вал; 5 — подвижное днище; 6 — разгрузочные щели; 7 — пакет тарелок; 8 — ротор; 9

   кожух; 10 — напорный диск легкой жидкости; 11 — напорный диск тяжелой жидкости. Потоки: I — исходная жидкость; II — легкая жидкость; III

   жидкость; IV — осадок

бежной силы или силы тяжести и вибраций. Роторы центрифуг выполняют пустотелыми в форме оболочек вращения, а также с концентрическими цилиндрическими перегородками, разделяющими внутреннее пространство ротора на отдельные камеры. При работе центрифуги суспензия последовательно проходит эти камеры. Камеры постепенно заполняются осадком, который после остановки центрифуги удаляют при разборке ротора.

Конструкции центрифуг отличаются по способу крепления вала ротора и его расположению в пространстве. По этому признаку выделяют центрифуги висячие, подвешенные на колонках; горизонтальные с промежуточным и консольным расположением ротора; наклонные; с нижней опорой вала. Центрифуги приводятся в действие электродвигателем, соединенным с валом центрифуги муфтой, редуктором или через ременную передачу. В ряде случаев он монтируется в общем блоке на одном валу с ротором. Центрифуги также разделяют по степени герметичности и взрывозащищенности.

На рис. 79 представлена конструкция саморазгру-жающейся тарельчатой сверхцентрифуги с центробежной пульсирующей выгрузкой осадка. На вертикальном валу 4 установлен ротор 8, внутри которого помещен пакет 7 тонкостенных вставок — тарелок, имеющих несколько отверстий по окружности. Тарелки собраны так, что их отверстия совпадают и образуют сквозные каналы, в которые из центрального патрубка поступает исходная жидкость. В корпусе ротора установлено подвижное днище 5, которое периодически опускается и открывает разгрузочные щели 6. Из разгрузочных щелей под действием центробежной силы выбрасывается осадок, который затем собирается в полости кожуха 9 и выводится из центрифуги. Для отвода легкой и тяжелой жидкости используют неподвижные напорные диски 10 и 11. Привод сепаратора — через червячный редуктор 3 от электродвигателя 1.

ЛИТЕРАТУРА: [12, 45, 53, 68].

Центрифугирование (англ. centrifugation, от центр и лат. fuga — бегство, бег) процесс разделения неоднородных систем, в частности эмульсий и суспензий, в поле центробежных сил. В нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности центрифугирование применяется при обработке промывочных жидкостей (регенерация утяжелителя), депарафинизации масел, производстве парафинов, церезинов, очистке нефтепродуктов.

Центрифугирование осуществляется в центрифугах и жидкостных центробежных сепараторах, основным рабочим элементом которых является ротор. Процесс происходит:    а)    по    принципу    отстаивания    —    в    отстой

ных центрифугах с ротором, имеющим сплошные боковые стенки; б) по принципу фильтрования — в фильтрующих центрифугах, имеющих ротор с перфорированными боковыми стенками, покрытыми фильтрующим материалом и образующих фильровальную перегородку.

Процесс разделения эмульсий в отстойных центрифугах называют сепарацией. При сепарации различают центробежное осветление и центробежное отстаивание. В первом случае из жидкости удаляются содержащиеся в ней в незначительном количестве твердые примеси, во втором — разделяются суспензии с высокой концентрацией твердой фазы.

Процесс разделения суспензий в фильтрующих центрифугах называют центробежным фильтрованием. При этом могут последовательно выполняться операции фильтрования с образованием осадка, промывки и отжима его с целью уменьшения влажности и удаления осадка. В аппарате под действием центробежных сил частицы более тяжелой фазы стремятся к периферии барабана ротора. Интенсивность процесса центробежного осаждения по сравнению с гравитационным осаждением оценивают фактором разделения Кц, представляющим собой отношение действующих на осаждающуюся частицу центробежной силы и силы тяжести или соответствующих ускорений: Кц = ю2г/д = rn2/900, где ю — угловая скорость, рад/c; r — радиус вращения, м; g — ускорение силы тяжести, м/c2; n — частота вращения, мин-1. При осаждении частиц в поле центробежных сил значения радиуса осаждения и поверхности кольцевого сечения, через которое проходит осаждающаяся частица или сепарируемая фаза, величины переменные. Процессы центрифугирования осуществляются периодически и непрерывно.

ЛИТЕРАТУРА: [39, 53].

Циклоны (англ. cyclones) — аппараты для разделен ия неоднородных систем газ — твердые частицы. Циклоны нашли применение в различных отраслях промышленности, в частности, в нефтепереработке

— на установках каталитического и термического крекинга, при производстве технического углерода (сажи), сушке твердых материалов в потоке нагретых газов, измельчении, пневмотранспорте и др.

В циклонах под действием центробежной силы происходит процесс сепарации твердых частиц. Поток среды со взвешенными частицами через тангенциальный ввод поступает со скоростью 15 — 25 м/с в циклоны и движется спиралеобразно в кольцевом пространстве между корпусом циклона и центральной выхлопной трубой (рис. 80). Под действием центробежной силы взвешенные частицы перемещаются к стенке корпуса и далее скользят по ней вниз, ссыпаясь в бункер, а газ, совершив несколько оборотов, по выхлопной трубе уходит из циклона. Внутри циклона возникают два вращательных потока — нисходящий на периферии и восходящий в центральной части. Для преобразования вращательного движения очищенного газа в прямолинейное в верхней части циклона установлена камера очищенного газа в форме «улитки».

Степень очистки оценивают отношением массового количества отделенных частиц к массовому количеству частиц в исходной газовзвеси. Степень очистки рассчитывают для определенного размера частиц или фракции частиц. Величина степени очистки зависит от величины

Рис. 80. Циклон:

1 — камера очищенного газа в виде «улитки»; 2 — выхлопная труба; 3 — корпус; 4 — бункер; 5 — люк. Потоки: I — запыленный газ; II — очи-щенный газ; III — уловленные частицы


центробежного ускорения a = V'/r (где v — линейная окружная скорость; r — радиус траектории частицы). С уменьшением радиуса циклона при той же скорости потока степень его очистки возрастает.

В отечественной промышленности распространение получили циклоны НИИОгаз (по стандарту предусмотрены аппараты с диаметром корпуса до 3600 мм), применяемые для очистки потоков газовзвеси с содержанием твердой фазы до 0,2 — 0,4 кг/м3. Производительность циклона с диаметром корпуса 800 мм достигает    2

м3/с. Степень очистки газов в таких циклонах для частиц диаметром 5 мкм составляет 30 — 85 %, с увеличением диаметра частиц она повышается до 95 — 99 % для частиц размером более 10 мкм.

В НИИОгазе разработано несколько моделей циклонов. В пределах каждой модели циклоны геометрически подобны: конструктивные размеры их выражены через определяющий размер циклона — диаметр корпуса D. При расчете циклона на заданную производительность определяют только диаметр корпуса.

Для очистки больших потоков газа циклоны в аппаратах устанавливают параллельно, подключая их к общему сборнику газа и бункеру для пыли. Для улучшения степени очистки газа циклоны последовательно соединяют в две или три ступени, причем диаметр последующих ступеней циклонов принимают меньшим, чем в предыдущей. Так в реакторах и регенераторах каталитического крекинга с микросферическим катализатором для улавливания частиц катализатора установлены параллельно работающие группы циклонов, состоящие из двух или трех последовательно соединенных аппаратов. Циклоны изнутри защищены от эрозии износостойким бетоном.

Батарейные циклоны или мультициклоны являются разновидностью центробежных пылеуловителей. В таких аппаратах в общем корпусе установлены несколько десятков работающих параллельно циклонных элементов небольшого диаметра (около 250 мм). Запыленный газ поступает в элементы сверху. В кольцевом пространстве между корпусом и выхлопной трубой для закручивания потока газовзвеси установлены устройства в виде винтовой ленты или лопастной розетки (рис. 81). В батарейных циклонах достигается лучшая степень очистки.

На нефтепромыслах для очистки нефти от взвешенных твердых частиц нашли применение гидроциклоны, которые по своему устройству аналогичны циклонам.

а


III

Рис. 81. Батарейный циклон:

а — схема циклона; б — завихряющие устройства: 1 — корпус; 2 — циклонный элемент; 3, 4 — трубные решетки; 5 — винтовая лента; 6 — лопастная розетка. Потоки: I — запыленный газ; II — очищенный газ; III — частицы


ЛИТЕРАТУРА: [53, 58].

Экстракторы (англ. extractors) — аппараты для разделения жидких или твердых веществ с помощью избирательных растворителей. Экстракторы применяются в различных отраслях промышленности и, в частности, в нефтепереработке при производстве масел (селективная очистка, деасфалътизация), очистке нефтепродуктов, извлечении ароматических углеводородов из легких нефтяных фракций.

Экстракторы различаются по способу смешения и разделения фаз, по характеру энергии, интенсифицирующей контакт фаз. Существуют два основных типа экстракторов: смеситель-отстойник и колонные. Смеситель-отстойник характеризуется определенным числом ступеней, в каждой из которых происходит контактирование исходных фаз и последующее разделение вновь образующихся. В целом в аппарате за счет соединения ступеней по потокам рафинатных и экстрактных растворов реализуется противоточное движение фаз. Разделение фаз осуществляется методом отстаивания или центробежным способом, премешивание фаз — при помощи механических мешалок, статических смесителей, насосов, инжекторов. Многоступенчатые экстракторы, выполненные в общем корпусе, получили название ящичных.

Экстракторы колонного типа с непрерывно изменяющимся составом фаз бывают пустотелыми (распылительные колонны) и снабженными внутренними устройствами, в качестве которых используют насадки (насыпные и регулярные, например, жалюзийного типа), тарелки, роторно-дисковые устройства (рис. 82). Многообразие конструкций внутренних устройств обусловлено широким спектром рабочих условий процесса экстракции и физических характеристик контактирующих фаз. Для равномерного распределения фаз по сечению экстрактора используют распределительные решетки и коллекторы из перфорированных труб. В экстракторах колонного типа в результате разности плотностей контактирующих фаз происходит противоточное движение. Интенсификация процесса разделения достигается как за счет энергии потоков, так и внешней энергии (использование перемешивающих устройств, создание пульсации, вибраций, ультразвукового воздействия). В пульсационных экстракторах пульсации подвергается поток поступающей жидкости, в вибрационных — вибрации сообщаются пакету ситчатых тарелок, установленных в аппарате.

б

а


8



9

10 и

Рис. 82. Экстракторы колонного типа:

а — насадочный; б — вибрационный; в — ро-торно-дисковый; 1    —

в



распределительная тарелка; 2 — слой насадки из колец Раши-га; 3 — глухая тарелка; 4    — промежуточные

холодильники; 5 — вариатор частоты колебаний; 6 — штанга; 7,

11 — распределители; 8 — стержень; 9 — перфорированные пластины; 10 — отбойные перегородки; 12    —

нижняя опора штанги; 13, 17 — распределительные решетки; 14 — кольцо статора; 15 — диск ротора; 16 — вал ротора. Потоки: / — сырье; II — растворитель; III — рафинат-ный раствор; IV — экстрактный раствор

В аппаратах колонного типа уровень раздела легкой и тяжелой фаз может находиться на различной высоте. Положение уровня раздела фаз выбирается в зависимости от условий проведения процесса экстракции. В тех случаях, когда плотность растворителя выше плотности исходного сырья, повышение уровня раздела фаз связано с увеличением количества растворителя в аппарате. Вместе с тем вязкость экстрактного раствора (тяжелая фаза) обычно меньше вязкости рафинатного раствора. Поэтому, когда тяжелая фаза является сплошной, диспергирование и контактирование более вязкой легкой фазы облегчаются. В этом случае желателен более высокий уровень раздела фаз.

В центробежном экстракторе конструкции Подбель-няка (рис. 83) тяжелая фаза вводится в центр, а выводится с периферии, легкая — наоборот. Противоточное движение фаз происходит более интенсивно в поле

Рис. 83. Схема центробежного экстрактора Подбельняка:

1 — станина; 2 — вал ротора; 3 — кожух; 4 — ротор; 5 — перфорированные концентрические цилиндры. Потоки: ЛФ — легкая фаза; ТФ — тяжелая фаза

центробежных сил по сравнению с гравитационными силами. Под действием центробежных сил тяжелая фаза в каналах насадки перемещается к периферии ротора, а легкая — от периферии к оси вращения. Ввод и вывод обеих фаз осуществляется через специальные каналы во вращающемся валу. Оптимальная величина частоты вращения обычно составляет 600^1200 об/мин. В ранних моделях таких экстракторов применяли навитую в виде спирали ленту (около 30 витков), образующую каналы прямоугольного сечения для прохода жидкостей. В этих каналах жидкости движутся противотоком в тесном контакте друг с другом. В экстракторах последних моделей установлены перфорированные концентрические цилиндры с отверстиями или щелями, служащими для прохода обеих жидкостей.

Температура влияет на процесс экстракции: при ее повышении увеличивается растворяющая способность и уменьшаются избирательность и вязкость среды. Для обеспечения необходимого температурного режима в колонных экстракторах применяются промежуточные кожухотрубчатые холодильники и встроенные в виде трубчатых пучков подогреватели.

ЛИТЕРАТУРА: [23, 40, 53].

Экстракция (англ. extraction от позднелат. extrac-tio — извлечение, экстрагирование) — процесс избирательного извлечения компонентов жидкой (или твердой) фазы при ее обработке селективным (избирательным) растворителем, который хорошо растворяет извлекаемые компоненты и ограниченно или практически не растворяет другие компоненты исходного сырья. Экстракция применяется в различных отраслях промышленности: в нефтеперерабатывающей, химической, коксохимической, фармацевтической, пищевой и др. Жидкостная экстракция в нефтепереработке используется при производстве масел (процессы деас-фальтизации и селективной очистки), очистке нефтепродуктов, извлечении ароматических углеводородов из легких нефтяных фракций; в химической промышленности — для извлечения уксусной и муравьиной кислот из водных растворов, выделения кислот, альдегидов, кетонов и спиртов из продуктов окисления природного газа; в пищевой промышленности — для рафинирования масел и очистки жиров.

В результате смешения исходного жидкого сырья с растворителем образуется гетерогенная система, состоящая из двух жидких фаз — экстрактного и рафи-натного растворов. Извлекаемые компоненты распределяются между экстрактным и рафинатным растворами в соответствии с законом фазового равновесия: x1/x2 = = K, где x1, x2 — равновесные концентрации извлекаемых компонентов в соответствующих фазах; K — коэффициент распределения, который зависит от природы системы, ее состава и температуры; его значение определяется экспериментально. Экстрактный и рафинатный растворы имеют различную плотность, их разделяют отстаиванием под действием или гравитации, или центробежных сил. Продуктами процесса экстракции являются экстракт и рафинат, получаемые соответственно из экстрактного и рафинатного растворов после отделения растворителя.

Растворители должны обладать определенными растворяющей способностью и селективностью извлечения компонента, которые для каждого растворителя не являются величинами постоянными и зависят как от технологических условий процесса, так и от химического состава исходного сырья. От растворяющей способности растворителя зависит его расход, необходимый для растворения извлекаемых компонентов. Как правило, селективность и растворяющая способность адиабатны, рост одного показателя ведет к снижению другого. Регулирование указанных свойств растворителя проводится изменением температуры процесса или добавлением в систему третьего компонента. С повышением температуры растворяющая способность увеличивается, а селективность ухудшается. Понижение растворяющей способности и повышение селективности достигают добавлением в систему компонента, хорошо растворяемого в растворителе и значительно хуже — в исходной смеси. Для повышения растворимости исходной смеси в растворителе и понижения его селективности в систему добавляют компонент, хорошо растворяющийся как в растворителе, так и в исходной смеси. В качестве растворителей при селективной очистке масел применяют фенол, фурфурол, Ы-метил-2-пирролидон; при деас-фальтизации — сжиженный пропан; при депарафини-зации — метилэтилкетон, толуол, ацетон, метилизобу-тилкетон.

Процесс экстракции осуществляют однократным и многократным способами (рис. 84). Однократный способ включает две последовательные стадии: смешение сырья с растворителем и разделение отстаиванием экстрактного и рафинатного растворов. Многократная

а

R

Рис. 84. Схемы экстракции:

а — однократной; б — многократной противоточной с одним растворителем; в — многократной противоточной с двумя растворителями. С — смеситель; О

—    отстойник; F — сырье; L, L — растворители; R — рафинатный раствор; S

—    экстрактный раствор; 1 — п — ступени

экстракция состоит из ряда ступеней, в каждой из которых добавляют растворитель и выводят из процесса экстрактный раствор. При противоточной экстракции обеспечивается более глубокое разделение по качеству продуктов при достаточно высоких выходах.

В нефтеперерабатывающей промышленности в качестве экстракторов используют, главным образом, аппараты колонного типа тарельчатые, насадочные, роторнодисковые (см. экстракторы), а также системы ступен-чато-противоточного типа, состоящие из смесителей и отстойников.

Основные технологические параметры процесса экстракции — температура процесса и кратность подачи растворителя на сырье зависят от вида процесса, характеристик сырья, выбранного растворителя. Так, при селективной очистке масел фенолом температура в экстракционной колонне составляет 65 — 90 °С, кратность подачи фенола на сырье может находиться в пределах 2,5 — 3,0. При деасфальтизации остаточного сырья с использованием в качестве растворителя жидкого пропана эти параметры составляют соответственно 50 — 85 °С и 4,5 — 7,0.

ЛИТЕРАТУРА: [23, 39, 53, 61].

Электродегидраторы (англ. electrodegidrators, elektrodesaltors) — аппараты для обезвоживания и обессоливания нефти и очистки светлых нефтепродуктов (сжиженного газа, бензина, керосина, дизельного топлива) в электрическом поле. Электродегидраторы используют на технологических установках нефтегазоперерабатывающих заводов. Электрическое поле ускоряет разделение водонефтяных эмульсий и удаление из них мелких капель воды, содержащих соли, щелочь, кислоты.

На отечественных электрообезвоживающих и обессоливающих установках или соответствующих блоках установок первичной переработки нефти применяют электродегидраторы с переменным электрическим полем промышленной частоты с напряжением между электродами от 22 до 50 кВ. Процесс обезвоживания происходит на основе диполь-дипольного механизма, когда капли воды становятся диполями под действием электрического поля, они деформируются, оболочки их ослабляются. Капли при столкновениях коагулируют и осаждаются.

Электродегидраторы разделяют: по способу ввода нефти — с вводом в нижнюю часть аппарата в слой воды и в среднюю часть в межэлектродное пространство; по форме корпуса — вертикальные, горизонтальные и сферические. Типовые горизонтальные электродегидраторы имеют внутренний диаметр 3400 мм и длину 8,24, 18,64 и 23,45 м, объем аппаратов соответственно равен 50, 160 и 200 м3. Производительность таких аппаратов составляет от 2 до 2,5 объемов в час.

В качестве примера на рис. 85 показан горизонтальный электродегидратор ЭГ200-10 конструкции ВНИИ-Нефтемаша вместимостью 200 м3 на давление 1 МПа (10 кг/см2), предназначенный для обезвоживания и обессо-ливания нефти и газовых конденсатов на промысловых и нефтезаводских установках. В корпусе 1 аппарата размещены электроды (верхний 3 и нижний 4), подвешенные на изоляторах 2, распределитель 10 нефти, сборник 8 соленой воды, два сборника 5 обессоленной нефти и промывочный коллектор 9. На корпусе элек-тродегидратора смонтированы трансформатор 6 и ввод 7 высокого напряжения. Каждый электрод разделен на две равные части, которые для обеспечения равномерной загрузки трансформатора соединены так, что каждая половина верхнего электрода соединена с другой половиной нижнего электрода.

Нефть, вводимая в середину распределителя 10, равномерно распределяется по всему сечению аппарата и после промывки в слое воды, уровень которой поддерживается автоматически выше распределителя на 200 — 300 мм, движется вертикально вверх. При этом нефть сначала в объеме между уровнем раздела нефть — вода и плоскостью нижнего электрода обрабатывается в слабом электрическом поле, а затем в силь-

Рис. 85. Горизонтальный электродегидратор ЭГ200-10:

1 — корпус; 2 — изолятор; 3 — верхний электрод; 4 — нижний электрод; 5 — сборник обессоленной нефти; 6 — трансформатор; 7 — ввод высокого напряжения; 8 — сборник соленой воды; 9 — промывочный коллектор; 10 — распределитель нефти. Потоки: I — выход обессоленной нефти; II — вход нефти; III — удаление шлама; IV — ввод воды на промывку аппарата; V — выход дренажной воды

ном электрическом поле между электродами, после чего собирается сборниками обессоленной нефти 5 и выводится из аппарата. Различие в напряженности электрического поля позволяет вначале обеспечить выделение из эмульсии более крупных глобул воды и таким образом разгрузить зону между электродами для выполнения более сложной задачи — отделения мелких капель воды. Соленая вода собирается в нижней части элек-тродегидратора сборником 8 и выводится из аппарата. Для промывки аппарата без его вскрытия предусмотрен промывочный коллектор 9, отверстия в котором направляют струи воды на стенки корпуса.

Питание электродов осуществляется от сдвоенного трансформатора мощностью 160 кВ-А, позволяющего получить между электродами напряжение 30, 35, 40, 45 и 50 кВ. Трансформатор к электродам присоединяют с помощью двух вводов высокого напряжения.

Для обезвоживания и очистки нефтепродуктов (сжиженные газы, бензин, керосин, дизельное топливо и др.) применяют аппараты с электрическим полем постоянного регулируемого напряжения 8 — 30 кВ, которые называются электроразделителями. Электрическое поле поляризует частицы воды, которые за счет диполь-дипольного и кулоновского взаимодействия коалесци-руют и осаждаются. Типовые конструкции таких электроразделителей — вертикальные аппараты объемами 16, 32 и 50 м3 с внутренним диаметром соответственно 2200, 2800 и 3400 мм и горизонтальные — объемами 50 и 100 м3 и диаметром 3400 мм. Внутри вертикальных аппаратов установлены положительный электрод сотового типа в виде камер квадратного сечения и отрицательный электрод, стержни которого проходят по оси камер. Очищаемый продукт движется снизу вверх, разбивается на отдельные потоки и обрабатывается электрическим полем в каналах между электродами. Объемная скорость обычно не превышает 1,0—1,5 объема в час. Внутри горизонтальных электроразделителей установлены электроды в виде вертикальных поперечных пластин, каждая пара соседних пластин разнополярна.

ЛИТЕРАТУРА: [36, 53, 55, 69].

Электроосаждение (англ. electric sedimentation) — процесс осаждения твердых или жидких частиц в электрическом поле. В нефтепереработке используется при разделении неоднородных дисперсных систем. В частности, на установках каталитического крекинга — в электрофильтрах для выделения твердых частиц катализатора из потока дымовых газов, уходящих из регенератора; на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти — в электродегидраторах при разделении водонефтяных эмульсий; при очистке светлых нефтепродуктов и сжиженных газов — в электроразделителях для выделения воды и щелочи.

В электрофильтрах между отрицательно заряженным коронирующим электродом и положительно заряженным осадительным электродом создается неоднородное электрическое поле (рис. 86). При достижении некоторой критической величины напряженности электрического поля (кВ/м) в потоке возникает лавинная ионизация газа, на коронирующем электроде появляется корона с голубовато-фиолетовым свечением. При этом газ образует ионы, заряженные положительно и отрицательно, и свободные электроны, движущиеся к электродам с противоположным знаком. Поскольку отрицательно заряженные ионы и электроны более подвижны, то соприкасаясь с ионами и электронами, твердые частицы и взвешенные в газе капельки приобретают в большей части отрицательный заряд. Заряженные частицы движутся к электродам и оседают на их поверхности. Осевшие твердые частицы периодическим встряхиванием электродов удаляют из аппарата, капли жидкости стекают. Коронирующие электроды обычно выполняют из проволоки, осадительные — из труб (у трубчатых электрофильтров) и пластин (у пластинчатых). Электрофильтры работают на постоянном токе при напряжении 40 — 75 кВ. Расход электроэнергии на очистку газа в электрофильтрах сравнительно невелик — в среднем он составляет 0,5 — 0,8 кВт-ч на 1000 м3 газа. Электрофильтры применяют при больших объемах очищаемого газа и когда отсутствует опасность пожара или взрыва.

В электродегидраторах и электроразделителях осаждение воды из эмульсии проводят в электрическом поле как переменного, так и постоянного напряжения. Под воздействием электрического поля капли воды стано-

вятся диполями, деформируются, уменьшается прочность их оболочек. Они начинают двигаться, коагулируют при столкновениях и далее под действием гравитационных сил осаждаются.

ЛИТЕРАТУРА: [53, 55].

Электрофильтры (англ. electrostatik precipitators) — аппараты для очистки технологических газов и аспирационного воздуха от твердых и туманообразных загрязнений (пылей и туманов), выделяющихся в технологических процессах. Электрофильтры используют в различных отраслях промышленности, например, в нефтеперерабатывающей промышленности их применяют для очистки от катализаторной пыли дымовых газов, уходящих из регенераторов установок каталитического крекинга; для улавливания сажи из газовой смеси на установках производства технического углерода; для улавливания тумана серной кислоты из хвостовых газов в сернокислотном производстве.

При пропускании загрязненного газа через электрофильтры частицы пыли или тумана заряжаются и под действием электрического поля постоянного напряжения (40 — 75 кВ) осаждаются на электродах. После накопления определенного слоя осадка пыль удаляется механически.

В зависимости от вида улавливаемых частиц и способа их удаления электрофильтры делятся на сухие и мокрые. В сухих электрофильтрах для очистки поверхности электродов от пыли используются механизмы встряхивания ударно-молоткового типа. Пыль из бункеров выводится в сухом виде. В мокрых электрофильтрах поверхность электродов очищают от пыли промывкой водой. В электрофильтрах, предназначенных для очистки газов от туманов кислот и смол, уловленные частицы с поверхности электродов удаляются самотеком или периодической промывкой слабой кислотой. На время промывки электродов с электрофильтров снимается высокое напряжение. Равномерное газорас-



Рис. 87. Электрофильтр сажевый горизонтальный:

1 — предохранительный клапан; 2 — газораспределительная решетка; 3 — механизм встряхивания решетки; 4 — люк для обслуживания; 5 — корпус; 6 — коллектор для поддува в изоляторные коробки; 7 — изоляторная коробка; 8 — механизм встряхивания коронирующих электродов; 9 — рама подвеса коронирующих электродов; 10 — коронирующий электрод; 11 — осадительный электрод; 12 — механизм встряхивания осадительных электродов; 13 — нижняя рама для подвеса коронирующих электродов с грузами; 14 — механизм ворошения уловленных частиц. Потоки: I — исходный газ; II — уловленные частицы; III — очищенный газ; IV — поддув

пределение по сечению электрофильтров достигается при помощи установки решеток и газонаправляющих устройств.

Электрофильтры — аппараты с корпусами прямоугольной или цилиндрической формы. Внутри корпусов смонтированы осадительные и коронирующие электроды.

Электрофильтры различаются числом электрических полей по ходу газового потока (до девяти полей); по направлению движения потока газа (горизонтальные и вертикальные); по конструкции осадительных электродов (трубчатые или пластинчатые, пластины могут быть набраны из прутков).

Эффективность очистки газов электрофильтрами изменяется от 96 до 99,7 % и зависит от ряда факторов: физико-химических параметров пылегазового потока; скорости и времени пребывания газа в электрофильтрах; конструкции электродной системы; электрического режима работы электрофильтров; режима встряхивания электродов и др.

На рис. 87 представлен электрофильтр сажевый горизонтальный типа ЭСГ-15-3, применяемый для улавливания технического углерода из газовой смеси с температурой от 100 до 250 °С или катализаторной пыли на установках каталитического крекинга с пылевидным катализатором. Электрофильтр имеет площадь активного сечения 15 м2 и три электрических поля, что обеспечивает степень очистки 98 %. Удаление уловленного продукта с электродов обеспечивается механизмами ударного действия для встряхивания коронирующих и осадительных электродов.

Электрофильтры с бункерами, оснащенными механизмом ворошения, применяются для улавливания технического углерода, без механизма ворошения — для улавливания катализаторной пыли. Ворошение уловленных частиц и их выгрузка производятся непрерывно. К особенностям рассмотренной конструкции электрофильтра следует отнести наличие над каждым из полей предохранительных клапанов большого сечения, а также систему обдувки изоляторов, предотвращающих отложение пыли в изоляторных коробках.

ЛИТЕРАТУРА: [16, 53].

etMT 1

1. ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ ПОДГОТОВКИ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ГАЗОВ

1.1. ТЕХНОЛОГИИ

1.1.1. СПОСОБ ОЧИСТКИ ПОТОКОВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ РАЗЛИЧНОГО ДАВЛЕНИЯ ОТ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ

Краткое описание

В основе данной технологии лежит способ подготовки сероводородсодержащих газов, включающий очистку газа от кислых компонентов абсорбцией водными растворами аминов в абсорбере высокого давления, а затем в абсорбере низкого давления и последующую регенерацию поглотителя.

На рис. 1.1 показана принципиальная технологическая схема установки.

Исходный газ низкого давления 2,5 МПа с температурой 46 °С подается по линии 10 в нижнюю часть абсорбера 2 низкого давления на контактирование с водным раствором диэта-ноламина (ДЭА). Насыщенный кислыми компонентами абсорбент из абсорбера 1 высокого давления подается по линии 9 в абсорбер 2 низкого давления на выветривание из него углеводородных газов и затем на контактирование с исходным газом низкого давления и с насыщенным абсорбентом низкого давления.

Удаление кислых компонентов из газа выветривания осуществляется в абсорбере 2 абсорбцией с регенерированным абсорбентом низкого давления с концентрацией 33 % (по массе), который подается в абсорбер 2 по линиям 11 и 12.

Частично очищенный от кислых компонентов газ отводится из абсорбера 2 по линии 13 в компрессор 3, в котором его компремируют до давления 6,5 МПа, а далее по линии 14 по-

Рис. 1.1. Технологическая схема установки очистки природного газа от кислых

компонентов:

1, 2 - абсорберы высокого и низкого давления; 3 - компрессор; 4 - десорбер; 5-15 - линии технологических материальных потоков

дается в линию 5, где его смешивают с исходным потоком газа высокого давления (6,5 МПа), и направляют в абсорбер 1 высокого давления на промывку регенерированным раствором ДЭА концентрацией 33 %, который подают в абсорбер 1 по линиям 6 и 7. Очищенный газ отводится из абсорбера 1 по линии 8 в магистральный трубопровод.

Регенерация насыщенного кислыми компонентами амина проводится в десорбере 4 при давлении 2,5 МПа, которое обеспечивает допустимое содержание углеводородных компонентов в смеси кислых газов после десорбции, равное 2-5 %.

Эффективность

Предложенная технология позволяет достичь значительного экономического эффекта за счет уменьшения количества цир-

10 кулирующего в системе абсорбента на одну технологическую линию и пара на регенерацию абсорбента, дает возможность значительно снизить металлоемкость десорбера, абсорбера низкого давления и абсорбера высокого давления за счет уменьшения их диаметра, позволяет осуществить обработку газа без абсорбера очистки экспанзерных газов и исключить другое вспомогательное оборудование для утилизации этих газов, а также уменьшить энергозатраты на перекачку абсорбента в системе. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство №    1736579, БИ №    20,    1992

(Авторы: Г.К. Зиберт, Р.Л. Шкляр, Г.С. Широков, Е.Н. Ту-ревский, Д.Ц. Бахшиян, А.Ю. Аджиев и С.И. Кузьмин).

1.1.2. СПОСОБ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ И АБСОРБЕР ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Краткое описание

Способ предназначен для очистки газа от кислых компонентов в абсорбере. Принципиальная схема очистки газа предлагаемым способом приведена на рис. 1.2, а; на рис. 1.2, б, в показан абсорбер для осуществления способа очистки газа от кислых компонентов.

Кислый газ по линии 1 подают на предварительное проти-воточное контактирование с частично насыщенным тонкореге-нерированным абсорбентом (в первую зону контакта), подводимым к этой зоне по линии 2. Насыщенный тонкорегенериро-ванный абсорбент отводится по линии 3, а значительно очищенный от кислых примесей газ направляют во вторую зону на контакт с груборегенерированным абсорбентом, подаваемым по линии 4, где осуществляют его дальнейшую очистку. Насыщенный груборегенерированный абсорбент отводят по линии 5 на смешение с насыщенным тонкорегенерированным абсорбентом, отводимым из первой зоны контакта по линии 3, а газ

Рис. 1.2. Очистка газа от кислых компонентов:

а - принципиальная схема очистки газа от кислых компонентов; б, в - абсорбер для очистки газа от кислых примесей.

Линии: 1 - подачи природного газа, 2 - подачи частично насыщенного тонко-регенерированного абсорбента, 3 - отвода насыщенного тонкорегенерирован-ного абсорбента, 4 - подачи груборегенерированного абсорбента, 5 - отвода насыщенного груборегенерированного абсорбента, 6 - подачи тонкорегенери-рованного абсорбента, 7 - отвода очищенного газа, 8 - отвода смешанного насыщенного абсорбента; 9 - корпус абсорбера; 10, 11 - штуцера входа и выхода газа; 12, 13 - массообменные секции; 14 - глухая тарелка; 15, 16, 17 -массообменные тарелки разного диаметра; штуцера: 18 - подвода тонкореге-нерированного абсорбента, 19 - отвода частично насыщенного тонкорегенери-рованного абсорбента, 20 - подвода груборегенерированного абсорбента, 24 -с отводом частично насыщенного тонкорегенерированного абсорбента, 25 - для отвода насыщенного абсорбента; 21 - перегородки; 22 - разделительная тарелка; 23 - байпасирующие сегментные каналы подают в третью зону на контакт с тонкорегенерированным абсорбентом, отводимым из первой зоны контакта по линии 3, и на контакт с тонкорегенерированным абсорбентом, подаваемым по линии 6, где его очищают до предельно допустимой концентрации и отводят по линии 7. Частично насыщенный тонкорегенерированный абсорбент по линии 2 подают в первую зону контакта. Смешанный насыщенный абсорбент по линии 8 отводят на регенерацию.

Эффективность

Предлагаемый способ очистки газа от кислых компонентов позволяет улучшить степень очистки, уменьшить нагрузки на массообменные тарелки, уменьшить металлоемкость оборудования за счет уменьшения диаметра корпуса абсорбера. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство №    1353484, БИ №    43,    1987

(Авторы: Н.Г. Гусейнов, Г.К. Зиберт, В.А. Окороков).

1.2. ОБОРУДОВАНИЕ

1.2.1. ТЕПЛОМАССООБМЕННЫЙ АППАРАТ

Краткое описание

Предлагаемый аппарат относится к аппаратурному оформлению процессов тепломассообмена, таких как абсорбция, ректификация. Целесообразно использование данного аппарата при высоких нагрузках по жидкости для очистки природного газа от кислых примесей водными растворами аминов.

Аппарат (рис. 1.3) состоит из корпуса со штуцерами входа и выхода газа и жидкости, по высоте которого установлены решетки с контактными элементами для нисходящего прямоточного взаимодействия фаз, над каждой из которых размещена горизонтальная перегородка, прикрепленная одним концом

20

Рис. 1.3. Тепломассообменный аппарат:

1 - корпус; 2 - решетки; 3 - контактные элементы; 4 - вертикальная перегородка; 5 - канал для прохода газа; 6 - горизонтальная перегородка; 7 - жидкостный патрубок; 8 - завихритель газового потока; 9 - выходные концы жидкостных патрубков; 10 - обтекатель; 11 - завихритель жидкости; 12 -зазор; 13 - патрубок; 14 - нижняя кромка; 15 - выходные концы контактных элементов; 16 - пакеты насадки; 17, 18 - штуцера входа и выхода газа; 19, 20 - штуцера входа и выхода жидкости

к корпусу, вертикальные перегородки, соединяющие две соседние решетки и образующие с корпусом каналы для прохода газа. Горизонтальные перегородки соединены другим концом с вертикальными перегородками, нижняя часть которых установлена внутри контактных элементов соосно им, при этом контактные элементы выполнены с завихрителями газового потока, расположенными выше выходных концов жидкостных патрубков. Аппарат снабжен пакетами насадки, установленными под решетками с контактными элементами.

Применение прямоточно-центробежных элементов с нисходящим движением фаз обусловлено тем, что:

1) процесс очистки газа от кислых примесей характеризуется высокими нагрузками по жидкой фазе;

2) центробежные элементы обладают обычно повышенным гидравлическим сопротивлением и их наиболее целесообразно использовать при высоких давлениях (свыше 1,0 МПа).

Аппарат работает следующим образом.

Газ, поступающий в пространство между нижними решеткой 2 и перегородкой 6, делится на два потока: основной и байпасирующий. После чего основной поток газа поступает в контактные элементы 3. Пройдя центробежные завихрители 8, поток газа приобретает вращательное движение, при этом у оси контактных элементов образуется зона разрежения (вихревой эффект), в которую с горизонтальной перегородки 6 по жидкостным патрубкам 7 через зазор, образующийся между выходными концами 9 жидкостных патрубков 7 и установленными под ними обтекателями 10, поступает жидкость. При необходимости регулирования расхода жидкости через контактные элементы 3 величину этого зазора можно изменять, перемещая обтекатели 10 по оси контактных элементов 3. Проходящая через жидкостные патрубки 7 жидкость закручивается установленными в них завихрителями 11, что способствует ее дегазации. После выхода из жидкостных патрубков 7 закрученный поток жидкости отклоняется от оси к стенкам контактных элементов 3, дополнительно закручивается потоком газа и отбрасывается к стенкам контактных элементов 3. При этом в контактных элементах 3 газ контактирует с жидкостью как в пленочном, так и в барботажном или распыливающем режиме контакта.

Барботажный режим контакта возникает при больших расходах жидкости, когда образуется слой жидкости при переходе ее от обтекателей 10 к стенкам контактных элементов 3. Рас-пыливающий режим контакта образуется аналогично, но при малых расходах по жидкости, тогда жидкость срывается с краев обтекателей 10 в виде капель. Пленочный режим контакта наблюдается при дальнейшем движении жидкости по внутренним стенкам контактных элементов 3 в виде пленки. На выходе из контактных элементов 3 жидкость, стекающая пленкой по их стенкам, дробится на капли байпасирующим потоком газа, поступающим поперек или навстречу пленке жидкости к выходным концам 15 контактных элементов 3 по зазорам 12 между контактными элементами 3 и патрубками 13, нижние кромки 14 которых расположены ниже выходных концов 15 контактных элементов 3 и отбортованы к ним. При этом образуется хорошо диспергированный в газе “факел” жидкости, что увеличивает поверхность контакта фаз.

Сочетание режимов контакта фаз позволяет высокоэффективно проводить в аппарате процесс тепломассообмена между газом и жидкостью. Образующийся после диспергирования жидкости в газе газожидкостный поток поступает на пакеты насадки 16, имеющей большую свободную поверхность, где происходят дополнительный контакт газа с жидкостью и и х сепарация, что также способствует интенсификации работы аппарата. При этом для улучшения сепарации газа от жидкости пакеты насадки 16 могут быть собраны из блоков в виде уголков.

Отделенная от газа жидкость поступает в кубовую часть аппарата и через штуцер 20 отводится из него, а газ поступает в канал 5, выполненный между вертикальной перегородкой 4 и корпусом 1 аппарата, и направляется в пространство между лежащими выше горизонтальной перегородкой 6 и решеткой 2. Далее все повторяется с той лишь разницей, что жидкость с вышележащей ступени контакта поступает на нижележащую горизонтальную перегородку 6, а газ после контактирования с жидкостью на верхней ступени контакта отводится из аппарата через штуцер 18.

Эффективность

Использование предлагаемого абсорбера позволяет в 1,52 раза повысить производительность аппарата при сохранении его габаритов и эффективности очистки газа от кислых компонентов. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1480193, БИ № 2, 1994 (Авторы: Г.К. Зиберт, С.И. Кузьмин, В.И. Гибкин).

Холпанов Л.П., Запорожец Е.П., Зиберт Г.К., Кащиц-кий Ю.А. Математическое моделирование нелинейных термогидрогазодинамических процессов. - М.: Наука, 1998, 320 с.

1

ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ: ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие скопления углеводородов в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Размеры скопления, состав, фазовое состояние и реологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Весьма разнообразны также коллекторские свойства, глубины залегания, толщины и начальные термобарические параметры вмещающих углеводороды пород. Если учесть еще и широту спектра природно-климатических условий в зонах расположения месторождений, то очевидно, сколь многообразны проблемы, решение которых необходимо при проектировании разработки залежей и отборе запасов природного газа.

В связи с этим полезно перед тем, как остановиться на собственно проблемах разработки, напомнить о составах природных углеводородных смесей, их физико-химических и реологических особенностях, а также о реализуемых в газопромысловой практике режимах отбора запасов газа и газового конденсата из продуктивного пласта, поскольку основные научно-технические проблемы разработки месторождений природных газов обусловлены именно конкретными характеристиками пластовых флюидов и динамикой термобарического состояния залежи, т.е. режимом отбора запасов углеводородов.

Авторы сознательно не рассматривают в этой главе такие весьма важные особенности газовой залежи, как фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) и неоднородность вмещающих углеводородное скопление пород-коллекторов, также, несомненно, играющих заметную роль в комплексе проблем разработки месторождения. Влияние ФЕС и степени неоднородности пород на углеводородоотдачу и другие параметры разработки, несмотря на значительное количество посвященных этому вопросу публикаций, изучено, по существу, недостаточно и требует дальнейших исследований. Природноклиматические особенности региона в большой степени влияют на решение проблем практики разработки месторождения, и поэтому этот аспект авторы рассматривают в главе 4, где анализируются конкретные проекты эксплуатации объектов добычи газов.

1.1

КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Условия и процессы образования природных газов исключительно разнообразны. Это - биохимические и термокаталитические превращения органического вещества (ОВ), химические реакции, процессы, протекающие при воздействии на горные породы высоких температур и давлений, радиоактивный распад и др. Образующиеся при этом газы по химическому составу весьма различны. Нередко одни и те же процессы могут привести к образованию газовых смесей неодинакового состава. Часто одни и те же компоненты способны образовываться за счет разных процессов. Например, метан, азот, двуокись углерода могут быть биохимического генезиса и термокаталитического (абиогенного). Отличить компоненты по генетическому признаку часто практически невозможно. Обладая высокой подвижностью, газы в процессе миграции могут значительно изменять свой первоначальный химический состав в результате процессов сорбции, растворения, окисления и др. В связи с этим генетически чистые ассоциации (скопления) газов в природе практически отсутствуют, что создает определенные трудности при систематизации природных газов и создании оптимального варианта их классификации. Существует более 20 различных классификационных схем, основанных на различиях происхождения газов, условий нахождения их в природе, фазового состояния и форм проявления, связи газов с породами и флюидами, химического состава и т.д. Выбор той или иной классификации зависит от целей и задач исследований. Наиболее важными при решении общих и глобальных задач являются генетические схемы классификации. Однако в связи с полигенностью газов подобные классификации часто дискуссионны. Наиболее объективны классификации по химическому и фазовому составу газов, их морфологии (условиям нахождения в природе). Вместе с тем указанные схемы имеют ограниченное применение и менее информативны.

Первая классификация природных газов была дана В.И. Вернадским (1912). По морфологии им выделены две группы: 1) газы в свободном состоянии; 2) жидкие и твердые растворы газов. В первую группу включены: а) газы атмосферы; б) газы, содержащиеся в порах горных пород; в) газовые струи; г) газовые испарения. Ко второй группе отнесены газы: а) морей, океанов и различных водоисточников; б) адсорбированные горными породами и минералами. По химическому составу и условиям нахождения выделены три группы газов: 1) земной поверхности; 2) связанные с высокой температурой; 3) проникающие в земную кору. В последней группе выделены газы: а) атмосферы и б) тектонических струй. Газы тектонических струй по химическому составу В.И. Вернадским подразделены на азотные, углекислые, метановые и водородные.

И.М. Губкин (1932) подразделил природные газы Апшерона на метановые, азотно-метановые, углекисло-азотисто-метановые, азотистые и углекислые. По содержанию главного компонента (метана) и двух основных примесей (азота и углекислоты) газы территории образуют непрерывный ряд от метановых до азотных и углекислых. В. А. Соколов (1932) по химическому составу выделил три основных типа газов: 1) углеводородные, 2) углекислые и 3) азотные.

Генетическое направление в классификации В.И. Вернадского в дальнейшем было развито В.В. Белоусовым. Все газы он разделил на четыре типа: биохимического, воздушного, химического и радиоактивного происхождения. А. Л. Козлов по генезису выделил еще одну группу газов - газы ядерных реакций.

И.В. Высоцкий предложил в своей классификации различать газы, формирующиеся в земной коре, циркуляционные и реликтивные (космические), определяя для них исходный материал, характер газообразующих процессов, формы нахождения или проявления и химический состав.

Поскольку генетически чистые скопления газов в природе не встречаются, М.И. Суббота предложил выделить газовые ассоциации: 1) газы преимущественно биохимического происхождения, 2) газы преимущественно метаморфического происхождения и 3) газы преимущественно радиоактивного происхождения.

В предложенной Н.А. Еременко и С.П. Максимовым классификации, которая охватывает наиболее часто встречающиеся в природе газы, выделено десять классов газа:    1    -    углеводородные, 2 - углеводородно-углекисло

азотные, 3 - углеводородно-азотные, 4 - углеводородно-углекислые, 5 - азотные (воздушные),    6    - азотно-углеводородно-углекислые, 7    - азотно

углекислые, 8 - углекислые, 9 - углекисло-углеводородные, 10 - равносмешанные углеводородно-углекисло-азотные.

К.П. Флоренский разработал диагностическую классификацию, основанную на характерных отношениях между газовыми компонентами, позволяющими, по его мнению, определить условия газообразования. По величине отношения гелия к аргону природные газы им подразделены на три основные группы - современные, смешанные и древние.

Наиболее полная классификация природных газов, основанная на обобщении большого фактического материала, предложена В.А. Соколовым в 1956 г. и дополнена им в 1971 г. Эта классификация составлена с учетом условий нахождения, химического состава и генезиса газов. По условиям залегания выделены газы атмосферы, земной поверхности, осадочных пород, океанов и морей, метаморфических пород, магматических пород, вулканические и космоса. В группу газов осадочных пород, изучению которых посвящена настоящая работа, входят следующие газы: нефтяных, газовых, угольных месторождений, а также пластовых вод и рассеянные. По генезису различаются газы биохимического, химического, радиогенного и радиационнохимического происхождения. Для каждой группы газов определены состав и место развития их в земной коре.

Близка к классификации В.А. Соколова и схема А.И. Кравцова (1957). Главные типы природных газов А.И. Кравцов выделял, основываясь на геологических и геохимических условиях образования природных газов и их химическом составе.

Схемы классификации природных газов, касающиеся главным образом углеводородной части, предложены К.П. Кофановым, В.Ф. Никоновым, И.С. Старобинцем и др. Так, К.П. Кофанов подразделяет природные газы по содержанию в них этана и пропана. По соотношению метана и его гомологов выделены сухие газы с содержанием тяжелых углеводородов (ТУ) от нуля до 5 %, полужирные - 6-15 %, жирные - 16-25 %, высокожирные - более 25 %.

В.И. Ермаков для Предкавказья выделил пять типов газов: 1) углекислометановый и азотно-метановый, 2) метановый, 3) метановый с тяжелыми гомологами, 4) метановый с повышенным содержанием тяжелых гомологов метана и негорючих газов, 5) углекисло-метановый и азотно-метановый с повышенным содержанием тяжелых гомологов. 1-й и 2-й типы газов характерны для газовых, 3-й, 4-й - для газоконденсатных, 3, 4, 5-й - для газонефтяных и нефтяных месторождений. По соотношению ТУ различаются три подтипа газов: 1) этановый, 2) пропан (бутан)-этановый, 3) бутан-пропа-новый. Эта классификация была использована в дальнейшем многими исследователями при районировании территорий на газоносные и нефтеносные области. По условиям нахождения газы осадочных толщ В.И. Ермаковым подразделены на газы: 1) сорбированные породами; 2) растворенные в подземных водах; 3) растворенные в нефти; 4) образующие свободные скопления.

Известны классификации природных газов по содержанию гелия, конденсата, сероводорода и других компонентов, фазовому состоянию и т.д. Для изображения различных типов газа Е.И. Гайло, И.В. Гришиной, В.И. Ермаковым и другими разработана специальная индексация, которая была положена в основу составления карты районирования газоносных территорий СНГ (тогда СССР) по составу природного газа. Е.В. Стадником предложена классификация газов нефтегазоносных бассейнов по условиям залегания и связи их с породами и флюидами. По условиям залегания выделяются газы, рассеянные в породах, растворенные в подземных водах и заключенные в породах, растворенные в подземных водах и заключенные в залежах. Однако разделение газов по условиям фазового состояния на рассеянные в породах, растворенные в подземных водах (или нефтях) и заключенные в залежах (свободные газы) является довольно условным. При изменении термодинамической обстановки и особенностей залегания вмещающих пород газы из одного фазового состояния могут переходить в другое.

Эта классификация принимается, в частности, авторами работы [16].

В табл. 1.1 приводятся примеры составов природных газов ряда газовых и газоконденсатных месторождений.

Данные табл. 1.1 свидетельствуют о том, что при всем их разнообразии газы большинства месторождений состоят в основном из углеводородов метанового ряда (алканов). Бывают и исключения. Так, одно из крупнейших в России по запасам месторождений природного газа Астраханское является уникальным, в частности, по составу газа: суммарное содержание агрессивных компонентов (диоксида углерода и сероводорода) превышает 40 %. Таким же уникальным является месторождение Южный Маккалум в США (штат Колорадо), газ которого более чем на 90 % представляет диоксид углерода. Однако чаще всего газы месторождений не только чисто газовых, но и газоконденсатных - это смеси алканов с преобладанием метана.

Развитие глубокого бурения (около 4000-5000 м) привело к открытию залежей углеводородов (нефти и конденсата), обладающих сходными физико-химическими свойствами (плотность, усадка, цвет и др.). Характерно, что при исследовании таких объектов соотношение жидкой и газообразной фаз в сепараторе находится в зависимости от дебита скважины и, следовательно, от депрессии в призабойной зоне и скорости восходящего потока в насоснокомпрессорных трубах (НКТ). Например, при исследовании Зайкинского месторождения при дебитах пластового газа 97-195 тыс. м3/сут скорость газового потока у башмака НКТ составила 1,8-4,3 м/с, а конденсатогазовый

ТАБЛИЦА 1.1

Состав природных тазов газовых и газоконденсатных месторождений

Страна

Месторож

Содержание

компонентов,

% (молярная доля)

дение

С1

С2

С3

С4

С5+

С7+

N2

CO2

H2S

Алжир

Гельта

15,8

23,3

34,0

18,9

7,8

-

-

-

Австралия

Прингл-Даунс

16,7

10,6

24,2

28,0

19,3

1,2

-

США, Колорадо

Южный Мак-калум

3,5

1,7*

91,9

Россия

Вуктыльское

74,8**

8,7

3,9

1,8

6,4

-

4,3

0,1

-

Совхозное

79,1

6,4

3,6

2,2

4,8

-

3,4

0,5

-

Оренбург

ское

85,2

5,0

1,7

0,8

1,9

-

4,8

0,6

-

Астраханское

48,78

2,71

1,38

1,25

3,73

-

0,54

15,7

1

25,7

9

Ямбургское (объект I)

89,63

4,88

2,03

0,72

1,78

0,28

0,68

Медвежье

98,56*

0,09

-

-

-

-

1,0

0,35

-

Уренгойское

(сеноман)

98,33

0,15

0,00

2

0,00

1

0,00

1

- К

1,16

0,35

Сл.

* С С2+.

** Вклк

Уренгойское

(валанжин)

>чая примеси ре

87,27 дких га

5,42

зов.

2,50

1,02

3,07

0,38

0,34

фактор находился в пределах от 893 до 1997 см33. При этом отмечена дифференциация выхода конденсата в зависимости от скорости восходящего потока газа: 1750 см33 при скорости до 2,6 м/с и 850-900 см33 при меньшей скорости.

Исследования проб всех объектов показали близость фракционных составов углеводородов С5+: 80 % по объему выкипает при температуре 328340 °С, остаток (3 %) - свыше 550-590 °С. В групповом углеводородном составе преобладают алканы; ряд нормальных алканов до С32 с максимумом С79. Больше половины нормальных алканов приходится на низкокипящие С58. Доля высококипящих невелика и не превышает 5 % от суммы нормальных алканов. Количество аренов во фракциях по мере повышения температуры отбора увеличивается и, достигая максимального значения 23-24 % во фракции 122-150 °С, снижается до 14-17 % во фракции 300-350 °С. Для конечных фракций рассматриваемых жидкостей характерно высокое содержание аренов.

По характеру распределения концентрации аренов, по температуре кипения фракций и фракционному составу рассмотренные флюиды могут быть отнесены к нефтям, по распределению ряда нормальных алканов - к конденсатам.

Установление типов флюида (нефть - конденсат) в бомбе равновесия PVT также вызывало затруднение.

Некоторые авторы в качестве критерия для оценки продукции скважины предлагают использовать газовый фактор: при его значениях более 900 см33 углеводородную смесь относить к газоконденсатной, а при значениях менее 300 см33 - к нефтяной. В промежуточном интервале значений газового фактора считается, что флюид в зависимости от давления и температуры в залежи может находиться как в газовом состоянии (газоконденсатная залежь), так и в жидком (нефтяная залежь).

Эйлертом (1958) предложен еще один показатель - соотношение плотности углеводородов С5+ и газового фактора. Он считает, что при эксплуатационных газовых факторах 900-1100 м33 и плотности С5+, не превышающей 0,78 г/см3, пластовые флюиды являются газоконденсатными. Если же плотность стабильной фазы выше 0,78 г/м3 и газовый фактор ниже 630650 м33, то залежь является “типично нефтяной”.

Наименьший газовый фактор у флюида из залежи B a Артюховского

месторождения - 760 м33. Фазовое поведение этой системы изучено на рекомбинированных пробах, и установлено, что данная залежь является газоконденсатной. При таком же соотношении жидких и газообразных углеводородов залежь В ^ Анастасиевского месторождения оказалась нефтяной.

Пластовые системы рассматриваемых залежей имеют практически одинаковую плотность углеводородов С5+ (0,8 г/см3) и близкий состав пластового газа. Различия отмечаются лишь в свойствах тяжелых компонентов. Жидкость залежи Анастасиевского месторождения содержит углеводороды, в молекуле которых число атомов углерода достигает 34, а в залежи Артюховского месторождения при близких значениях температуры и давления в залежи - 26. Причем для рассматриваемых залежей в характере распределения углеводородов в ряду С5+ различий нет, лишь в конечных фракциях компонентный состав нефти характеризуется относительно высоким по сравнению с конденсатом содержанием углеводородов С16: соответственно 23 и 16 % от их общего содержания. В индивидуальном составе флюидов Карачаганакско-го месторождения отсутствуют и эти отличительные признаки.

Характеры распределения ряда нормальных алканов нефти (глубина 5190 м) и конденсата (глубина 4980 м) идентичны: протяженность гомологического ряда до С40, максимум приходится на С1015, содержание углеводородов С12+ в нефти составляет 38 % от общего их содержания, в конденсате - 32 %. Интересно, что распределение углеводородов в ряде нормальных алканов конденсата, отобранного на 500 м выше, иное: при несколько укороченном ряде углеводородов (С37) концентрированный максимум расположен на С610, сумма С17+ составляет 19 %.

Из сказанного выше следует, что ни соотношение между количеством газа и жидкости в системе, ни индивидуальный состав углеводородов С5+ не являются определяющими в прогнозе типа флюидов глубоко залегающих залежей.

В работе [31] рассмотрена возможность определения типа залежи по свойствам стабильной жидкости. До недавнего времени считали, что конденсаты отличаются от нефти тем, что имеют плотность ниже 0,827 г/см3, молекулярную массу до 160, они бесцветные или светло-соломенные. Однако, по данным И. С. Старобинца (1974), в месторождении Кульбешкак имеется газоконденсатная залежь на глубине 1630 м, плотность конденсата которой 0,857 г/см3; стабильная жидкость месторождения Килгрэн имела черный цвет, плотность 0,863 г/см3, молекулярную массу 278. Несмотря на такие свойства, пластовый флюид этого месторождения относится к газоконденсатному типу. В то же время в Крыму, на Октябрьской площади, была открыта залежь нефти плотностью 0,784 г/см3.

Следовательно, свойства стабильной жидкости не могут быть показателями типа залежи. Не может быть показателем наличие или отсутствие ас-фальтенов. Так, по данным А.И. Дзюбенко, в Днепровско-Донецкой впадине, залежи в которой находятся в жестких термобарических условиях (давление 50 МПа, температура 120 °С), встречены газоконденсатные системы, массовая доля асфальтенов в которых достигает 0,1 (Котелевское месторождение) и > 0,3 % (Матвеевское). В то же время в практике встречены месторождения нефти, не содержащие асфальтенов. А.И. Дзюбенко и Г.С. Степанова указывали, что фракционный и групповой углеводородный составы нефтей и конденсатов значительно различаются. В нефтях содержание фракций, по мере повышения температуры кипения последних, постепенно возрастает. В конденсатах же выход отдельных десятиградусных фракций возрастает до 80-130 °С, затем величина их начинает сначала резко, а затем медленнее уменьшаться. Конец кипения, как правило, не превышает 350 °С. Такой характер изменения фракционного состава конденсатов существовал для залежей, находящихся на глубинах до 3000-3500 м. Исследование истинных точек кипения конденсатов глубоко залегающих месторождений показало, что они выкипают при температуре 550 °С, и при этом остаток составляет 4 % и более (табл. 1.2). Под влиянием высокой температуры и давления в них велика доля высококипящих углеводородов. Распределение выходов фракций по температуре кипения в этих углеводородах занимает промежуточное положение между нефтями и конденсатами неглубоких залежей.

По групповому углеводородному составу нефти от конденсатов отлича-

ТАБЛИЦА 1.2

Фракционный состав конденсатов и нефтей

Месторождение

Показатель

Газоконденсатное

Урен

Нефтяное*

Зайкин-

ское

Карача-

ганакское

Астра

ханское

гойское

Камы-

шалджа

Барса-

Гельмес

Глубина, м

4600

4990

4000

2960

3180

2600

Пластовое давление,

54,3

58,9

63

30

41,5

60

МПа

Пластовая температу

105

85

109

72

90

85

ра, °С

Температура начала

46

43

48

33

53

55

кипения, °С Выход фракций (% по массе) при температурных пределах отбора фракций, °С:

НК-60

9,8

9,5

4,4

1,5

0,3

0,9

60-95

5,9

6,9

7,7

16,9

0,9

2

95-122

10,3

11,1

8,8

19,1

1,4

2,1

122-150

7,9

9,3

8,8

16,3

1,9

4,3

150-200

12,8

15,5

16,7

13,1

3,6

8,5

200-250

4,2

7,2

9,7

12,5

6,8

8,9

250-300

14,2

11,9

11,1

9,6

8,5

9,4

300-350

10,5

а0

7,2

1А~ Ш0А1Ё fl

8,6

(КК) 325 °С

11

9,7

10,7

350-400

7,4

9,2

6,4

9,4

9,4

9,8

400-450

5,6

4,4

5,7

-

11,4

12,6

450-500

4,8

3,9

3,9

-

4,8

5,1

500-550

2,3

2

-

-

3

2

> 550 * С.Ф. Моисейков и

4,4 др. (1971).

1,9

8,2

38,3

23,7

ются характером распределения концентрации аренов по фракциям: в нефтях, по мере повышения температуры кипения фракций, содержание последних возрастает, в конденсатах - увеличивается до фракции 140-180 °С, а в высококипящих фракциях - снижается. В залежах на глубинах свыше 4000 м составы нефтей и конденсатов, в том числе и групповой углеводородный состав, сглаживаются. Содержание ароматических углеводородов в них достигает максимума не во фракции 140-180 °С, а во фракции 200-300 °С. В конденсате же Астраханского месторождения, находящемся в жестких термобарических условиях (давление 64 МПа, температура 109 °С), уже на глубине 3980 м концентрация ароматических углеводородов непрерывно возрастает по мере роста температуры кипения фракции: от 10 % по массе во фракции 95-122 °С до 63 % во фракции свыше 500 °С, т.е. в данном случае по характеру изменения группового углеводородного состава невозможно однозначно решить вопрос о типе флюида.

Ю.П. Коротаевым, А.К. Карповым и другими (1968) был предложен метод, позволяющий определить тип залежи по соотношению в газе ЕА0-С4/ 1-С4. Ими показано, что п ри значении этого коэффициента 0,91,05 залежь является газоконденсатной, а при значении 0,5-0,8 - нефтяной. Результаты исследований, проведенных А.И. Дзюбенко (1976), показали, что в глубокозалегающих газоконденсатных залежах значение отношения ЁА04/7-С4 в рйе случаев равно 0,55-0,31, что значительно ниже, чем в залежах легких нефтей.

Следовательно, использовать и этот критерий для распознавания типа залежей не представляется возможным. Г. С. Степановой для прогнозирования фазового состояния углеводородов в залежах использован метод главных компонентов. В качестве нормативных факторов рассматривались следующие: Cj/C5+; С2 + С3 + С45+; С23; С5+. Контрольная выборка показала, что в 90 случаях из 100 распознавание типа залежи будет верным. Однако при проверке объектов из глубоких горизонтов, особенно в условиях АВПД, информативность метода резко снижается.

Многочисленные исследования состава попутных газов (растворенных в нефти) и газов конденсатных месторождений Западной Сибири показали существенное различие между ними. Характерной особенностью газоконденсатных газов является уменьшение концентрации от этана к пропану и от пропана к бутанам. В попутных газах указанная закономерность отсутствует; содержание этана всегда меньше пропана - С23 более 1. В газоконденсатных месторождениях значение указанного коэффициента находится в пределах от 2 до 6. Отношение метана к сумме тяжелых углеводородов С2+ в газах газоконденсатных месторождений, как правило, примерно 40-50, в газах, растворенных в нефти, - до 13. Значение этого отношения непостоянно по площади месторождения - оно возрастает от сводовой части залежи к контуру. Газы газоконденсатных залежей, имеющих даже сравнительно небольшие нефтяные оторочки, содержат относительно меньше этана, чем залежей, не имеющих оторочек. Значение коэффициента С23 в первых находится в пределах от 2 до 6, при наличии нефтяных оторочек - от 1 до 3. Влияние нефтяной оторочки сказывается и на сумме тяжелых углеводородов. Значение коэффициента С12+ в таких залежах равно 15-40, без оторочек - более 40.

Выявленные особенности в составе газов месторождений различных типов на глубинах до 3500-4000 м сведены в табл. 1.3.

Материалы изучения состава газа глубоко залегающих скоплений углеводородов показали, что по соотношениям С23 и С12 также невозможно однозначно судить о типе залежи (табл. 1.4). Широкие исследования нефтей и конденсатов Западной Сибири и Сахалинского шельфа (выполнено свыше 500 определений) позволили выявить с помощью применения метода инфракрасной спектроскопии особенности строения ароматических углеводородов нефтей в сравнении с конденсатами и разработать метод отличия нефти от конденсатов. Установлено, что в составе ароматических углеводородов нефтей присутствуют сложные ароматические конденсированные би- и трициклические структуры, тогда как в конденсатах они отсутствуют. Эти структуры фиксируются на ИК-спектрах полосой поглощения при длине волны 820 см-1. В конденсатах в указанной области поглощения вместо одной широкой полосы появляются две узкие. В пробах конденсатов, имеющих примесь нефти, отмечается некоторое расширение сигнала (рис. 1.1).

ТАБЛИЦА 1.4

Состав таза месторождений на тлубинах ниже 4000 м

Площадь

Глубина, м

С23

С1/С2+

Тип залежи

Зайкинская

4350

1,9

1,4

Нефтяная

Зайкинская

4390

2,1

2,7

Газокон

денсатная

Зайкинская

4560

2,2

1,8

Нефтяная

Зайкинская

4600

1,95

1,9

Газокон

денсатная

Расташин-

4280

1,9

1,4

Нефтяная

ская

Карачага-

4400

1,5

3,5

Газокон

накская

денсатная

Карачага-

4870

2,1

3,2

Нефтегазо-

накская

конденсат-

ная

Карачага-

5100

1,8

6

Нефтяная

накская

Харьков-

4630

2

2,7

Газокон

цевская

денсатная

Харьков-

4690

1,1

1,7

Нефтегазо-

цевская

конденсат-

ная


ТАБЛИЦА 1.3

Особенности состава тазов залежей различных типов для месторождений на тлубинах 3500-4000 м

Место отбора проб газа

С23

С1/С2+

Попутные нефтя

< 1

< 13

ные газы

Свободная часть

0,3-0,6

3-6

нефтяной залежи

Приконтурная

0,8-0,9

10-13

часть нефтяной

залежи

Законтурная часть

>1<2,5

>13<50

нефтяной залежи

Непродуктивные

> 3

< 50

пласты

Г азоконденсатные

2-6

40-60

залежи

Газовые шапки

> 1 < 3

15-40


Таким образом, установленное различие в строении аренов позволяет не только отличать нефти от конденсатов, но и прогнозировать наличие нефтяных оторочек либо свободной жидкой фазы, поступающей при опробы-вании скважин вместе с газом и конденсатом. Данный метод разработан в результате исследования флюидов, находящихся при пластовых давлении не выше 30 МПа и температуре до 10 °С. На рис. 1.2 представлены ИК-спектры конденсатов из месторождений, находящихся в более жестких термодинамических условиях. В конденсате месторождений Тасбулат и Астраханское пластовые давление и температура соответственно равны 60 МПа и 106 °С, 35 МПа и 130 °С (присутствует сложная ароматика). В конденсатах Ракушечного и Южно-Жетыбайского месторождений при таком же диапазоне пластовых температур, но давлении 26 МПа расширения сигнала при полосе поглощения 820 см-1 не наблюдается.

Результаты исследований подтверждают вывод Я.Д. Саввиной (1962), что давление предопределяет состав аренов, а появление сложной ароматики в конденсатах ограничивает применяемость разработанного авторами критерия отличия нефтей от конденсатов.

Рис. 1.1. Инфракрасные спектры конденсатов (а) и нефтей (•)

На рис. 1.3 п редставлены ИК-спектры флюидов Даулета-бадского месторождения:    нефти

Длина волны, см *


скв. 50, интервал 2975-3081 м, и конденсата скв. 56, интервал 2980-3086 м. В залежи при давлении 39,6 МПа и температуре 140 °С разница в структуре углеводородов различного фазового состояния исчезла. Выше, пр и рассмотрении характера изменения содержания аренов во фракциях нефтей и конденсатов и распределения углеводородов в ряду н-алканов в них, была показана идентичность для глубокоза-легающих месторождений.

Длина волны, см ~г


Инфракрасные спектры образцов нефракционированных нефтей и конденсатов близки. Флюиды Зайкинского месторождения характеризуются широким развитием парафиновых структур нормального и изостроения (полоса поглощения 1400-1300 см-1), в большом количестве присутствуют парафиновые цепочки (полоса поглощения 700-730 см-1). Нафтеновые и ароматические углеводороды играют подчиненную роль (полоса поглощения 800-1000, 1500-1620, 600-900 см-1). Среди последних наибольшее распространение имеют замещенные бензола (моно, би-тризамещенные), отмечено пр исутствие бициклических структур ароматических углеводородов, в основном нафталинового ряда (полоса поглощения 800-900 см-1). Дифференциация фракции С5+ на компоненты показала, что значительное количество ароматических структур сосредоточено в высокомолекулярной части. Особо следует отметить характер    распределения    аренов в дисти л латной части. Во

фракции 122-150 °С количество аренов    достигает 20-24 %, в вышекипящих

50-градусных фракциях ее количество либо остается на том же уровне, либо повышается до 26-27 %, достигая 33 % во фракции 500-550 °С.

Для группового углеводородного состава нефтей и конденсатов Карача-ганакского месторождения характерно преобладание класса нормальных алканов. Нафтеновые углеводороды во флюидах составляют небольшую часть, в структурном отношении обладают преимущественно циклогексановой структурой (полоса поглощения 970 см-1). Характерно, что в составе аренов моноциклические (бензол, толуол, дизамещенные бензолы) имеют ограниченное развитие (полоса поглощения 690, 700, 750-660 см-1), тогда как би-циклические составляют основу класса углеводородов.

Анализ представленных материалов показывает, что ни по структурному составу углеводородов, ни по распределению ароматики по фракциям в

Рис. 1.2. Инфракрасные спектры конденсатов месторождений:

1 - Астраханского; 2 - Тасбулат; 3 - Ракушечного; 4 - Южно-Жетыбайского

глубокозалегающих месторождениях не получено отличия нефтей от конденсатов, а именно: при большой протяженности гомологического ряда (до С2832) низкомолекулярные соединения (С58) составляют около половины всего количества нормальных алканов, что позволяет отнести флюиды к конденсатам, характер же распределения аренов по фракциям и наличие в ни х бициклов придают изученным углеводородам признаки, присущие нефтяному веществу.

Длина волныу см

Рис. 1.3. Инфракрасные спектры флюидов Даулетабадского месторождения:

1    - конденсат, интервал отбора 2980

3086 м; 2 - нефть, интервал отбора 29753081 м


Таким образом, анализ фактического материала исследований глубокозалегающих залежей углеводородов показал, что свойства нефтей и конденсатов в них сближаются, поэтому однозначно определить тип залежи и прогнозировать фазовые превращения пластовых систем существующими методами не представляется возможным.

Природные газоконденсатные системы характеризуются большим многообразием условий нахождения, компонентного состава газовой фазы (углеводородной и неуглеводородной) и степени их насыщенности углеводородами С5+. Проведенный по отдельным регионам СНГ сравнительный анализ количественной и качественной характеристик углеводородов С5+ в газоконденсатных залежах указал на тесную взаимосвязь состава, содержания конденсата в пластовом газе и термобарических условий нахождения последних. В целом же для пластовых газоконденсатных систем факторы, влияющие на количество и состав конденсатов, сложны и многообразны.

Количество конденсата в газоконденсатных залежах зависит от растворимости индивидуальных высококипящих углеводородных смесей в пластовом газе.

В природных условиях все факторы, действуя одновременно, оказывают друг на друга взаимовлияние и предопределяют содержание конденсата в пластовом газе. Так, при изучении закономерностей растворимости углеводородов С5+ вниз по разрезу многопластовых месторождений установлено, что, несмотря на улучшение условий растворимости (рост давления и температуры), из-за увеличения роли аренов в высококипящей фракции способность перехода С5+ в газовое состояние снижается.

Существует тесная зависимость состава и количества углеводородов С5+ от степени насыщенности залежей, значений соотношения начальных пластовых давлений залежей и гидростатических. В условиях аномально высоких пластовых давлений, несмотря на повышенную концентрацию аренов в составе углеводородов С5+, их содержание может быть высоким.

Только комплексный подход к изучению взаимовлияния всех факторов позволяет установить закономерности растворимости углеводородов С5+ в природных пластовых системах и, следовательно, глубже понять особенности фазовых превращений газоконденсатных систем, наблюдаемых как в момент опробывания разведочных скважин, так и в процессе разработки газоконденсатных залежей.

Применение структурно-хроматографического метода изучения углеводородов позволило авторам книги [31] разработать во ВНИИГАЗе способ идентификации нефтей в случаях, когда залежь расположена на глубине до 3000-3500 м. На больших глубинах свойства нефтей и конденсатов сближаются. Тип залежи в этих случаях можно установить лишь ориентировочно и лишь путем тщательного лабораторного изучения особенностей фазовых

ТАБЛИЦА 1.5

Физико-химическая характеристика жидкой фазы скв. 555 Зайкинского месторождения

Показатель

Интервал испытания, м

4344-4358

4392-4399

4414-4428

4518-4526

Температура начала кипения, °С

87

95

92

80

Температура (°С) отгона, % по объему:

10

101

130

125

112

50

244

236

236

207

80

340

335

330

328

Температура конца кипения, °С

586

550

360

360

Объемная доля, %:

отгона

87

93

71

86

остатка

3

2

28

13

потерь

10

5

1

1

Молекулярная масса

170

164

168

164

Плотность, г/см3

0,8248

0,7886

0,7948

0,7915

Массовая доля, %:

смолы

Не опр.

1,4

1,4

Не опр.

парафины

Не опр.

4,5

7,2

4,3

асфальтены

-

Не опр.

-

-

Характеристика глубокозалегающих залежей флюидов

Месторождение

Артю

хов-

ское

Анас-

тасиев-

ское

Русский

Хутор

Север

ный

Хедли

Харь

ковцев-

ское

Хан

кала

Кал

гари

Показатель

Залежь

газоконденсат-ная, В19а

нефтяная, В|д

газокон

денсат-

ная

газокон

денсат

ная

нефтяная, В18

газокон

денсат

ная

нефтя

ная

Пластовые:

давление, МПа

45,2

48,7

35

37,8

53,1

72

35

температура, °С

113

120

136

130

122

170

121

Газовый фактор, м33

760

730

1200

945

720

694

565

Молярная доля компонента в пластовой системе, %:

сн4

59,2

60,4

67,8

59,4

59,6

69,7

54

С2Н6

12,3

11,5

11,6

13,6

11

9,3

10,2

с3н8

8,8

6,8

3,2

7,6

8,2

3,8

9,1

С4Н10

3,2

2,7

1,6

4,1

2,8

2,4

5,1

С5Н12+

13,1

13,6

9,7

14,2

14,9

12,5

18,6

N2

1,7

3

3,3

-

0,6

0,2

0,9

СО2

1,7

2,9

2,8

0,9

2,9

2

2,1

Плотность С5+, кг/м3

0,799

0,801

0,774

0,771

0,787

0,787

0,8

Критическая темпе

108

1 40

61

102

132

110

131

ратура пластовой системы, °С

Отношение ?iO-C4/l-C4

0,38

0,41

0,6

0,24

0,5

0,57

0,66

превращений пробы флюида. Следует отметить, что в случае глубокозалегающих залежей обеспечение представительности пробы пластового флюида является весьма сложной исследовательской задачей.

В табл. 1.2, 1.5 и 1.6 в качестве примеров приведены характеристики пластовых флюидов глубокозалегающих залежей газоконденсатного и нефтяного типов, включая свойства конденсатов и нефтей (фракций пентан плюс вышекипящие).

1.2

СВОЙСТВА ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

Природные смеси углеводородов состоят из многих десятков и даже сотен индивидуальных углеводородов, различающихся физико-химическими свойствами и представляющих как газы, так и жидкости, причем в стандартных условиях многие из последних переходят в твердую фазу.

В пластовых условиях в массообменных процессах в значительной степени проявляет себя селективность, обусловленная сложным составом углеводородных смесей. Одним из следствий сложного многокомпонентного состава природных углеводородных смесей на стадии формирования месторождений газоконденсатного типа является гравитационное разделение углеводородов, особенно заметное при значительных толщинах продуктивных отложений. Так, например, в пределах продуктивного пласта Карадагского газоконденсатного месторождения начальное содержание фракции С5+ в пластовом газе изменялось от 145 г/м3 в своде до 214 г/м3 в приконтурных частях пласта. Аналогичным было начальное распределение углеводородов по толщине пласта и в других газоконденсатных месторождениях (Вук-тыльском, Карачаганакском, Астраханском).

Вместилищем углеводородной залежи является поровое пространство пласта-коллектора, которое содержит в общем случае кроме углеводородов определенное количество воды; характеристика пластовых вод дается в конце данного раздела.

В зависимости от происхождения залежи смесь углеводородов имеет те или иные присущие только ей состав и свойства.

Состав углеводородной смеси влияет на распределение компонентов не только в одной фазе вследствие наличия гравитационного поля, но и между фазами в двухфазной системе вследствие изменения давления перехода системы из одно- в двухфазное состояние. Результаты обширных экспериментальных исследований по динамике констант фазового равновесия индивидуальных углеводородов позволяют судить об особенностях конкретных смесей углеводородов. Так, например, чем больше высокомолекулярных компонентов содержится в системе, тем ниже константы фазового равновесия фракции С7+, т.е. тем меньше потенциальное содержание конденсата в пластовой газовой фазе. Константы фазового равновесия углеводородных компонентов при прочих равных условиях зависят от характеристического фактора [47]. Особенно значительна разница в константах равновесия между углеводородами метанового ряда, с одной стороны, и углеводородами нафтенового и ароматического ряда, с другой стороны. В соответствии с результатами экспериментальных исследований, выполненных под руководством авторов, повышение содержания в газоконденсатной системе промежуточных углеводородных компонентов метанового ряда (этана, пропана, бутанов) сверх равновесного для газовой фазы при определенных термобарических условиях приводит к смещению фазового равновесия в пластовой системе в сторону либо газовой, либо жидкой фазы, что можно использовать для создания технологических процессов воздействия на пласт с целью повышения ком-понентоотдачи [50].

Аналогичного характера смещение равновесия в двухфазной углеводородной системе наблюдается и при увеличении содержания в системе такого неуглеводородного компонента, как азот, причем в широком диапазоне изменения давлений и температур.

Известен также эффект высаждения фракции С2+ при вытеснении “жирного” газа чистым метаном в области давлений, начиная от давления максимальной конденсации пластовой смеси и выше, что также может быть использовано при создании технологических процессов повышения компо-нентоотдачи пласта.

В еще более значительной степени, чем при изменении состава системы, могут происходить массообменные процессы при изменении в пласте термобарических условий. Так, разработка газоконденсатного месторождения на режиме истощения сопровождается ретроградной конденсацией смеси вплоть до давления максимальной конденсации, причем по мере снижения давления уменьшается содержание в газовой фазе фракции С2+,

Рис. 1.4. Зависимость констант К{ фазового равновесия н-алканов С { от давления р для газоконденсатной смеси с давлением    схождения

34,3 МПа при температуре 60 °C. Пунктир - линия минимальных значений констант

2,5    5,0    7,5    10,0    12,5    р,    МПа


снижается ее молекулярная масса, плотность, изменяются групповой и компонентный состав и другие параметры.

При давлении максимальной конденсации (5-15 МПа) в жидкой фазе находится преобладающая часть запасов углеводородов С2+ (рис. 1.4).

Экспериментальные исследования показали, что, напротив, увеличение давления в залежи выше давления максимальной конденсации вследствие нагнетания тех или иных агентов в пласт способствует переходу углеводородов в газовую фазу. Пр и существенном повышении давления возможен в п р инципе перевод пластовой системы в однофазное газовое состояние; практически не испаряются только высокомолекулярные асфальто-смолистые вещества (АСВ) и равновесная сорбированная породой часть углеводородной системы [32]. В связи с этим повышение давления, поддержание его на определенном уровне или замедление темпа снижения давления путем нагнетания в залежь газа - широко распространенный процесс, на котором основаны многие из предложенных и внедряемых на практике методов повышения углеводоро-доотдачи пласта.

Свойства пластовых смесей определяются совокупным проявлением свойств компонентов и зависят от особенностей межмолекулярного взаимодействия компонентов, образующих смесь.

Основные параметры компонентов природных газов приведены в табл. 1.7. Методы определения количественных значений этих параметров описаны в инструкции [17].

Термодинамические особенности газоконденсатных смесей хорошо иллюстрируются графиками поведения двухкомпонентной метан-гептановой (С1Н4 + _Т-С7Н16) смеси при изменении давления в^ системе. На рис. 1.5 п редставлены зависимости от давления содержания 1-гептана при температуре 20 и 60 °С в равновесной газовой фазе. При давлениях выше 2223 МПа смеси исследовавшихся авторами [5] составов находятся в однофазном состоянии: содержание Т-С7Н16 в газовой фазе максимально и неизменно, при изменении давления жидкой фазы не образуется, изменяется лишь плотность смеси, но не фазовое состояние. Уменьшение давления до давле-

Основные параметры компонентов природного газа

Компоненты

Показатели

сн4

С2Н6

С3Н8

1 ®4?10

изо-С4Н10

Н ё5Н12

изо-С5Н12

Водя

ной

пар

О2

SO2

CO2

CO

NO2

Молекулярная масса

16,042

30,068

44,094

58,120

58,120

72,151

72,151

18,016

32,0

34,082

64,06

44,011

28,011

46,006

Молекулярный объем при 0 °С и 760 мм рт.ст.

22,36

22,16

21,82

21,50

21,75

20,87

20,87

23,45

-

22,14

-

22,26

22,41

-

Плотность при 0 °С и 760 мм рт.ст., кг/м3

0,7168

1,356

2,010

2,703

2,668

3,457

3,457

1,8041

1,429

1,539

2,927

1,977

1,250

2,055

Плотность при 20 °С и 760 мм рт.ст., кг/м3

0,6679

1,263

1,872

2,5185

2,4859

3,221

3,221

0,7496

1,3315

1,434

2,727

1,842

1,165

1,915

Относительная плотность (по воздуху)

0,555

1,049

1,562

2,091

2,067

2,674

2,490

0,624

1,105

1,190

2,264

1,529

0,967

1,593

Газовая постоянная, м/°С

52,95

28,19

19,23

14,95

14,95

11,75

11,75

47,06

26,47

24,89

19,27

30,26

Теплоемкость при 0 °С и 760 мм рт.ст.,

Ср/CV, ккал/кг-°С

0,5172

0,39361

0,3934

0,3273

0,3701

0,3252

0,3802

0,3466

0,3802

0,3466

0,3805

0,3533

0,3805

0,3533

0,4441

0,3469

0,2185

0,156

0,253

0,192

-

0,1946

0,1496

0,2483

0,1774

-

Коэффициент динамической вязкости при 20 °С и 760 мм рт.ст., 10-6 кг-с/м2

1,0484

0,8720

0,7649

0,6956

0,7027

0,6354

0,6507

0,9006

1,948

1,2025

1,1804

1,3942

1,6951

Фактор ацентричности молекул ю Параметры потенциалов:

0,0104

0,0986

0,1524

0,02010

0,1849

0,2539

0,2223

0,019

0,100

0,598

0,231

0,093

г/k, К

140,0

236,0

206,0

208,0

217,0

269,0

269,0

-

88

343

347

190

110

220

а, А

3,808

4,384

5,420

5,869

5,819

6,099

6,057

-

3,541

3,49

4,04

3,996

3,590

3,879

^езр

-

-

-

-

-

-

-

-

0

0,21

0,42

-

-

-

Критическая температура тЖр, К

190,55

305,43

369,82

425,16

408,13

469,65

460,39

154,78

373,6

430,65

304,2

132,93

100

Критическое давление рЖр, кгс/см2

46,95

49,76

43,33

38,71

37,19

34,35

34,48

51,8

91,85

80,49

75,27

35,68

431,0

Температура кипения

т ТУ*

кип’

111,7

184,6

231,1

272,7

261,5

309,3

301,0

90

211,4

263,2

194,7

81,7

294,5

Теплопроводность при 0 °С и 760 мм рт.ст., ккал/м-ч-°С

0,026

0,016

0,013

0,011

0,010

0,0106

0,0106

0,015

0,011

0,012

Компоненты

Показатели

NO

He

Ar

Kr

Fr

Cl2

Этил-

меркаптан

C2^SH

H2O

Hg

C6HU

C7H16

C8H1S

N2

H2

Воздух

Молекулярная масса

30,01

4,00

39,95

83,80

38,00

70,91

62,13

18,02

200,59

86,178

100,198

114,22

28,016

2,016

28,96

Молекулярный объем при 0 °С и 760 мм рт.ст.

18,019

22,42

22,47

22,71

22,404

22,43

22,4

Плотность при 0 °С и 760 мм рт.ст., кг/м3

1,340

0,178

1,784

-

-

3,233

0,84

-

13 595

3,845

4,459

5,030

1,2503

0,0899

1,2928

Плотность при 20 °С и 760 мм рт.ст., кг/м3 Относительная плотность (по воздуху) Газовая постоянная, м/°С

1,249

1,037

0,166

1,138

211,84

1,1662

1,380

-

3,012

2,501

-

998,2

13 546

3,583

2,974

9,84

4,155

3,450

8,46

4,687

3,820

7,42

1,1651

0,967

30,26

0,0837

0,069

420,63

1,2046

1,000

29,27

Теплоемкость при 0 °С и 760 мм рт.ст.,

Ср/CV, ккал/кг-°С

-

1,260

0,760

1,2430

-

-

-

1,0074

0,0335

0,3827

0,3600

0,3846

0,3652

0,3856

0,3686

0,2482

0,1770

3,3904

2,4045

0,2397

0,1712

Коэффициент динамической вязкости при 20 °С и 760 мм рт.ст., 10-6 кг-с/м2

1,8358

1,8970

2,1265

2,3764

1,2698

1,004

0,6169

0,5500

0,5030

1,6981

0,8984

1,7419

Фактор ацентричности молекул ю

Параметры потенциалов:

0,246

0,002

0,071

0,082

0,348

-

0,3007

0,3498

0,4018

0,040

0

e/k, K а, А

119

3,470

10,8

2,57

124,9

3,423

166,7

3,679

112,0

3,653

357,0

4,117

447,6

4,644

775,0

2,52

-

423,0

5,916

288,0

7,000

333,0

7,407

91,5

3,681

33,3

2,968

78,6

3,711

ббезр

0

0

0

0

-

-

0,156

1,0

-

-

-

-

0

0

-

Критическая температура К

180,3

5,2

150,72

309,41

144,2

417,2

499

647,4

507,35

540,15

568,76

126,26

33,25

37,2

Критическое давление ржр, кгс/см2

66,64

2,34

49,59

56,0

56,83

78,63

56,0

225,55

30,72

27,90

25,35

34,65

13,25

132,4

Температура кипения

Гжжп, К

121,4

4,3

87,5

121,4

86,2

238,6

373,2

341,9

371,6

398,9

77,3

20,4

78,8

Теплопроводность при 0 °С и 760 мм рт.ст., ккал/м-ч-°С

0,123

0,00966

0,0092

0,0084

0,020

0,148

0,021

Рис. 1.5. Зависимость потенциального содержания I-гептана в продукции от “пластового” давления.

Проницаемость: 1 - 0,04 • 10-12 м2, 2 - 1,49 • 10-12 м2; 3 - сосуд PVT-соотношений; температура:

4 - 20 °С, 5 - 60 °С

ния начала конденсации и ниже приводит к образованию жидкой фазы, состоящей из н-гептана с растворенным в нем метаном, в отличие от сосуществующей газовой фазы, состоящей из метана с растворенным в нем н-гептаном. По мере снижения давления содержание н-гептана в газовой фазе уменьшается, а в жидкой фазе увеличивается. Это продолжается до те х пор, пока давление не упадет до давления максимальной конденсации н-гептана, составляющего для данных смесей около 7 МПа. При дальнейшем уменьшении давления массообменный процесс смещается в сторону испарения жидкой фазы, а поскольку содержание в ней н-гептана выше, чем в сосуществующей газовой фазе, последняя обогащается н-гептаном, причем в тем большей степени, чем ниже уровень давления; эта область давлений называется областью нормального испарения.

Таким образом, термодинамика газоконденсатной смеси характеризуется тремя областями давления: однофазного состояния; ретроградной конденсации; нормального испарения.

В природе достаточно часто встречаются газоконденсатные залежи, начальное пластовое давление в которых заметно превышает давление начала конденсации углеводородной смеси. К таким “недонасыщенным” относятся залежи месторождений Астраханского (недонасыщенность по давлению 14 МПа), Вуктыльского (4 МПа), Восточно-Таркосалинского (8 МПа), Хара-савейского (4,7 МПа), Карачаганакского (10 МПа) и др.

Рис. 1.6. Изменение содержания углеводородов в газовой фазе при истощении системы, содержащей газоконденсатную смесь Печорокожвинского ГКМ (ПКГКМ):

а - метана, б - этана, в - пропана, г - w-бутана

В большинстве случаев, однако, давление начала конденсации пластового газа и начальное пластовое давление совпадают. Чаще всего это обусловливается наличием в залежи свободной жидкой углеводородной фазы, что означает, что пластовое давление, будучи равным давлению начала конденсации пластового газа, ниже давления начала конденсации пластовой смеси в целом. Область давлений, в которой пластовые массообменные процессы смещены в сторону ретроградной конденсации, достаточно хорошо исследована, поскольку именно при таких давлениях осуществляется во многих случаях разработка месторождений (режим истощения, см. раздел 1.4). На рис. 1.6-1.8 приведены зависимости от давления равновесного содержания компонентов CjH4-C5H12+, а также молекулярной массы С5Н12+ в газовой фазе газоконденсатной смеси (ГКС), моделирующей натурную пластовую смесь Печо-рокожвинского месторождения ПКГКМ (табл. 1.8). Графики построены по результатам экспериментов, выполненных на сосуде PVT-соотношений. Вид графиков - типичный для газоконденсатных смесей. Обращает на себя внимание резкое увеличение содержания компонентов С2Н6+ в газовой фазе смеси после уменьшения давления до значений ниже давления максимальной конденсации. В табл. 1.9 приведены значения последних для всех компонентов смеси.

Рис. 1.7. Изменение содержания фракции пентаны плюс вышекнпящне в газовой фазе при истощении системы, содержащей газоконденсатную смесь ПКГКМ


Рис. 1.8. Динамика молекулярной массы фракции пентаны плюс вышекнпящне в газовой фазе при истощении системы, содержащей газоконденсатную смесь ПКГКМ


При разработке газоконденсатных месторождений нормальное испарение ретроградного конденсата наблюдается далеко не во всех случаях, поскольку эффект испарения проявляется лишь при достаточно высоких пластовых температурах (более 50-60 °С) и в коллекторах с не очень низкой проницаемостью. Низкопроницаемые пористые среды обусловливают гисте-резисные процессы, смещая область давлений нормального испарения, так что она оказывается за пределами пластовых давлений, в которых осуществляется разработка продуктивного пласта, т.е. лежит ниже давления забрасывания последнего. Область нормального испарения газоконденсатных систем до настоящего времени исследована недостаточно. В то же время роль этой области давлений будет возрастать в связи с объективной необходимостью максимально понижать значения давлений забрасывания газоконденсатных месторождений.

Поэтому в настоящей работе достаточное внимание уделено изучению поведения газоконденсатных систем в области нормального испарения, в том числе при воздействии на пласт внешними агентами с целью повышения углеводородоотдачи.

Вступление многих российских ГКМ и НГКМ в завершающую стадию разработки поставило целый ряд вопросов, объединенных проблемой повышения углеводородоотдачи пласта на этой стадии и, в частности, на конечном этапе завершающей стадии. Приобрел практическое значение вопрос о возможности доизвлечения фракции С2+ за счет процесса прямого испарения при давлениях ниже давления максимальной конденсации пластовой смеси. В связи с этим возникла необходимость более глубокого исследования процессов, происходящих в газоконденсатном пласте при низких давлениях. Р. М. Тер-Саркисовым с сотрудниками были выполнены эксперименты в сосуде PVT-соотношений и на физической модели пласта, результаты которых позволили более четко представить физику массообменных процессов при низких давлениях в газоконденсатном пласте, разработка которого осуществляется как на режиме истощения, так и с прокачкой внешнего агента. Подробно изучена селективность процесса испарения в этой области давлений. Эксперименты дали возможность предложить методы доразработки газоконденсатного пласта на конечном этапе завершающей стадии его эксплуатации и контроля за полнотой вытеснения пластовой газовой фазы сухим газом.

ТАБЛИЦА 1.9

Давление максимальной конденсации компонентов модельной газоконденсатной смеси Печорокожвинского месторождения

Компонент

Молекулярная масса, г/моль

Давление максимальной конденсации при 67 °С, МПа

Этан

30,07

24

Пропан

44,09

17

н-бутан

58,12

10,5

Пентан +

133,63

8,4

+ высшие


ТАБЛИЦА 1.8

Состав модельной газоконденсатной смеси, % (молярная доля)

Компонент

Содер

жание

Компонент

Содер

жание

Метан

Этан

Пропан

н-бутан

Пентан

Пентан +

+ высшие

78,90

8.30

4.30 1,80 0,85 6,70

Гексан

Октан

Нонан

Додекан

Гептадекан

Всего

1,11

1,59

1,02

1,23

0,90

100,0


При разработке газоконденсатного месторождения важно знать реологические характеристики пластовой углеводородной смеси как функцию текущего пластового давления, поскольку последнее меняется (снижается) по мере отбора запасов углеводородов, а разработка с поддержанием пластового давления, как будет показано ниже, является в отечественной практике лишь редким исключением.

Ниже на примере исследования пластовых флюидов Западно-Соп-лесского ГКМ рассмотрены кратко методика и результаты измерения реологических параметров в условиях, соответствующих пластовым.

Западно-Соплесское газоконденсатное месторождение относится к сложным объектам разработки, поскольку продуктивный пласт залегает на глубинах до 4000 м и более, пластовая температура достигает и в некоторых случаях превышает 90 °С, крайне неравномерен темп падения давления по площади, скважины работают в широком диапазоне депрессий на пласт (1,520 МПа).

В пластовом флюиде содержатся тяжелые компоненты парафинового ряда, что может приводить к парафиноотложениям не только непосредственно в скважине и коммуникациях, но и в призабойных зонах.

Как известно, при разработке месторождений, содержащих нефтяную оторочку, к которым относится и ЗСГКМ, отмечается заметное превышение содержания жидких углеводородов в продукции скважин по сравнению с результатами соответствующих исследований газожидкостного равновесия рекомбинированных проб пластовых смесей. Этот факт объясняется тем, что или в пласте до начала его разработки присутствует рассеянная пластовая жидкость, или определенная часть пористой среды занята свободной углеводородной фазой. Подвижность такого флюида свидетельствует о том, что его фазовая насыщенность равна или превышает значения порога гидродинамической подвижности, что в условиях малопроницаемого пласта соответствует насыщенностям 30-40 % объема пор и выше.

Если в продукции скважин, работающих в центральной части месторождения, содержание С17+ не превышает единиц процентов (до 8 %, массовая доля), то в жидкой углеводородной фазе коллектора количество парафинов может быть в несколько раз больше. Опасность массовой кристаллизации парафинов многократно возрастает для призабойных зон эксплуатационных скважин, поскольку таким участкам коллектора присуще резкое уменьшение площади фильтрации и при выпадении равных количеств твердых углеводородов в удаленном от скважин фрагменте коллектора и в окрестности скважины доля блокируемого сечения пористой среды в указанной зоне резко возрастает. Накопление высокомолекулярных соединений возможно в призабойной зоне в результате работы при высоких депрессиях, как это отмечалось для Карачаганакского НГКМ.

Из анализа литературных источников по химии нефти следует, что доминирующим фактором, влияющим на фазовое состояние парафинов, является температура. Исходя из того, что при температуре выше 40-50 °С парафин растворяется в нефти или смеси нефти и газоконденсата неограниченно, а ЗСГКМ характеризуется относительно высокими пластовыми температурами, можно предположить, что опасность массовой кристаллизации С17+ в пласте-коллекторе невелика. Тем не менее ухудшение продуктивных характеристик скважин может наступать из-за пониженной подвижности пластовой жидкости вследствие значительного содержания в ней парафинов.

Эксперименты, проведенные применительно к условиям ЗСГКМ, показали значительное влияние парафинов, имеющихся в газоконденсатной смеси, которое выражается в ухудшении фильтрационно-емкостных свойств пористой среды независимо от того, в какой фазе находятся эти углеводороды. Выпадение в пласте жидких углеводородов, содержащих растворенные парафины, приводит к нарушению линейного закона фильтрации и появлению предельного градиента давления, что может приводить к полной остановке скважины. На Западно-Соплесском месторождении отмечается зависимость между повышенным содержанием парафина в продукции скважин и пониженными коллекторскими свойствами пласта, то есть чем ниже проницаемость участка пласта, тем больше осложнений может быть вызвано явлениями, сопутствующими повышенной парафинонасыщенности пластовой смеси.

Наиболее информативным параметром, который характеризует близость или удаленность состояния от критического (в фильтрационных критериях), является подвижность системы.

Исходя из этого, в качестве объекта изучения мы выбрали “фильтрационную” вязкость пластовых флюидов Западно-Соплесского ГКМ - физический параметр, рассчитываемый из формулы закона Дарси в предположении, что в конкретных условиях опыта эта формула справедлива.

В случае, когда в пористой среде происходит фильтрация флюида, обладающего в определенных условиях неньютоновскими свойствами, фильтрационную вязкость и параметр проводимости k/Иф экспериментально можно определить с точностью до некоторых коэффициентов, которые определяют степень отклонения данной системы от течения жидкости, подчиняющегося закону Ньютона. Газовый конденсат и нефть Западно-Соплесского ГКМ, имеющие в своем составе высококипящие углеводороды, в определенных термобарических условиях, очевидно, могут проявлять неньютоновские свойства, когда отсутствует прямая пропорциональность между скоростью деформации и напряжением сдвига.

Следовательно, экспериментально определенные величины фильтрационной вязкости и параметра проводимости являются функциями степени отклонения системы от ньютоновской:

Ио о = я[/^ф;    (1.1)

k / И 0го = я*/и-&/Иф,    (1.2)

где Иф и k/Иф - фильтрационная вязкость и параметр проводимости для ньютоновской системы; аИ и ak/tl - коэффициенты, определяющие степень отклонения системы от ньютоновской.

Для проведения исследований была разработана методика, спроектирована и построена портативная экспериментальная установка.

Установка (рис. 1.9) рассчитана на рабочие давления до 60 МПа и температуры до 100 °С. Основной частью установки является сменная насыпная измерительная модель пласта внутренним диаметром 0,4 см и длиной 100 см, расположенная в термостатируемом блоке. Корпусом модели служит трубка

Рис. 1.9. Схема экспериментальной установки:

1 - контейнер-поджимка; 2 - пробоотборник с конденсатом; 3 - пресс измерительный;    4 -

сосуд PVT-соотношений; 5 - измерительная модель пласта; 6 - термостат; 7 - сепаратор низкого давления; 8 - счетчик газовый; 9 - вентиль точной регулировки; 10 - манометр образцовый; 11 - дифманометр; 12 - вентиль игольчатый

из нержавеющей стали, пористой средой - фракция кварцевого песка с размерами зерен 0,06-0,50 мм. Конструкция установки предусматривает оперативную смену моделей с различающимися коллекторскими свойствами. Песок предварительно тщательно промывали раствором соляной кислоты и дистиллированной водой для того, чтобы удалить глинистые частицы и органику. Такая операция выполнялась с целью получения гарантии, что равновесие в системе жидкость - порода не смещается под влиянием глинистых частиц в сторону твердой фазы.

В качестве термостата при монтаже установки использован блок распространенного хроматографа ЛХМ-8МД, что обеспечило портативность основного узла аппарата. Чтобы в этой термостатической камере р азместить измерительную модель пласта, последнюю навивали на стандартный фиксирующий цилиндрический каркас для хроматографических колонок.

Перепад давления на модели пласта фиксировали дифференциальным манометром типа ДМ-3577 со вторичным прибором. При превышении пер е-пада давления 0,4 МПа предусматривалась возможность контроля перепада по образцовым манометрам, которыми были оборудованы вход и выход измерительной модели пласта.

На основании результатов предварительной серии экспериментов с использованием дифманометра ДМ-3577 в качестве охранного элемента гидравлической части прибора, предотвращающего попадание флюида в дифманометр, установили разделительный дрип емкостью 50 см3, заполненный толуолом.

Рекомбинированные пробы сырого западно-соплесского конденсата готовили в сосуде PVT-соотношений данной установки. При помощи измерительного электропресса ИП-6 в сосуд подавали стабильный конденсат в количестве, рассчитанном при рабочем давлении загрузки 20 МПа. После этого в сосуд PVT подавалась равновесная газовая фаза при постоянном перемешивании магнитной мешалкой и постоянной температуре опыта 90 °С. После выдержки во времени давление доводили до величины, принимаемой за базовую в конкретной серии опытов.

Методика экспериментальных исследований заключалась в следующем.

После проведения подготовительных операций, предусматривающих промывку модели пласта набором углеводородных растворителей и продувку сухим газом (метаном) с целью регенерации свойств пористой среды, проводили загрузку сосуда PVT-соотношений 4 (см. рис. 1.9) рабочим флюидом. Затем сосуд разогревали до температуры эксперимента (90 °С) и выдерживали для равномерного прогрева и установления термодинамического равновесия в течение четырех часов. Для загрузки использовали следующее оборудование: измерительный пресс ИП-6 3 с пробоотборником 2, а также поршневой контейнер-поджимку 1, необходимый для подачи в сосуд PVT или модель пласта сжатых углеводородных газов.

Окончив этот этап подготовки исходных условий опыта, начинали основную часть эксперимента по определению фильтрационной вязкости и параметра проводимости. Для этого из сосуда PVT-соотношений через разогретую в термостате 6 до рабочей температуры модель пласта проводили фильтрацию исследуемой системы.

Перепад давления, измеряемый дифференциальным манометром 11, задавали игольчатым вентилем точной регулировки 9. Далее смесь, вышедшая из модели пласта, поступала в жидкостный сепаратор низкого давления 7, где система разделялась на жидкую и газовую фазы. Здесь проводили точный замер количества жидкости. Объем газовой фазы измеряли с помощью газового счетчика барабанного типа ГСБ-400 8.

Данные, полученные после достижения стационарного режима фильтрации (заданный перепад давления и скорости фаз постоянны), который поддерживался в течение четырех часов, использовались для расчета фильтрационной вязкости и параметра проводимости по формуле Дарси.

На следующем этапе устанавливали другую величину перепада давления, после чего операции и расчеты повторяли. Таким образом, после нескольких опытов по стационарной фильтрации исследователи располагали информацией о зависимости расчетных параметров от перепада давления, приведенного перепада давления (отношения перепада к общему фону “пластового” давления). Эти данные в последующем анализировали и строили соответствующие графические зависимости.

Экспериментальное и аналитическое определение фильтрационных и реологических характеристик флюида при пластовых давлении и температуре производилось с целью оценки гидродинамических условий фильтрации в разрабатываемой залежи.

Характеристики определяли как для однофазной газоконденсатной смеси - при высоком пластовом давлении, соответствующем начальным условиям залежи, - так и для равновесных фаз при давлениях, соответствующих двухфазной области. Компонентные составы равновесных фаз принимали на основании результатов термодинамических расчетов, используя разработанную специально математическую модель пластовой смеси Западно-Соплесского ГКМ. Поскольку предварительные термодинамические и геохимические (спектрографические) исследования свидетельствовали о существовании термодинамического равновесия в залежи на всех этапах ее разработки, включая начальные (до начала отбора газа и конденсата), при проведении расчетов принималось существование межфазного равновесия в системе. Экспериментальные и аналитические исследования дают близкие результаты. В процессе разработки на режиме истощения по мере снижения пластового давления газоконденсатная и нефтяная системы претерпевают глубокие фазовые превращения. При этом в газоконденсатной зоне увеличивается насыщенность порового пространства жидкой углеводородной фазой, в нефтесодержащей зоне, напротив, происходит дегазация нефти и снижение нефтенасыщенности порового пространства. Одновременно с изменением относительных насыщенностей порового пространства по мере снижения пластового давления происходят изменения плотности и вязкости фаз (табл. 1.10-1.13, рис. 1.10 - 1.11). Плотность и вязкость газовой фазы уменьшаются, жидкой фазы, наоборот, увеличиваются, что приводит к резкому увеличению относительной плотности и относительной вязкости жидкой фазы. След-

ТАБЛИЦА 1.10

Основные данные экспериментов по фильтрации проб флюидов газоконденсатной залежи

Западно-Соплесского ГКМ

Тип флюида

Давление на входе, МПа

Перепад

давления,

МПа

Вязкость,

мПа-с

Параметр проводимости,

2

10-10

Па-с

Плотность флюида, г/см3, эксперимент (расчет)

Газовая фаза

35,0

0,025

0,0385

20,779

0,304 (0,301)

пробы флюи

35,0

0,068

0,0347

23,054

0,304 (0,301)

да скв. 6.

Молекулярная

35,0

0,125

0,0367

21,793

0,304 (0,301)

масса фрак

ции С5+

1 40,0 г/моль

Молекулярная

25,0

0,083

0,0227

44,229

0,219 (0,211)

масса фрак

ции С5+

113,8 г/моль

Молекулярная

20,0

-

0,0210*

-

0,120 (0,116)

масса фрак

ции С5+

1 04,3 г/моль

Молекулярная

10,0

-

0,01 5*

-

0,078 (0,074)

масса фрак

ции С5+

100,1 г/моль

Жидкая фаза

35,0

0,217

0,0979

8,172

0,499 (0,470)

пробы флюи

35,0

0,346

0,0980

8,163

0,499 (0,470)

да скв. 6

Молекулярная

35,0

0,420

0, 1 01 0

7,921

0,499 (0,470)

масса фрак

ции С5+

1 71 ,7 г/моль

Молекулярная

25,0

0,238

0, 1 499

5,337

0,518 (0,503)

масса фрак

25,0

0,258

0,1503

5,323

0,518 (0,503)

ции С5+

25,0

0,444

0,1509

5,302

0,518 (0,503)

152,7 г/моль

15,0

0, 1 05

0,1920

5,229

0,587 (0,550)

Молекулярная

15,0

0,218

0,1961

5,122

0,587 (0,550)

масса фрак

15,0

0,135

0,1892

5,312

0,587 (0,550)

ции С5+

15,0

0,400

0,1899

5,284

0,587 (0,550)

147,3 г/моль

10,0

0,045

0,229

4,384

0,572 (0,572)

Молекулярная

10,0

0,235

0,228

4,403

0,572 (0,572)

масса фрак

10,0

0,300

0,232

4,328

0,572 (0,572)

ции С5+

10,0

0,408

0,234

4,291

0,572 (0,572)

146,4 г/моль

* Вязкость определена вибрационным методом.

Основные данные экспериментов по фильтрации проб флюидов жидкостной зоны Западно-Соплесского ГКМ

Тип флюида

Давление на входе, МПа

Перепад давления , МПа

Фильтр а-ционная вязкость, мПа-с

Параметр

проводи

мости,

_м!_ - 10-ш Па-с

Плотность флюида, г/см3, эксперимент ( расчет)

Рекомбинированная проба нефти1

35,0

0,101

0,1288

10,521

0,482

(0,477)

35,0

0,129

0,1038

13,049

0,482

(0,477)

35,0

0,149

0,1092

12,407

0,482

(0,477)

35,0

0,176

0,1122

12,082

0,482

(0,477)

35,0

0,250

0,1211

11,1 87

0,482

(0,477)

Рекомбинированная проба нефти2

10,0

0,145

0,5160

2,6245

0,543

(0,521)

10,0

0,228

0,5178

2,6170

0,543

(0,521)

10,0

0,384

0,4996

2,7124

0,543

(0,521)

1 Молекулярная масса жидких углеводородов 197,8 г/моль. Средняя вязкость, эксперимент (расчет): 0,5115 (0,490) мПа-с.

2 Молекулярная масса жидких углеводородов 199,8 г/моль. Средняя вязкость, эксперимент (расчет): 0,5111 (0,490) мПа-с.

р,    _    ^жф

М- гф » М- жф»    _    ^    жф

мПа с мПа с    ^о~    [i    гф


1км3 Р«“Р^“

О I-1-1-1-1-1

50    40    30    20    10    0    р, МПа

Рис. 1.10. Относительная плотность флюидов    Рис. 1.11. Относительная вязкость флюидов

Западно-Соплесского ГКМ (ЗСГКМ) в усло-    ЗСГКМ в условиях, соответствующих пласто-

виях, соответствующих пластовым (газокон-    вым (газоконденсатная зона)

денсатная зона)

ствием таких изменений фазовых насыщенностей, плотности и вязкости фаз является очень значительное ухудшение гидродинамической подвижности жидкой углеводородной фазы и смеси в целом за счет соответствующей динамики фазовых проницаемостей флюидов.

Относительная вязкость флюидов ЗСГКМ в пластовых условиях (расчетные значения)

р, МПа

|i, мПа-с

Иж/Иг

Газовая

фаза

Жидкая

фаза

42

0,049

0,069

1,408

35

0,038

0,095

2,500

25

0,025

0,140

5,600

15

0,018

0,200

11,11

10

0,015

0,2315

15,43


Относительная плотность флюидов ЗСГКМ в пластовых условиях (расчетные значения)

р, МПа

р, г/см3

Рж/Рг

Газовая

фаза

Жидкая

фаза

42

0,342

0,448

1,310

35

0,301

0,470

1,352

25

0,212

0,503

2,373

15

0,116

0,550

4,741

10

0,074

0,572

7,730


Все изложенное выше объясняет ухудшение эксплуатационных характеристик продуктивных скважин в процессе разработки залежи, во многих случаях вплоть до прекращения отборов продукции. Это обстоятельство следует рассматривать в качестве определяющего при оценке перспектив воздействия на пласт Западно-Соплесского газоконденсатного месторождения с целью повышения углеводородоотдачи.

1.3

СОПУТСТВУЮЩИЕ ФЛЮИДЫ (РАССЕЯННЫЕ ЖИДКИЕ УГЛЕВОДОРОДЫ, НЕФТЬ, СВЯЗАННАЯ И ПЛАСТОВАЯ ВОДА)

В большинстве случаев в продуктивном газовом пласте поровое пространство частично занято другими флюидами. Это рассеянные жидкие углеводороды (РЖУ), нефть, связанная и пластовая вода. Количество сопутствующих флюидов и пространственное их распределение в поровом пространстве пласта-коллектора определяются особенностями образования залежи.

1.3.1

РАССЕЯННЫЕ ЖИДКИЕ УГЛЕВОДОРОДЫ, НЕФТЬ

Результаты газоконденсатных исследований скважин, исследований проб пластовых флюидов, изучение кернового материала, экспериментальные исследования нефтегазоконденсатных систем, а также практика разработки газоконденсатных месторождений свидетельствуют о наличии в газоконденсатной зоне продуктивных пластов жидкой углеводородной фазы еще до начала разработки месторождений.

Так, при выполнении газоконденсатных исследований и одновременно с ними исследований проб пластовых флюидов [22] в ряде случаев на форсированных режимах работы скважин отбор жидкофазных углеводородов превышает равновесное для двухфазной смеси количество, а молекулярная масса и плотность этих углеводородов указывают, что в составе продукции присутствует не просто выпавший газовый конденсат, а именно РЖУ (разумеется, такой вывод делается после исключения других вероятных версий для объяснения данного факта, например, за счет выноса свободной жидкости, находящейся на забое скважины). Далее, при физико-химических исследованиях образцов керна, отобранных в процессе бурения из продуктивной части разреза, обнаруживается, что экстракт представляет собой высокомолекулярную жидкость нефтяного типа, которая не может являться газовым конденсатом. Результаты экспериментов, выполняемых с целью изучения фазовых и термодинамических особенностей нефтегазоконденсатных смесей, свидетельствуют также о том, что поведение типичной для месторождений смеси при фазовых превращениях может быть объяснено только присутствием в системе свободной жидкой фазы при условиях, соответствующих типичным начальным условиям нефтегазоконденсатных систем [30]. Наконец, широко известны результаты разработки нефтегазоконденсантных месторождений, когда поступление в составе продукции скважин высокомолекулярной темной жидкости доказывает вовлечение в процесс фильтрации в пласте углеводородной фазы типа РЖУ, что обусловлено либо относительно высокой насыщенностью пласта РЖУ, либо преодолением порога гидродинамической подвижности жидкой углеводородной фазой благодаря суммированию насыщенностей РЖУ и выпавшего конденсата, либо, наконец, вымыванием РЖУ законтурной водой при внедрении последней в залежь [32].

Одним из первых промысловых свидетельств наличия в газонасыщенной зоне пласта РЖУ являются данные А. Г. Дурмишьяна об опережающем снижении дебитов газа по сравнению с дебитами углеводородной жидкости (нефти) при эксплуатации в 60-е годы горизонта VI3 Карадагского ГКМ. Автор [7] объясняет это двухфазным состоянием пластовой углеводородной системы с самого начала разработки и оценивает по керновым данным начальное содержание РЖУ в коллекторах горизонтов VI—VIII месторождения в 30-70 % объема пор. Интересные данные о естественном вовлечении в разработку совместно с выпавшим конденсатом РЖУ содержатся в работах И.А. Леонтьева, В.И. Петренко, Г.В. Рассохина [22, 38], посвященных анализу эксплуатации ГКМ Северного Кавказа и других газодобывающих регионов. Авторами показано, что отбор части РЖУ происходил, например, на начальной стадии эксплуатации Ленинградского, Степновского, Восточно-Камышанского, Оренбургского месторождений и на завершающей стадии эксплуатации Березанского, Мирненского и других ГКМ. Однако лишь по некоторым месторождениям Краснодарского края объемы добычи РЖУ имели промышленное значение. Так, на Староминском ГКМ в 1960-1974 гг. дополнительная добыча углеводородов благодаря поступлению части РЖУ в скважины составила 134 тыс. м3 [22]. В большинстве случаев РЖУ извлекаются только как незначительная по содержанию примесь в составе пластового газового конденсата [34, 35].

Физико-химические особенности газоконденсатных систем, содержащих до начала разработки жидкую углеводородную фазу, впервые исследовали К.В. Покровский и его сотрудники [37]. Например, этими исследователями было установлено, что в залежах VII—VIII горизонтов Карадагского ГКМ давление начала конденсации пластовой смеси точно равно начальному пластовому давлению. Факт равенства давлений свидетельствовал о наличии в пласте жидкой углеводородной фазы, что подтверждалось обнаружением РЖУ в кернах из газоконденсатных зон пластов и открытием нефтяной оторочки; наличие РЖУ в системе, в свою очередь, свидетельствовало о повышении давления начала конденсации системы при наличии жидкой углеводородной фазы. Изучение рекомбинированных проб пластовой газоконденсатной смеси залежи VII горизонтов Карадагского ГКМ в сосуде PVT-соотношений показало, что в присутствии РЖУ нефтяного типа процесс истощения системы сопровождается вдвое более интенсивной конденсацией углеводородов, нежели в отсутствие нефти; несколько интенсифицируется относительная конденсация наиболее тяжелых компонентов фракции С5+ (молекулярная масса С5+ в газовой фазе при наличии 18,5 % (по объему) нефти в системе на 2,5-5 % меньше, чем в отсутствие нефти).

Особенности фазового поведения и углеводородоотдачи газоконденсатных пластов, содержащих рассеянные жидкие углеводороды, изучали М.Т. Абасов, А.Г. Дурмишьян, А.Г. Ковалев, Н.Г. Куликова, Р.М. Кондрат, И.А. Леонтьев, В.А. Николаев, Ф.Г. Оруджалиев, В.И. Петренко, Г.В. Рассохин, К.В. Покровский, М.С. Разамат и другие исследователи [1, 7, 18, 19, 22, 32, 37]. Установлено, что при наличии РЖУ компонентоотдача пласта на начальных стадиях разработки понижена по сравнению с пластом, лишенным РЖУ. На более поздних стадиях разработки текущая компонентоотдача определяется близостью насыщенности пласта РЖУ к порогу гидродинамической подвижности. При значительном содержании РЖУ возможно возникновение двухфазной фильтрации благодаря суммированию насыщенностей РЖУ и ретроградного конденсата. В этом случае в фильтрацию вовлекается часть ранее не двигавшейся углеводородной жидкости и углеводородоотдача пласта может возрасти. В общем случае, однако, практически всегда существует проблема вовлечения РЖУ в фильтрацию и повышения компонентоот-дачи пласта, содержащего такие углеводороды.

Эксперименты свидетельствуют о существовании двойной обратной конденсации в системах, в которых один из компонентов представляет собой полярное вещество [5, 55]. Явление двойной обратной конденсации наблюдали С.Н. Бузинов и В.А. Николаев в совместных с М.А. Оприц исследованиях [3] на установке УФР-1 фазового поведения рекомбинированных проб глубокозалегающего ГКНМ Булла-Море (VII горизонт) - в этом случае в качестве полярного компонента выступали асфальто-смолистые вещества (АСВ), причем из-за слабой растворимости АСВ в углеводородной смеси часть фазы наблюдалась как отдельная более темная и более тяжелая масса даже при давлениях свыше 70 МПа и температурах порядка 100 °С (начальное пластовое давление в залежи составляло от 45 до 55 МПа).

Этот факт свидетельствует о том, что до начала разработки ГКМ содержащиеся в нем РЖУ могут представлять сложную систему с гравитационным расслоением в соответствии с явлением двойной обратной конденсации.

Следует отметить физико-химическое сходство в конце разработки залежи на режиме истощения таких флюидов, как смесь РЖУ с выпавшим конденсатом газонасыщенной зоны и дегазированная до давления забрасывания нефть зоны нефтяной оторочки: оба флюида имеют близкую или равную критической насыщенность, близкие химический и групповой составы, хотя нефть оторочки имеет несколько более высокие среднюю молекулярную массу, плотность и содержание асфальто-смолистых веществ.

1.3.2

СВЯЗАННАЯ И ПЛАСТОВАЯ ВОДА

Часть порового пространства углеводородсодержащих коллекторов занята водой, в большей или меньшей степени минерализованной.

В общем случае воды подразделяются на собственные продуктивных пластов (подошвенные, краевые, остаточная), посторонние - верхние и нижние, залегающие вне пределов углеводородсодержащего пласта, и промежуточные.

Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды могут залегать и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих продуктивных пластов. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом продуктивном пласте.

Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, залегающим выше и ниже продуктивного пласта.

Продуктивные пласты содержат также воду в углеводородсодержащей части залежи. Эту воду, оставшуюся в залежи со времени ее образования, называют остаточной. Связанные между собой водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему, и всякие изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния окружающей залежь водоносной части резервуара. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим углеводороды из пласта в процессе его разработки.

Большое значение для подсчета запасов углеводородов, проектирования разработки месторождений и осуществления различных мероприятий по воздействию на пласт имеет изучение свойств и закономерностей распределения остаточной воды в пористой среде, содержание которой может колебаться от десятых долей до 70 % от объема пор.

Состояние остаточной воды и начальное распределение жидких и газообразных углеводородов и воды в пористой среде пласта определяются многими свойствами пористой среды и пластовых жидкостей - структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т.д.

Начальное распределение углеводородов и остаточной воды в пористой среде пласта играет чрезвычайно важную роль в процессах фильтрации флюидов в пористой среде и вытеснения углеводородов из пласта. Молекулярная природа поверхности коллекторов зависит от количества, состава и состояния остаточных вод.

Существенное влияние распределение остаточной воды в поровом пространстве оказывает на фазовые проницаемости породы для газообразных и жидких флюидов. Многие другие явления, происходящие в пласте, а именно: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество и формы существования углеводородов, остающихся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, во многом также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

По распространенной гипотезе о происхождении месторождений углеводородов предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смочены водой, а углеводороды, по-видимому, появились в пласте в более поздний период. Как отмечалось, вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть полностью удалена из пласта при образовании залежи, и часть ее оставалась в виде остаточной.

По вопросу о том, в каком виде остаточная вода находится в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают неодинаковое мнение. Однако большинство из них приходит к заключению о существовании [4]:

1) капиллярно-связанной воды, находящейся в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2)    адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды; молекулы адсорбированной воды ориентированы; по свойствам адсорбированная вода значительно отличается от свободной;

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4)    свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре, захваченной механически; ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть (конденсат), вода - газ.

При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного определения ее разных видов, так как недостаточно хорошо известно распределение воды и углеводородов в пористой среде.

Вначале предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств, например, нефтесодержащих пород, покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Исследования М.М. Кусакова и Л.И. Мекеницкой показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно-удержанном состоянии. При этом свойства воды имеют решающее влияние на состояние связанной воды. Увеличение концентрации солей в жесткой остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, приводит в последующем к увеличению степени гидрофобизации твердой фазы нефтью из-за десольватирующего (т.е. разрушающего сольватные слои) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возникают только при очень низком значении поверхностного натяжения между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильно щелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно-удержанном и пленочном состоянии.

Опытами М. М. Кусакова доказано, что сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе также не образуют равновесной смачивающей пленки. Это объясняется десольватирующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя равновесная толщина слоя слабо минерализованной воды на поверхности кварца на границе с воздухом составляет 5-10-6 см.

Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей. На рис. 1.12 приведена зависимость остаточной водонасыщенности пород от проницаемости кернов.

Приведенные кривые не универсальны. Для пород с иной структурой пор и содержащих другие количества глинистого материала зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости может количественно отличаться от приведенных. Однако характер зависимости в большинстве случаев тот же - с увеличением проницаемости количество остаточной воды в породе уменьшается.

В пластовой воде присутствует в растворенном состоянии большое количество составных минеральных частей в различных концентрациях. Лишь немногие вещества входят в состав растворов. Это катионы Na', Ca'', Mg” и анионы Cl', CO3" + HCO3', SO4". Остальные вещества присутствуют в воде в незначительных концентрациях. В пластовых водах были встречены следующие катионы и анионы: K', NH4', Li , Sr“, Ba“, VMn", Fe“, BO3', F', I', Br', SiO2'.

Аналитические данные по составу и количеству перечисленных веществ в водах редки и несопоставимы по точности. Мы ограничимся в дальнейшем только шестью основными составными минеральными частями. Каждый анализ соленой воды выражается шестью показателями концентраций по отношению к основным минеральным составляющим. Рекомендуется изображать результаты анализов в виде двух треугольников концентраций - один для катионов, другой для анионов. Для этого показатели концентрации в г/л пересчитывают в мол/л и мол-экв/л. Так как второстепенные составные минеральные части не участвуют в анализе, то почти во всех случаях для получения правильного анализа количество катион-экв / л должно соответствовать количеству анион-экв/л при условии, что пластовая вода не является

700 Na

Рис. 1.13. Содержание катионов в пластовых водах нефтяных месторождений Северной Америки:

1 - меловые отложения, песчаник вудбайн, Техас; 2 - третичные отложения, Калифорния; 3 - палеозойские отложения, Оклахома и Канада; 4 - миссисипские отложения Аппалачей; 5 - отложения верхнего девона Аппалачей; 6 - юрские известняки Арканзаса; М - морская вода


Рис. 1.12. Зависимость остаточной водонасыщенности пород (содержания связанной воды) от их проницаемости:

1 - мелкозернистые пески; 2 - среднезер-нистые пески; 3 - крупнозернистые пески, известняки и доломиты; 4 и 5 - песчаники различных участков Туймазинского нефтяного месторождения; 6 - известняки Ново-степановского месторождения; 7 - известняки Карташевского месторождения

Рис. 1.14. Содержание катионов в пластовых водах палезойских пород Иллинойса:

1 - миссисипские отложения; 2 - отложения девона-силура; 3 - отложения ордовика; М -морская вода


сильно щелочной или очень кислой.

Тогда число эквивалент-катионов и анионов делят на 100 и определяют в абсолютных цифрах    эквивалент-

проценты для катионов и анионов.

Соответственно числу процентов находят для каждого вида воды точку в концентрационных треугольниках катионов Na-Ca-Mg    и анионов

Cl-SO4-CO3+HCO3. Чтобы установить

абсолютное содержание растворенных ионов, следует вычислить сумму п ри-сутствующих катион-экв/л раствора.

Графическое изображение анализов воды в виде концентрационного треугольника очень наглядно и ясно. Этим методом можно объединить также большое количество анализов для определения содержания в водах катионов как характерного параметра.

Примером таких сводных анализов является рис. 1.13, где сопоставляется содержание катионов в пластовых водах Соединенных Штатов Америки. Содержание Mg во всех водах не превышает 10 % экв, а основная масса катионов находится в ряду Na-Ca-Mg. Величина отношения Na/Ca сильно колеблется. Наивысшее содержание Са встречено в водах юрских известняков Смаковера. Низкое содержание Са отмечается в третичных слоях Калифорнии и меловых песчаниках Texaca, вудбайн.

Аналогичную картину дает распределение катионов в водах нефтяных месторождений Иллинойса. На рис. 1.14 приведены сводные данные анализов вод из средней части бассейна Иллинойса, графство Марион. Содержание растворенных катионов по всем анализам в среднем составляет примерно 2,0 экв/л. Воды отобраны с глубин от 500 до 1500 м. Анионы на 99 % состоят из хлора.

Анионный состав пластовых вод характеризуется, как правило, резким преобладанием Cl (рис. 1.15).

На завершающей стадии разработки нефтегазоконденсатных месторождений, как правило, происходит внедрение пластовых вод в продуктивную часть коллектора. В результате повышается водонасыщенность обводнившихся и близких к ним зон порового пространства залежи, в том числе и участков, где начальная водонасыщенность не превышала единиц процентов. Такой процесс, очевидно, влияет на перераспределение установившегося положения фаз в пористой среде, усиливая роль водонасыщенности.


Опыт разработки газоконденсатных месторождений в условиях обводняющегося пласта российские специалисты стали приобретать с 1962 г., когда началось массовое обводнение скважин на Ленинградском, Каневском, Кущевском и других месторождениях Краснодарского края. В общем случае результатом обводнения разрабатываемой залежи является снижение газо- и конденсатоотдачи из-за защемления ГКС в пористой среде, выход из строя или по меньшей мере ухудшение продуктивных характеристик скважин. На практике последствия обводнения можно компенсировать регулированием фронта продвижения пластовых вод различными методами при условии качественного контроля динамики продвижения вод.

Информация о потенциальном внедрении воды в природную залежь важна как при проектировании разработки, так и на последующих стадиях эксплуатации месторождения. На поздней стадии разработки применяются разнообразные способы повышения углеводородоотдачи пласта, эффективность которых зависит от отношения необводненной и обводненной площадей залежи и перемещения контурных и подошвенных вод.

В процессе эксплуатации Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, начавшейся в октябре 1968 г., отмечаются водопроявления, связанные с поступлением к забоям скважин пластовых вод и получением в продукции пласта конденсата водяного пара.

С начала эксплуатации месторождения до 1975 г. обводнения скважин не наблюдалось. Применяемые гидродинамические методы контроля за водо-проявлениями указывали на наличие в составе продукции лишь конденсационных и техногенных вод. С 1975 г. на месторождении начались регулярные водопроявления.

На степень и характер продвижения пластовых вод в залежь влияет неоднородность разреза, сложенного породами с различной степенью трещиноватости, уплотненности, закарстованности и глинистости. Вода поступает неравномерно как по площади, так и по разрезу. Основные пути внедрения воды проходят в средней части продуктивной толщи, представленной чаще всего карбонатами в интервале от верхневизейских до московских отложений. В этом разрезе содержатся высокопроницаемые закарстованные интервалы, наиболее опасные в смысле внедрения воды, и, кроме того, зоны повышенной трещиноватости.

Проведение широкомасштабных солянокислотных обработок способствует фильтрации пластовых вод, поскольку это может приводить к образованию новых путей продвижения воды в результате растворения карбонатов по карстовым каналам, порам и трещинам. В 1975 г. с водой работали три скважины с дебитами до 5 м4/сут. В 1976 г. число таких скважин увеличилось до одиннадцати. За период 1975-1977 гг. суммарные объемы добытых пластовых вод возросли от 1,3 до 19,4 тыс. м3/год, а в 1978-1979 гг. снизились до 11,1 тыс. м3/год. Указанное снижение общих объемов поступления пластовой воды объясняется остановкой скв. 33 и 140, в продукции которых выносились до 45 м3/сут воды. Кроме того, в нескольких скважинах, работающих с пластовой водой, в этот период замеров дебитов не производилось, а по другим скважинам были снижены депрессии.

В последующие годы отмечалось закономерное увеличение числа скважин, работающих с водой, и общих объемов воды. Так, в течение 1980 г. число таких скважин увеличилось до 23. Далее приведены данные о водо-проявлениях за период с 1975 по 1980 г.

К концу этого периода суммарные объемы добываемой воды незначительны, поскольку количество конденсационных вод (31,9 тыс. м3) превышает объем пластовой воды (22,7 тыс. м3).

Внедрение пластовых вод в залежь, усилившееся с 1984 г., вызвало ухудшение продуктивности скважин и увеличение темпа падения пластового давления. До 1984 г. давление снижалось в основном равномерно со средним темпом 0,15-0,25 МПа в месяц (по скважинам северного купола). Скважины южного купола, вводимые в эксплуатацию с 1973 г., показали более высокий темп понижения пластового давления из-за разницы отношений отборов к запасам и ограниченной гидродинамической связи между куполами.

В 1984-1985 гг. темп падения давления возрос до 0,3-0,4 МПа в месяц, а по некоторым скважинам достиг 1 МПа в месяц. К 1986 г. наибольший темп падения давления отмечался по скважинам УКПГ-4, где практически все скважины содержали в продукции пластовую воду, что объясняется хорошими коллекторскими свойствами пористой среды в направлении выхода на газоводяной контакт. По-видимому, основной причиной повышения темпа падения давления следует считать отключение части запасов углеводородов от зоны дренирования в результате избирательного продвижения пластовых вод.

С 1985 по 1989 г. основная область обводнения сформировалась от скв. 26 до 188, далее - в восточном направлении и на запад от скв. 188 за счет обводнения скв. 7, 129 и 133. Проявился также локальный очаг обводнения в районе скв. 101.

По залежи со стороны восточного крыла сформировалась обширная зона обводнения по карбонатным отложениям верхневизейского и московского ярусов. Обнаружено появление воды на все более высоких отметках, в ряде случаев на 300 м выше ГВК (минус 3350 м), что говорит об увеличении темпов продвижения пластовых вод за последний период.

Кроме того, получена информация об обводнении значительной части продуктивной толщи не только в зоне дренирования отдельных работающих скважин, но и на межскважинном пространстве. Об этом свидетельствует получение притока воды при испытании ряда скважин с рабочими интервалами, расположенными выше ГВК.

Для контроля за водопроявлениями на месторождении используется в основном гидрохимический метод, впервые примененный на газоконденсатных месторождениях Кубани и впоследствии усовершенствованный. Такой метод позволяет определять момент появления воды на забое скважины, тип обводнения и динамику процесса. Кроме того, по гидрохимическим данным осуществляется прогноз обводнения конкретных скважин, что позволяет выработать оптимальный технологический режим их эксплуатации. Возможности метода этим не исчерпываются.

Основа применения метода - различие состава вод разных типов, таких как пластовые, техногенные и конденсационные.

Наиболее отличаются по химическому составу пластовые и конденсационные воды. Первые представлены концентрированными растворами хлорида натрия с минерализацией до 270 г/л. Пластовые воды подразделяются на краевые и подошвенные.

Краевые воды Вуктыльского НГКМ имеют хлоридно-натриевый состав (минерализация 240-270 г/л). Плотность вод - 1,16-1,18 г/см3, а содержание бромидов неколько меньше по сравнению с подошвенной водой (40185 мг/л против 250-612 мг/л).

Подошвенные воды представлены крепкими хлоридно-натриевыми рассолами с минерализацией 217-270 г/л (плотность 1,15-1,18 г/см3). Содержание йода в подошвенных и краевых водах составляет соответственно 12-16 и 2,5-5,8 мг/л.

Конденсационные воды - это водяной пар, растворенный в пластовой газовой углеводородной фазе, конденсирующийся при поступлении в скважину. В основном такие воды имеют весьма низкую минерализацию, но в определенных термобарических условиях (при высоких далениях и температурах) могут иметь в своем составе соли. На химический состав конденсационных вод влияют техногенные воды (например, фильтрат бурового раствора), примеси пластовых вод, в том числе связанная вода. Типичными для Вуктыла считаются конденсационные воды с минерализацией до 1 г/л, а в отдельных случаях - до 10 г/л. Гидрохимическая характеристика основных типов пластовых вод Вуктыльского НГКМ приводится в табл. 1.14.

В результате анализа гидрохимических показателей, получаемых по мере разработки месторождения, выявлена динамика химического состава воды, содержащейся в продукции скважин. Основной тип попутных вод - слабоминерализованные (до 10 мг/л) смеси конденсационных вод и в меньшей степени фильтрата бурового раствора и продуктов реакций, происходящих при солянокислотных обработках. Отмечается тенденция к постепенному уменьшению доли извлекаемых объемов воды, содержащих конденсационные и техногенные воды с увеличением относительных объемов пластовых вод или смесей с преобладанием последних.

В соответствии с проектом “Конденсат-2” на опытном участке УКПГ-8, ограниченном по площади скважинами 7, 127, 128, 150, 254 и 133, в продук-

ТАБЛИЦА 1.14 Характеристика попутных вод Вуктыльского НГКМ

Г идрохимические

Пластовые воды

Конденсационные

характеристики

подошвенные

краевые

воды

Химический состав

Cl; Na

Cl; Na

HCO3; HCO3-Cl, реже Cl-HCO3; Na

Минерализация,

217-170, реже до 285

240-270

В основном < 1

г/л

Плотность, г/см3

1,15-1,19

1,16-1,18

1,00

Отношения:

r Na/Cl

0,78-0,75

0,90-0,94

Обычно > 0,35

r Na/(Ca + Mg)

3,50-7,00

9,20-14,20

> 0,80

SO4 • 100

r---

0,19-0,56

0,35-0,63

> 0,60

Cl

r Cl/Br

258-611

860-4000

-

Содержание, мг/л:

Br

250-612

40-185

-

I

До 12-16

2,5-5,8

-

Рис. 1.16. Структурная карта опытного участка в районе УКПГ-8 Вуктыльского НГКМ.

Скважины: 1 - нагнетательные, 2 - добывающие; 3 - изогипсы, м

тивные отложения московского яруса закачивается сухой тюменский газ. В качестве нагнетательных используются скважины 128, 270, 269 и 273. Эксплуатационные скважины опытного участка - 150, 127, 158, 129, 7, 151, 130, 131, 100 и 133. Структурная карта опытного участка изображена на рис. 1.16.

Для выбранного участка характерно относительно равномерное распр е-деление пластового давления по площади московских отложений, что, по-видимому, должно обеспечить и равномерное продвижение газа при его закачке в пласт. В 1991 г. прогнозное отклонение от среднеарифметического значения пластового давления в московских отложениях опытного участка УКПГ-8 не превысило 0,11 МПа.

На рис. 1.17 изображен фрагмент карты водопроявлений на опытном участке УКПГ-8 по состоянию на конец 1990 г., из которого видно, что воды того или иного типа выносятся почти всеми скважинами участка. Скв. 128,

188 96/169

Рис. 1.17. Фрагмент карты водопроявлений, район опытного участка УКПГ-8 Вуктыльского

НГКМ:

1 - конденсационные воды с минерализацией до 1 г/л; 2 - конденсационные воды с минерализацией до 10 г/л; 3 - смесь конденсационных и пластовых вод; 4 - смесь пластовых, конденсационных вод и продуктов солянокислотных обработок; 5 - пластовые воды; цифры -

номера скважин

находящаяся на восточной границе опытного участка, работала до перевода в нагнетательные пластовой водой, для остальных скважин характерно присутствие в различных соотношениях смесей конденсационных пластовых вод и продуктов реакций, происходящих в ходе солянокислотных обработок. Не отмечено присутствие воды лишь в скв. 254.

По скв. 133, вскрывающей отложения московского, башкирского и серпуховского ярусов на южной границе опытного участка, в 1992 г. наблюдалось заметное снижение продуктивности, связанное с продвижением пластовой воды из башкирского яруса, динамика поступления которой отражена в табл. 1.15.

При маломеняющемся дебите газа в течение 1990 г. и даже снизившемся на 0,09 м3/сут притоке воды отмечено возрастание минерализации и соответственно плотности воды, что свидетельствует об увеличении доли пластовой воды в ее смеси с конденсационными водами. В 1992 г. дебит по газу снизился до 293 тыс. м3/сут, а минерализация воды достигла 81,6 г/л. К 01.05.93 г. с различной примесью пластовой воды (от 4 % и выше) работают 54 эксплуатационные скважины. Добыча воды за четыре месяца 1993 г. составила 11063,7 т, что соответствует уровню 1992 г.

Усиливающаяся тенденция к обводнению продуктивного пласта Вуктыльского НГКМ обусловила необходимость постановки экспериментальных исследований особенностей процесса извлечения двухфазной углеводородной смеси из пористой среды, содержащей воду.

В ходе реализации программы исследований, выполнявшихся под руководством Р.М. Тер-Саркисова, решались следующие задачи:

разработка методики экспериментальных исследований в обводненном пласте, обеспечивающей минимальную неоднородность распределения водонасыщенности по длине модели пласта;

разработка методики и экспериментальное изучение процесса изобарического вытеснения двухфазной ГКС сухим газом как в сухой пористой среде, так и при различных значениях водонасыщенности;

проведение экспериментов на установке фазовых равновесий по исследованию влияния степени минерализации пластовой воды, находящейся в контакте с двухфазной газоконденсатной смесью, на межфазное распределение углеводородов.

Пластовые воды, находящиеся в жидкой фазе, можно разделить на две части: гидродинамически свободную и связанную.

Связанная остаточная вода - суммарная неснижающаяся водонасыщенность пористой среды, при которой эта фаза теряет подвижность; для нее эффективная проницаемость равна нулю. Связанная вода удерживается в породе-коллекторе поверхностно-молекулярными и капиллярными силами. Различают прочно связанную воду, представленную слоями толщиной в не-

ТАБЛИЦА 1.15

Дата исследования

Дебит

Минера

лизация,

г/л

Плот

ность

воды,

г/см3

Отношения

газа,

3

тыс.м

сут

воды,

м3

сут

Na r — Cl

Cl r — Br

SO4 • 100

r-4-

Cl

05.12.90

330

1,20

35,00

0,934

0,84

-

0,19

03.12.91

335

1,11

48,12

0,974

0,84

823,2

0,33

17.12.92

293

0,94

81,60

1,000

0,97

4676,8

0,09

сколько молекул, и рыхло связанную воду. Последняя испытывает сорбционное давление до 0,1 МПа. Прочно связанная вода испытывает давление - от 1 МПа на ее верхней границе и до 100 МПа непосредственно у поверхности контактирующей с ней породы.

В пористой среде природных залежей могут существовать водонасыщенные линзы, часть воды в которых является остаточной (так как в процессе формирования залежи осталась невытесненной углеводородами), но не связанной, поскольку свободна в гидродинамическом смысле.

На количество связанной воды может оказать существенное влияние процесс испарения воды за геологическое время, следствием чего являются меньшие значения водонасыщенности в реальных газовых пластах по сравнению с определенными по коллекторским свойствам образцов пористой среды.

Приведем в качестве примера (табл. 1.16) результаты исследования кернового материала, отобранного из московского яруса опытного участка УКПГ-8, отведенного под закачку сухого газа (скв. 269 и 270, нагнетательные). На достоверности информации о содержании в керне связанной воды положительно сказалось то, что фильтрат бурового раствора и промывочной жидкости практически не проник в керн, что подтверждено многочисленными исследованиями. В табл. 1.16 приведены результаты определения коллекторских свойств и водонасыщенности образцов керна (для каждого долбления величины усреднены).

Для исследованных кернов характерна неоднородность как по коллекторским свойствам, так и по насыщенности водой и углеводородами.

Из анализа литературных источников следует, что с уменьшением абсолютной проницаемости содержание связанной воды увеличивается. На рис. 1.18 изображены результаты исследований, устанавливающих связь между проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Зависимость содержания воды в кернах Вуктыльского ГКМ от их пористости выявлена сотрудниками СеверНИПИгаза. Для различных месторождений эти зависимости могут различаться при одной и той же проницаемости вследствие различия в структуре внутреннего пространства пористой среды, гидрофильности или гидрофобности, минерализации и некоторых других факторов, среди которых следует отметить и геологический возраст пород.

ТАБЛИЦА 1.16

Результаты определения водонасыщенности и коллекторских свойств кернового материала скв. 269, 270

Номер долбления

Интервал отбора, м

Пористость, %

Проницаемость, 10-15 м2

Углеводо-родонасы-щенность, %

Водонасы-

щенность,

%

Скважина 269

1

2600-2608

7,5

6,9

4,2

3,7

2

2615-2620

5,5

0,8

8,3

5,2

3

2620-2626

2,8

0,1

7,9

19,0

4

2626-2635

5,0

4,0

6,2

4,0

5

2635-2649

6,2

9,8

7,4

10,6

6

2649-2664

6,1

7,2

7,4

11,6

Скважина 270

1

2790-2804

4,0

0,7

14,6

10,9

2

2812-2828

3,9

3,5

11,6

13,1

3

2828-2840

1,6

0,002

21,1

11,4

4

2840-2853

3,0

0,02

26,1

26,1

5

2853-2866

2,3

0,1

31,8

19,5

Рис. 1.18. Зависимость содержания связанной воды Sв от проницаемости кернов k для различных месторождений:

1 - Анахуак; 2 - Томболл; 3 - Ист-Тексас


Рис. 1.19. Относительные фазовые проницаемости газа (1) и нефти (2) при наличии 1525 % объема пор связанной воды (сплошные линии) и в ее отсутствие (пунктирные линии)

Первая работа, в которой исследовались основные факторы, определяющие условия движения трехфазных систем в пористых средах, была опубликована в США М. Левереттом и У. Льюисом в 1941 г. В частности, была исследована зависимость относительных проницаемостей газовой и жидкой фаз от нефтенасыщенности при наличии и отсутствии связанной воды.

Модель пласта, принятая в этом исследовании, представляла собой разборную бакелитовую трубу длиной 1,8 м, диаметром 0,05 м. Пористой средой служил отмытый кварцевый песок проницаемостью от 5,4*10-12 до 16,2*10-12 м2 и пористостью от 41 до 44 %. Фильтрация с линейной скоростью около 6* 10-5 м/с проводилась снизу вверх в вертикально установленной модели пласта. Моделью нефти служил керосин в смеси с моторным маслом, газа -азот, воды - 0,9%-ный раствор хлорида натрия.

Измерение относительных проницаемостей проводили методом стационарной фильтрации. На рис. 1.19 показана зависимость фазовых проницаемостей газа и нефти от нефтенасыщенности при наличии 15-25 % объема пор связанной воды и в ее отсутствие. При наличии в порах некоторого количества связанной воды уровень значений относительных проницаемостей “нефти” превышает величины относительных проницаемостей этой фазы,

Рис. 1.20. Относительные фазовые проницаемости нефти (1) и воды (2) при наличии 5 % (3), 10 % (4) и 20 % (5) объема пор связанной воды

полученные на “сухом” образце. Газопроницаемости, определенные по данным совместной фильтрации фаз в “сухой” среде, больше относительных проницаемостей газовой фазы в водонасыщенной пористой среде. Влияние третьей фазы ощущается во всем диапазоне изменения нефтенасыщенности.

Водонасыщенность, % объема пор


Б. Кодлом описаны эксперименты по определению относительных фазовых проницаемостей воды и нефти при фильтрации в пористой среде с различной водонасыщенностью. Автором был взят образец песчаника, в котором последовательно методом центрифугирования создавались водонасыщенности, равные соответственно 20, 10 и 5 % объема пор. Для каждого из этих значений были получены зависимости относительных фазовых проницаемостей нефти и воды от насыщенности (рис. 1.20). Экспериментальные точки, как и на рис. 1.20, не показаны. Из анализа графиков следует, что связанная вода влияет на вид кривых относительных фазовых проницаемостей. С увеличением содержания связанной воды фазовые проницаемости для нефти возрастают, а для воды уменьшаются, причем степень этого изменения различна для разных значений содержания связанной воды.

1.4

РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ 1.4.1

ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Динамика проектных и фактических отборов газа из недр месторождения определяется конкретными геолого-промысловыми и региональными особенностями объекта разработки. В зависимости от активности подошвенных и законтурных вод при отборе газа проявляет себя в залежи либо газовый, либо водонапорный режим. Практика разработки свидетельствует о том, что чисто газовый режим встречается относительно редко. Как правило, по мере снижения давления в продуктивном пласте в него внедряется внешняя по отношению к пласту вода.

ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ

Газовым (газонапорным) называют режим эксплуатации месторождения, при котором пластовые флюиды поступают в добывающие скважины под воздействием энергии сжатого природного газа. Естественно, что падение давления в поровом пространстве коллектора обусловливает упругое расширение скелета вмещающих залежь горных пород. Однако основным источником энергии, благодаря которому пластовые флюиды фильтруются к забоям добывающих скважин, при газовом режиме является энергия содержащегося в пласте сжатого газа.

Поскольку от режима эксплуатации залежи зависят как система размещения скважин на месторождении, схема подготовки газа к транспорту и схема транспорта, так и технико-экономические показатели разработки, то обычно режим работы объекта стремятся обосновать как можно раньше после открытия залежи. При этом используются методы аналогии объектов региональной системы добычи газа, геолого-промысловые данные о залежи (ФЕС, насыщенность порового пространства РЖУ и водой, особенности ГВК и ГНК), а также данные опытно-промышленной эксплуатации месторождения.

Газовый режим разработки месторождения характеризуется постоянством газонасыщенного объема порового пространства залежи (с отмеченной выше оговоркой, касающейся упругого расширения вмещающих пород). Поэтому графическая зависимость приведенного давления p/z = f(Q) представляет собой гипотенузу прямоугольного треугольника с катетами (р/г)нач и Qg^. Здесь р - текущее пластовое давление, z - текущее значение коэффициента сжимаемости пластового газа, Q - текущий накопленный отбор газа, Q^ - начальные суммарные запасы газа в залежи.

С.Н. Закиров и Б.Б. Лапук отмечали [14], что прямолинейность зависимости p/z от Q в рассматриваемых координатах является необходимым, но недостаточным условием проявления газового режима. Из опыта разработки газовых месторождений следует, что в ряде случаев указанная зависимость может быть прямолинейной и при водонапорном режиме. Прямолинейность зависимости может быть в этом случае вызвана изменением темпа отбора газа, как показали своими исследованиями Ф.А. Требин и В.В. Савченко [14]. Режим работы залежи после начала ее эксплуатации определяется видом рассмотренной графической зависимости p/z = f( Q), построенной по результатам систематического измерения текущего пластового давления с использованием данных о количестве добытого газа и текущем коэффициенте сжимаемости газа при данном пластовом давлении. Поскольку прямолинейная зависимость графика еще не является доказательством проявления газового режима, такой график может быть получен и в случае водонапорного режима при постоянном темпе отбора газа из залежи.

С другой стороны, следует отметить, что в пластах с крупными зонами слабопроницаемых коллекторов кривая приведенного давления на начальной стадии отбора запасов газа может демонстрировать более резкое снижение, чем это отвечает ожидавшемуся ее линейному положению. Причиной являются меньшие объемы текущих дренируемых запасов по сравнению с оцененными общими запасами газа в залежи. Когда давление в высокопроницаемых областях пласта в ходе разработки залежи существенно понизится, в эти области начнет поступать газ из слабопроницаемых областей, и в дальнейшем будет наблюдаться выполаживание кривой приведенного давления, ее стремление выйти на ожидавшуюся зависимость.

На рис. 1.21 представлены примеры зависимости приведенного давления от объема отобранного газа для Верхне-Омринского и Вой-Вожского (Республика Коми) газовых месторождений. При газовом режиме работы

а    б

1бг>% P/Z

15

10

V

A

- 75

-

^ А У ''

-50

4V

¦ / ^^2 \

-25

• 1..........................1.......***.............-1

О 0,2    0,4    0,6    0,8    Q 0    0,2    0,4    0,6    0,8    Q

Рис. 1.21. p/z - зависимость для залежей Верхне-Омринского (а) и Вой-Вожского (•) месторождений:

1 - фактическое снижение приведенного давления; 2 - линия газового режима; 3 - динамика

темпов отбора газа (2Qj.) из залежей

залежи здесь наблюдается более резкое, чем ожидалось, падение давления. Это объясняется тем, что часть начальных запасов газа располагалась в слабопроницаемых зонах продуктивных отложений. Когда в ходе разработки залежей возникли гидродинамические условия (благодаря достаточно значительному снижению давления в дренировавшейся с самого начала области), слабопроницаемые области стали отдавать газ. Соответствующий период разработки виден на графиках - отсюда кривые стали выполаживаться. Тем не менее часть запасов осталась заблокированной в области плохих коллекторов (кривые давления идут параллельно ожидавшимся графикам, но при продолжении до оси отборов отсекают участки, которым соответствуют запасы меньше начальных).

ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

Динамика в содержании попутной воды в продукции скважин и в подъеме ГВК свидетельствует о проявлении водонапорного режима.

П.Т. Шмыгля справедливо квалифицирует упруговодонапорный режим как наиболее общее проявление внешнего источника энергии разрабатываемого газового пласта [56]. При таком понимании выделяемый иногда жестководонапорный режим является лишь частным случаем упруговодонапорного режима, поскольку изменение темпов отбора газа из залежи немедленно вызывает проявление упругой составляющей в балансе сил, обеспечивающих фильтрацию флюидов.

Наиболее ранним признаком поступления в залежь воды является понижение уровня в пьезометрических скважинах, пробуренных на водоносный пласт или в законтурную область пласта-коллектора, являющуюся ближайшей к залежи частью водонапорного бассейна. Чем больше фонд пьезометрических скважин, тем точнее можно оценить текущий объем внедрившейся в газонасыщенную зону воды.

Источником дополнительной информации о режиме работы газоносного пласта являются также данные геофизических исследований скважин, а именно данные о подъеме ГВК (ГНК).

Далее свидетельством поступления в залежь воды могут быть промысловые данные по обводнению продукции скважин. Эти данные включают как результаты контроля за содержанием воды в продукции скважин, так и результаты химического анализа попутной воды (по динамике содержания, например, ионов хлора). Располагая информацией о составе подошвенной и законтурной воды, можно судить как о фактах внедрения этих вод в газонасыщенную область, так и о количестве поступающей воды, если систематически контролировать состав попутной воды добывающих скважин, начиная с перифер ийных.

На рис. 1.22 показаны возможные виды зависимости p/z = f(Q) при разработке газовых залежей, в том числе в случае водонапорного режима. В зависимости от геологической и гидрогеологической обстановки, а также от динамики темпа отбора флюидов из пласта приведенное давление p/z может монотонно снижаться, может также после снижения давления демонстрировать стабилизацию и даже рост.

Рассматривая эти варианты, Г.В. Рассохин [22] писал о затухающем или активизирующемся упруговодонапорном режиме.

При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обусловливается как энергией давления сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. П родвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.

Довольно часто при разработке месторождений природных газов в условиях водонапорного режима давление сначала падает, как при газовом режиме. Это явление объясняется тем, что в начальный промежуток времени в газовую залежь поступает мало воды по сравнению с начальным газонасыщенным объемом порового пространства. Поэтому вначале поступление воды незначительно влияет на темп падения пластового давления. Дальнейшее поступление воды в залежь приводит к заметному замедлению темпа падения пластового давления. Как пишет С.Н. Закиров, складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем п р и водонапорном режиме [13, 14].

Рис. 1.22. Возможные виды р/^-зависимостей для газовых залежей.

Режим: 1 - газовый; 2, 4 - затухающий и 3 -активизирующийся упруговодонапорный; 5 -жесткий водонапорный


p/z, МПа

О    400    800    1200

бдоб (t)> МЛН- м3

I * U I О \2

Рис. 1.23. Зависимости р/z = fдоб(?)] для залежей 2 и 3 в III горизонте Анастаси-евско-Троицкого месторождения:

1 - залежь 2; 2 - залежь 3

Наиболее характерной для газовых месторождений является величина средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления. Физический смысл этого понятия следующий. Это такое давление, которое установится в газовой залежи после достаточно длительного простаивания всех эксплуатационных скважин (предполагается, что за время простаивания не происходит заметного продвижения границы раздела газ - вода).

Как показал С.Н. Закиров, изменение во времени среднего пластового давления ( p) в случае газового режима определяется следующим уравнением:

p (t) = (Рн/ ^ - p атмО,об(^/а^нМр )>    0.0

где рн - начальное пластовое давление; Qдоб (t) - количество суммарно добытого газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению ратм и пластовой температуре Тпл; а йн - газонасыщенный объем порового пространства залежи; а - коэффициент газонасыщенности; Qн - поровый объем залежи; zн и z (p) - соответственно коэффициенты сверхсжимаемости газа при температуре Тпл и давлениях рн и p(t).

Из приведенного уравнения следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости p/z(p) = f[Qa(,6(t)]. При водонапорном режиме зависимость p/z(p) = f[Qa<)6(t)] отклоняется от соответствующей зависимости, справедливой для газового режима.

Таким образом, при водонапорном режиме начальный участок кривой зависимости средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства газовой залежи пластового давления от количества добытого газа во многих случаях может описываться формулой, справедливой для газового режима. В ряде случаев (при хорошей проницаемости пласта, малом темпе разработки газовой залежи) вода поступает в газовую залежь настолько интенсивно, что водонапорный режим проявляется уже на ранней стадии разработки. На рис. 1.23 дан пример графика p/z = f(Q), полученного при разработке Анастасиевско-Троицкого газонефтяного месторождения (Краснодарский край). Прямолинейный характер графика мог бы свидетельствовать

о газонапорном режиме работы залежи. Однако фактически отбор газа сопровождался активным подъемом воды - фильтрационные сопротивления были незначительными вследствие хороших коллекторских свойств вмещающих залежь пород.

Правильное определение режима месторождения и темпа продвижения воды в процессе разработки газовой залежи имеет большое значение при проектировании, анализе и прогнозе перспектив разработки газового месторождения. Знать количество поступившей в газовую залежь воды необходимо при определении запасов газа по данным о количестве отобранного газа и изменении во времени среднего пластового давления.

От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. Темп падения пластового давления непосредственно влияет на падение дебитов газовых скважин, а следовательно, на число необходимых скважин для обеспечения запланированного отбора газа из месторождения. Темп падения пластового давления определяет продолжительность периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, эффективной работы установок низкотемпературной сепарации газа, изменение во времени потребной мощности установок искусственного холода, мощности дожимной компрессорной станции.

Таким образом, режим месторождения и связанные с ним темпы падения пластового давления непосредственно влияют на технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

Проявление водонапорного режима оказывает благоприятное влияние на эти показатели. Однако проявление водонапорного режима приводит к некоторым отрицательным последствиям, которые необходимо учитывать при проектировании и осуществлении процесса разработки газового месторождения. Прежде всего, в результате продвижения воды в газовую залежь часть скважин обводняется и вместо них приходится бурить новые скважины.

Вследствие изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений по площади газоносности, а также при неравномерном распределении отборов газа по площади залежи газовые скважины могут обводняться преждевременно. Неоднородность продуктивных отложений по мощности и неравномерность их дренирования по разрезу могут приводить к быстрому продвижению воды по наиболее проницаемым и дренируемым прослоям, пропласткам, пачкам, что также вызывает преждевременное обводнение скважин. Это ухудшает технико-экономические показатели разработки месторождения.

До недавнего времени считалось, что при разработке газовых месторождений, достаточно однородных по коллекторским свойствам и с высокими пластовыми давлениями, газоотдача в условиях водонапорного режима может достигать 95-98 %. Однако лабораторные исследования и промысловые наблюдения последних лет показывают, что газоотдача обводненной зоны месторождений значительно меньше и в отдельных случаях может снижаться до 50 %. По данным, например, А.А. Аксенова, А.Г. Габриэляна, Р. А. Пецюхи и В.И. Соболева, достигнутый или ожидаемый коэффициент газоотдачи по месторождениям природного газа Нижнего Поволжья изменяется в пределах от 0,48 до 0,92.

Следовательно, снижение коэффициента газоотдачи пласта - второе отрицательное последствие проявления водонапорного режима.

При решении вопросов размещения скважин на площади газоносности, очередности ввода их в эксплуатацию необходимо учитывать продвижение контурных или подошвенных вод. При проектировании и осуществлении разработки газового месторождения необходимо стремиться к обеспечению равномерного стягивания контуров водоносности. Продвижение воды в газовые залежи регулируют, устанавливая соответствующие дебиты газовых скважин, буря дополнительные скважины или закрывая некоторые скважины, в зависимости от характера продвижения контурных вод.

В условиях водонапорного режима процесс обводнения газовых скважин и месторождения - это естественный процесс. Поэтому при проектировании и осуществлении разработки месторождения природного газа следует предусматривать такое число эксплуатационных скважин, такое размещение их на структуре и соответствующие технологические режимы эксплуатации, систему обустройства газового промысла, значения коэффициента газоотдачи, которые обеспечили бы наилучшие экономические показатели.

Систему обустройства нефтяных промыслов всегда проектируют в предположении добычи нефти вместе с попутной водой. Обустройство же газовых промыслов позволяет отделять от газа лишь незначительное количество влаги. Поэтому обводняющиеся газовые скважины быстро выходят из эксплуатации. Естественно, что это иногда отрицательно сказывается на коэффициенте газоотдачи. Вопросы отбора газа при наличии воды разработаны слабо. Для предотвращения обводнения газовых скважин рекомендуются изоляционные работы. П ри эксплуатации обводненных скважин находят применение плунжерные подъемники и даже глубинные насосы, используются различные пены для удаления воды с забоев скважин. Перспективны, по-видимому, методы изоляции притока воды путем закачки специальных пен. Таким образом, третье отрицательное последствие проявления водонапорного режима связано с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла.

На практике режим месторождения природного газа устанавливается следующим образом. Промысловые данные об изменении среднего плас-

Рис. 1.24. Примеры зависимостей р/г = = f(Q,o6(t)) для газовой залежи:

1 - при водонапорном режиме и бесконечно малом темпе отбора газа; 2, 2а, 26;    3    -    для

разновидностей водонапорного режима при реальных темпах разработки; 4 - при газовом режиме, а также при бесконечно большом темпе разработки залежи в условиях водонапорного режима


тового давления p (t) и о количестве

добытого газа Q^6(t) обрабатываются в координатах p (t)/ z(p) = f[Q^6(t)] (здесь z(p) - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении p и пластовой температуре; Q^6(t) - количество суммарно добытого газа к моменту

времени t, приведенное к атмосферному давлению и стандартной температуре). Если в указанных координатах отмеченные промысловые данные ложатся на прямую, это указывает на проявление газового режима. Если с какого-то момента темп падения приведенного среднего пластового давления p(t)/ z(p) начинает замедляться, это свидетельствует о начале заметного поступления воды в залежь (рис. 1.24).

1.4.2

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ТИПА

В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабатываются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компонентов - газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического производства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэтому режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оценивать как способы добычи и газа, и - особенно - конденсата.

Газоконденсатные залежи в их начальном - на момент открытия - состоянии характеризуются высокими пластовыми давлениями, достигающими обычно нескольких десятков мегапаскалей. Встречаются залежи с относительно низкими (8-10) и очень высокими (до 150-180 МПа) начальными пластовыми давлениями. Основные запасы углеводородов в залежах газоконденсатного типа приурочены к объектам с начальными пластовыми давлениями 30-60 МПа. В отечественной газопромысловой практике разработка газоконденсатных месторождений осуществлялась до недавнего времени на режиме использования только естественной энергии пласта. Такой режим (“истощения”) требует для своей реализации минимальных капитальных вложений и относительно умеренных текущих материальных и финансовых затрат. В истории разработки газоконденсатного месторождения, как и п ри разработке чисто газового, происходит последовательная смена нескольких характерных периодов: освоения и пробной эксплуатации; нарастающей, максимальной, падающей добычи; завершающий период. В отличие от разработки чисто газовой залежи в данном случае приходится иметь дело с продукцией, постоянно изменяющей свой состав. Это связано с явлениями ретроградной конденсации пластовой углеводородной смеси при снижении пластового давления. Высокомолекулярные углеводородные компоненты смеси после снижения давления в залежи ниже давления начала конденсации переходят в жидкую фазу, которая остается неподвижной практически на всем протяжении разработки месторождения в силу низкой фазовой насыщенности (не более 12-15 % объема пор), намного меньшей порога гидродинамической подвижности (40-60 %).

Отбор углеводородов из газоконденсатного пласта на режиме истощения сопровождается массообменными явлениями в углеводороднасыщенном поровом пространстве коллектора, которые соответствуют процессу дифференциальной конденсации смеси. В области высоких давлений (обычно выше 1520 МПа) состав отбираемой из пласта продукции скважин изменяется практически таким же образом, как при контактной конденсации смеси. Процесс контактной конденсации отличается от процесса дифференциальной конденсации тем, что давление в системе снижают путем изотермического увеличения объема системы. Этот процесс исследуют либо расчетным путем, используя данные о константах межфазного равновесия составляющих смесь индивидуальных углеводородных компонентов, либо на сосуде фазовых равновесий с раздвижными поршнями. Следует отметить, что процесс контактной конденсации в газопромысловой практике не встречается, но иногда используется при исследовании межфазного массообмена в силу простоты и достаточно высокой степени соответствия пластовым явлениям, особенно для повышенных пластовых давлений.

Г.С. Степанова и В.Н. Шустеф подробно изучали особенности процесса дифференциальной конденсации вуктыльской пластовой смеси, выполняя одновременно для сравнения расчеты по контактной конденсации [47]. По данным этих исследователей, граничное давление, ниже которого расчетные составы газовой фазы для дифференциального и для контактного процессов несколько различаются, равно приблизительно 20 МПа.

В качестве примера разработки на режиме истощения можно рассмотреть эксплуатацию запасов углеводородов Вуктыльского газоконденсатного месторождения. История разработки этого месторождения (Республика Коми) началась с открытия в середине 60-х годов крупнейших в европейской части России залежей углеводородов в пермско-каменноугольных карбонатных отложениях. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субмери-дионального простирания площадью более 250 км2 и амплитудой свыше 1500 м (по подошве ангидритовой пачки кунгурского яруса). Складка располагается в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского Краевого прогиба (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Западное крыло складки крутое (до 70-90°), свод узкий гребневидный; в приосевой части складки это крыло нарушено надвигом, падающим на восток под углом 6570°. Амплитуда вертикального смещения около 600 м. Восточное крыло складки относительно пологое (20-25°).

В геологическом разрезе присутствуют ордовикско-силурийские, каменноугольные, пермские и триасовые отложения, перекрытые четвертичными. Установлены две газоконденсатные залежи. Основная залежь приурочена к органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторичным доломитам визейско-артинского возраста. Продуктивная толща по вертикали составляет около 800 м; она перекрыта 50-100-метровой пачкой трещиноватых аргиллитов верхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, являющейся хорошей покрышкой. Открытая пористость коллекторов изменяется от 5-6 до 22-28 %, проницаемость колеблется от 10-15—10-16 до (4-8)-10-12 м2. Залежь массивная, сводовая, тектонически ограниченная. Глубина залегания кровли резервуара 2100-3300 м. Имеется нефтяная оторочка.

Пластовая газоконденсатная смесь характеризовалась следующим начальным усредненным составом, % (молярные доли): метан 74,6; этан 8,9; пропан 3,8; бутаны 1,8; пентан плюс вышекипящие 6,4; азот 4,5. Конденсат имел начальную плотность около 0,745 г/см3, содержание в нем метановых углеводородов составляло, % (молярные доли), 71; ароматических 11,9; нафтеновых 17,1. В конденсате было от 0,5 до 1,2 % парафина, от 0,02 до 0,09 % серы. Нефть нефтяной оторочки легкая (плотность 0,826-0,841 г/см3), высо-копарафинистая (4,0-8,1 %), содержание серы в ней от 0,15 до 0,22 %.

Начальные запасы газа на Вуктыльском месторождении составляли 429,5 млрд. м3, конденсата 141,6 млн. т. Начальная характеристика пластовой системы оценивалась следующими средними величинами: пластовое давление 36,3 МПа, температура 62 °С, давление начала конденсации пластовой углеводородной смеси 32,4 МПа, конденсатогазовый фактор 360 г/см3.

Разработка Вуктыльского НГКМ была начата в 1968 г. Генеральный план расстановки скважин на месторождении формировался в соответствии с принципами, обоснованными в проектах ОПЭ и разработки. Бурение эксплуатационных скважин было начато в 1968 г. Залежь разбуривалась без отступлений от генерального плана, не считая необходимых уточнений, связанных с рельефом местности и выдачей резервных точек взамен ликвидированных скважин.

Совмещение ОПЭ с разведкой позволило из 44 разведочных скважин использовать 28, т.е. 21 скважину перевести в эксплуатационные, шесть - в контрольно-наблюдательные и одну - в пьезометрические.

Темпы ввода скважин в эксплуатацию резко отставали от проектных, в то же время объемы добычи газа и конденсата соответствовали проекту.

Первые четыре года разрабатывался только северный купол, в котором сосредоточена основная доля запасов газа и конденсата. Южный купол введен в разработку в 1973 г. Среднесуточные дебиты поддерживались на максимально возможном уровне. При этом большинство скважин (около 80 %) работало одновременно по лифтовым трубам и затрубному пр остранст-ву и при ма^имально допустимых депрессиях, составляющих от

6 до 8 МПа. Диапазон дебитов в тот период был очень большой - от 200 до 2000 тыс. м3/сут. По 15 жважинам среднегодовой дебит был более 1000 тыс. м3/сут, по 40 жважинам от 500 до 1000 тыс. м3/сут.

Учитывая большой этаж газоносности и сложное строение месторождения, для наблюдения за поведением пластового давления по залежи результаты всех замеров приводили ^ средневзвешенной по запасам пложости с отметаой минус 3025 м. Распределение давления по жважинам до начала разработай месторождения определялось положением жважин на стру^уре и отметаой вжрытых интервалов. Среднее начальное пластовое давление на средневзвешенной пложости составило 36,3 МПа.

Э^плуатационное бурение позволило ^ началу 80-х годов довести фонд действующих жважин до полутора сотен. Тем не менее, пос^оль^у бурение отставало от прое^ных объемов отбора газа, жважины работали с относительно большими депрессиями. К этому периоду времени на месторождении были достигнуты ма^имальные отборы газа - 18-19 млрд. м3 в год. С 19821983 гг. начался период падающей добычи (рис. 1.25, табл. 1.17).

Освоение запасов углеводородов татого сложного глубо^залегающего месторождения, ^а^ Вуктыльжое, с высо^м начальным пластовым давлением, значительным содержанием ^нденсата в пластовой смеси, большим этажом газоносности, низ^проницаемыми трещиноватыми ^ллееторами потребовало постанови целого ряда новых техни^-технологичежих задач. В проектах ОПЭ и разработай месторождения были обоснованы, а затем, с ^нца 60-х годов, реализованы на пра^ти^е следующие решения:

разработаа продуктивного пласта большой толщины (до 1500 м) одной сетаой жважин;

отбор запасов в зонах повышенной продуктивности жважинами увеличенного диаметра (219 мм);

1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995

Годы

Рис. 1.25. Динамика некоторых технологических показателей при разработке Вуктыльского

НГКМ:

1 - накопленная добыча газа, млрд. м3; 2 - то же конденсата, млн. т; 3 - средневзвешенное пластовое давление, МПа. Вертикальной штриховкой обозначен период максимальных годовых отборов конденсата, горизонтальной - газа

ТАБЛИЦА 1.17 Динамика показателей разработки Вуктыльского НГКМ

Показатель

Год разработки

1968 IV кв.

1970

1975

1980

1985

1990

1995

Извлечение газа,

0,06

6,7

18,7

19,045

15,436

6,537

2,815

млрд. м3

0,5

8,0

18,0

18,900

15,326

7,730

2,249

Извлечение конден

0,02

2,4

3,7

1,705

0,719

0,3203

0,2155

сата, млн. т

0,18

2,8

3,56

1,900

0,460

0,200

0,0789

Среднегодовой фонд

2

15

59

102

145

166

159

действующих сква

3

49

63

118

140

155

155

жин

Средний дебит одной

70

1100

910

539

306

115

70

скважины, тыс. м3

500

528

830

-

-

-

47

сут

Коэффициент эк

-

0,87

0,969

0,983

0,982

0,917

0,694

сплуатации скважин

0,85

0,95

-

-

-

0,850

Коэффициент ис

-

0,62

0,69

0,840

0,866

0,848

пользования фонда

-

-

-

-

-

-

скважин

П р и м е ч а н и е. В

числителе

фактические показатели, в знаменателе - проектные.

центральная расстановка скважин;

высокая подвеска лифтовой колонны;

транспорт нестабильного конденсата в однофазном состоянии на большие расстояния до перерабатывающего завода.

В условиях карбонатных коллекторов большой толщины были отработаны двухэтапная солянокислотная обработка скважин, методы их вскрытия, освоения и глушения.

Разработка газоконденсатных залежей, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам (на Вуктыле средняя проницаемость около 10-14 м2), - одна из наиболее сложных газопромысловых проблем. Особенно острой она становится после вступления месторождения в завершающую стадию эксплуатации, когда энергетические возможности пласта в основном уже исчерпаны.

Несмотря на все принятые меры, включая использование перечисленных выше прогрессивных технико-технологических решений, к концу разработки Вуктыльского месторождения на режиме истощения в недрах этого объекта добычи газа и газового конденсата остаточные запасы газа составят несколько десятков миллиардов кубометров (порядка 10 % от начальных запасов), жидких углеводородов - около 100 млн. т (порядка 70 % начальных запасов).

Известно, что в условиях низкопроницаемых коллекторов иногда невозможно отобрать с достаточной полнотой не только жидкие углеводороды, но и газ из-за резкого снижения фазовых проницаемостей при выпадении ретроградного конденсата в призабойных зонах скважины. Именно это обстоятельство побудило специалистов отказаться от разработки на режиме истощения месторождения Нокс-Бромайд: лабораторные исследования показали, что такой режим позволит отобрать лишь небольшую часть от запасов не только конденсата, но и газа (газоотдача не превысит 13 %).

С целью изучения особенностей отбора газоконденсатной смеси из пласта, характеризующегося низкими коллекторскими свойствами, Р.М. Тер-Саркисовым совместно с сотрудниками была реализована специальная исследовательская программа.

Предпринятые широкомасштабные экспериментальные исследования процесса испарения выпавшего конденсата при реализации режима истощения газоконденсатной системы в диапазоне давлений от р = р1 > рнк до р = = р2 = 1 МПа впервые позволяют проанализировать результаты опытов, в которых процесс проводился до состояния глубокого истощения системы, причем проницаемости физических моделей пласта существенно различались. Использовали две модели длиной 1,002 м, диаметром 0,387 м и с одинаковой пористостью - 24,8 %. В одних случаях модели пласта содержали связанную воду, в других были сухими (по воде) (табл. 1.18).

Эксперименты проводились применительно к условиям последнего этапа завершающей стадии разработки Вуктыльского НГКМ (Тпл = 62 °С = = const). Были сформулированы следующие исследовательские задачи.

1.    Определение области давлений максимальной конденсации (то есть начала процесса нормального испарения) компонентов пластовой углеводородной смеси путем моделирования режима разработки залежи на истощение с использованием модельной газоконденсатной системы (ГКС), физических моделей пласта и сосуда PVT-соотношений. Решение этой задачи необходимо для определения диапазона пластовых давлений, при которых можно ожидать проявления эффекта нормального испарения ГКС в условиях Вуктыльского НГКМ.

2. Исследование процесса нормального испарения выпавшего конденсата в пористых средах с различными проницаемостью и водонасыщенностью. Решение этой задачи необходимо для оценки зависимости интенсивности испарения компонентов выпавшего конденсата от таких параметров пласта-коллектора, как проницаемость и водонасыщенность, что существенно при доразработке истощенной газоконденсатной залежи.

В качестве модели пластовой ГКС использованы во всех случаях многокомпонентные смеси алкановых углеводородов, близкие по своим физикохимическим свойствам к пластовой смеси исходного (до начала разработки) состава Вуктыльского НГКМ, имеющей следующие характеристики: содержание С1 - 79,1; С2 - 8,8; С3 - 3,9; С4 - 1,8; С5+ - 6,4, % (молярная доля); молекулярная масса С5+ приблизительно 115 г/моль; конденсатогазовый фактор около 330 г/м3; давление начала конденсации около 25 МПа; давление максимальной конденсации 6±1 МПа.

Изучение процессов фильтрации модельной ГКС на режиме истощения, а также создание водонасыщенности физических моделей пласта проводились по разработанной во ВНИИГАЗе методике с использованием соответствующей экспериментальной установки [5].

Результаты исследований обрабатывали с помощью ЭВМ и специально разработанной программы расчетов всех рассматриваемых при моделировании параметров.

ТАБЛИЦА 1.18 Эксперименты по испарению выпавшего конденсата

Номер эксперимента

Номер модели пласта

Проницаемость, 10-15 м2

Водонасыщенность,

%

2

Бомба РVT

-

-

КД-2-3

64

0

3

КД-6-7

9,1

0

КД-2-3

64

10

36

КД-6-7

9,1

30

4

КД-2-3

64

30

КД-6-7

9,1

10

Для удобного (в рамках данной работы) анализа результатов исследований выполненные эксперименты сгруппировали в следующие серии (см. табл. 1.18):

исследование влияния проницаемости “сухой” (без связанной воды) пористой среды на компонентоотдачу (эксперименты 2, 2а, 3);

то же для пористой среды, содержащей 10 % от объема пор связанной воды (опыты 3а, 4а);

то же для пористой среды, содержащей 30 % от объема пор связанной воды (эксперименты 4, 36).

Рассмотрим особенности углеводородоотдачи истощаемого газоконденсатного пласта, пористая среда которого является “сухой”, то есть не содержит связанную воду. Данный случай имеет не только теоретическое, но и практическое значение, поскольку содержание связанной воды во многих газоконденсатных залежах весьма незначительно (единицы процентов объема пор). Целесообразность проведения экспериментов без связанной воды обусловлена также необходимостью оценить влияние пористой среды на массообменные процессы при сравнении результатов с данными, полученными на бомбе PVT.

На рис. 1.26-1.30 п редставлены отдельные результаты сравнения динамики состава продукции истощаемого пласта и некоторых параметров добываемой смеси для моделей пласта с различной проницаемостью (сосуд PVT-

Рис. 1.26. Зависимость содержания фракции С2_4 в равновесной газовой фазе от “пластового”

давления:

1 - сосуд PVT-соотношений; пористая среда без связанной воды с проницаемостью: 2 - 64-10-15 м2;

Рис. 1.27. Зависимость содержания С2+ от давления.

Условные обозначения см. рис. 1.26

соотношений можно условно рассматривать как образец пористой среды с весьма высокой проницаемостью, например, 10-10—10-11 м2). Из сравнения графиков следует, что с уменьшением проницаемости от 10-10—10-11 м2 (эксперимент № 2) до 64-10-15 м2 (№ 2а) и далее до 9,1 *10-15 м2 (№ 3) происходит снижение давления максимальной конденсации компонентов пластовой смеси. Особенно это проявилось у низкомолекулярных компонентов.

При исследовании типичных, но сравнительно “легких” газоконденсатных смесей (молекулярная масса фракции С5+ в смеси исходного состава равна 115 г/моль) наблюдается интенсивный рост содержания в продукции компонентов С2+ после снижения пластового давления ниже давления максимальной конденсации, причем вне зависимости от проницаемости пористой среды. Вследствие проявления эффекта нормального испарения конденсатогазовый фактор продукции после снижения давления ниже давления максимальной конденсации вновь возрастает (рис. 1.28), достигая вдвое больших, чем при давлении максимальной конденсации, значений к концу отбора пластовой смеси (р - 1 МПа). КГФ растет за счет компонентов С5 и С7; декан (С10) практически не испаряется. При этом молекулярная масса фракции С5+ почти монотонно снижается во всей области давлений, от рнк до р -- 1 МПа (рис. 1.30).

Если поведение кривой “содержание фракции С2_4, % как функции пластового давления” аналогично поведению соответствующей кривой для фракции С5+ (график КГФ), то и зависимость молекулярной массы фракции С2-4 также аналогична этим двум кривым; в области давлений ниже давления

_I_I_I_I_1_

КГФ, г/м*


0    5    15    25    р,    МПа

Рис. 1.28. Зависимость КГФ от пластового давления.

Условные обозначения см. рис. 1.26

Мс , г/моль 39 I-

35,51_I_I_I_1_I_

0    5    15    25    />,    МПа

Рис. 1.29. Зависимость молекулярной массы С2_4 от давления.

Условные обозначения см. рис. 1.26

Рис. 1.30. Зависимость молекулярной массы С5+ от давления.

Условные обозначения см. рис. 1.26

Рис. 1.31. Зависимость содержания фракции С2_4 от давления в пористой среде, содержащей

10 % от объема пор связанной воды.

Проницаемость: 1 - 64* 1015 м2; 2 - 9,1 *10-15 м2

максимальной конденсации молекулярная масса С2-4 вновь увеличивается, в отличие от этого параметра для стабильного конденсата.

Сопоставление результатов экспериментов на физических моделях пласта с бомбовыми данными показывает, что пористая среда в обследованном диапазоне не препятствует процессу нормального испарения выпавшего конденсата, хотя некоторые детали массообменных процессов в пустотелом сосуде PVT-соотношений и в пористой среде, естественно, различаются. Так, представляет интерес область давлений от 8-10 до 13-15 МПа (рис. 1.29, 1.30). Здесь заметно нарушается монотонный характер уменьшения молекулярной массы стабильного конденсата (фракция С5+), что обусловливается вступлением в область максимальной конденсации фракции промежуточных углеводородов (см. рис. 1.26). По-видимому, смещение равновесия для этих углеводородов в сторону (нормального) испарения оказывает влияние на конденсацию легкой части фракции С5+, близкой по химическому составу к промежуточным углеводородам: конденсация С5+ заметно затормаживается, причем более заметно в пористой среде с меньшей проницаемостью, по сравнению с сосудом PVT-соотношений (см. рис. 1.30).

Рассмотрим особенности углеводородоотдачи истощаемых газоконденсатных пластов, различающихся коллекторскими свойствами (проницаемостью), пористая среда которых содержала связанную воду в количестве 10 % объема пор (см. рис. 1.34). В данном случае сосуд PVT не рассматривается, сравниваются лишь эксперименты с частично водонасыщенными пористыми средами, различающимися проницаемостью (64*10-15 м2 - эксперимент № 3а; 9,1*10-15 м2 - эксперимент № 4а).

Анализ результатов показал, что зависимости состава продукции и ее параметров от давления близки к тем, что характеризуют процесс истощения сухой пористой среды. Известно, что связанная вода, как правило, занимает наиболее мелкие поры, “выключая” их таким образом из процесса фильтрации и ухудшая сорбционные свойства коллектора. Поэтому присутствие воды в определенной степени сгладило различия между пористыми средами с большей и меньшей проницаемостями. Тем не менее и в этом случае для более проницаемой пористой среды кривая зависимости содержания, в частности, углеводородов С2-4 в продукции от текущего давления в “пласте” расположена несколько выше (рис. 1.31).

Графики зависимости молекулярных масс фракций от текущего пластового давления также аналогичны тем, что получены на “сухих” пористых средах.

Результаты экспериментов 4 и 36 (см. табл. 1.18), выполненных на тех же моделях пласта, но при более высоком содержании связанной воды в их пористых средах (30 % объема пор), в данной работе не приведены, так как они в значительной мере аналогичны результатам исследований на “сухих” моделях.

Повышенное содержание связанной воды лишь еще больше сглаживает различия между пористыми средами с большей и меньшей проницаемостями.

Таким образом, анализируя полученные результаты, можно сделать следующие выводы.

Процесс глубокого истощения газоконденсатной системы типа вуктыль-ской до давления порядка 1 МПа, моделируемый как в сосуде PVT-соотношений, так и в пористых средах с различной проницаемостью и водонасы-щенностью, начиная с давления максимальной конденсации (т.е. при р — 5

7 МПа), характеризуется наличием области нормального испарения для компонентов от С5 до С89.

Компоненты жидкой фазы пластовой смеси в процесс нормального испарения вовлекаются тем активнее, чем ниже их молекулярная масса.

При значениях молекулярной массы выше 100 г/моль выход компонентов мало изменяется в процессе снижения пластового давления от 5-7 до

1 МПа, а резкое снижение в продукции доли компонентов С10+ позволяет утверждать, что практического значения добыча этой высокомолекулярной части пластовой смеси в области давлений нормального испарения иметь не может, в отличие от легкой части пластовой смеси (фракции С29).

Значения проницаемости, а также водонасыщенности вмещающей газоконденсатную смесь пористой среды в исследованной области практически не влияют на особенности процессов дифференциальной конденсации и нормального испарения газового конденсата.

Таким образом, при той газоконденсатной характеристике, какую имеет вуктыльская пластовая углеводородная смесь, динамика фазовых проницаемостей в пористой среде с типичными коллекторскими свойствами не столь драматична, как при разработке месторождения Нокс-Бромайд. Из средних по проницаемости и пористости объемов порового пространства вуктыльского пласта-коллектора на завершающей стадии разработки будут извлекаться углеводороды, в том числе за счет процесса нормального испарения. Естественно, в худших по сравнению со средними зонах коллектора возможны явления, из-за которых часть запасов углеводородов будет блокирована и составит неизвлекаемые пластовые потери. На снижение потерь, в том числе и этих, направлено предложенное ВНИИГАЗом и реализуемое на Вуктыле в районе УКПГ-8 и УКПГ-1 воздействие на пласт сухим неравновесным газом (см. разд. 2.4 и 6.2).

САЙКЛИНГ-ПРОЦЕСС

Увеличение коэффициента конденсатоотдачи, а нередко и газоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений может быть достигнуто путем возврата в пласт в течение определенного периода времени добытого газа, из которого предварительно извлечены компоненты С2+ или С3+. Такой режим разработки, обеспечивающий отбор пластового газа с начальным высоким или слабо уменьшающимся содержанием конденсата (благодаря поддержанию давления) получил название сайклинг-процесса. Впервые применять его начали в конце 30-х годов, в годы второй мировой войны, когда резко возросла потребность в жидких углеводородах как сырье для производства моторных топлив, а потребность в углеводородном газе, напротив, несколько уменьшилась. В 1944 г. в США функционировали 37 установок для осуществления сайклинг-процесса при общем количестве разрабатываемых газоконденсатных месторождений 224. Обратная закачка “отбензиненного” газа применялась в тот период времени не только в США, но и в Канаде и ряде других газодобывающих стран, причем даже на таких газоконденсатных месторождениях, начальное содержание конденсата в газе которых составляло всего 150-180 г/м3. По окончании войны вследствие заметного изменения структуры потребления углеводородов и соответствующей динамики цен на жидкие и газообразные углеводороды объемы обратно нагнетаемого в пласт газа резко снизились. Удовлетворительные технико-экономические показатели при реализации сайклинг-процесса стали получать только на ГКМ с начальным содержанием конденсата в газе не ниже 250-300 г/м3. Основной упор делался на реализацию вариантов частичного сайклинг-процесса, когда объем возвращаемого в пласт газа меньше объема газа, отбираемого из пласта. Одновременно значительно возросла доля нагнетаемых в пласт неуглеводородных газов. В целом, однако, количество объектов, на которых применялся сайклинг-процесс, очень сильно уменьшилось. Тем не менее часть газоконденсатных месторождений США, Канады, некоторых других стран разрабатывались и продолжают разрабатываться в режиме обратного нагнетания газа. Накопленный опыт применения сайклинг-процесса в различных условиях и на месторождениях с разными геолого-промысловыми характеристиками потребовал более глубокого обоснования каждого проекта разработки, предусматривавшего возврат в пласт газа. Стала очевидной необходимость тщательного изучения характера неоднородности пласта - потенциального объекта нагнетания сухого газа. С другой стороны, исследования ВНИИГАЗа доказали, что, во-первых, частичный сайклинг-процесс при низких пластовых давлениях может по своим показателям не уступать процессу при высоких, близких к начальному, давлениях, а во-вторых, можно повысить эффективность процесса, если учитывать состав пластовой смеси. Речь идет о целесообразности использования влияния промежуточных углеводородов (этан-пропан-бутановой фракции) на испаряемость ретроградного конденсата в газовую фазу в послепрорывный период. При этом было показано, что испарение ретроградного конденсата - весьма длительный процесс, и в течение многих лет после прорыва закачанного газа возможно получать из скважин продукцию с высоким промышленным содержанием конденсата.

В связи с тем, что в рыночных условиях при колебаниях спроса на газ и жидкие углеводороды повышается вероятность реализации на российских газоконденсатных месторождениях сайклинг-процесса, мировой опыт его применения представляет большой интерес [10, 26, 44].

Ниже анализируются результаты осуществления сайклинг-процесса за рубежом, а также результаты единственного, практически реализованного в странах СНГ сайклинг-процесса на Новотроицком ГКМ (Украина).

Опыт проектирования разработки крупнейшего газоконденсатного месторождения Канады Кэйбоб чрезвычайно интересен в смысле комплексного решения проблемы использования полезных ископаемых с учетом требований по охране недр и окружающей среды.

Газоконденсатное месторождение Кэйбоб, открытое в сентябре 1961 г., расположено в провинции Альберта, в 300 км к северо-западу от г. Эдмонтона. Продуктивные отложения, сложенные в основном пористыми доломитами, приурочены к рифогенному массиву верхнего отдела свиты Свон Хиллс, образующему вытянутую с северо-запада на юго-восток структуру длиной около 60 км и шириной 3,5-9 км. Эти отложения осложнены межрифовым каналом значительных размеров, положение которого четко не зафиксировано. Створ канала заполнен плотными известняками. По всей площади месторождения, пласты которого регионально погружаются в юго-западном направлении с наклоном 1,05 м/км, продуктивные отложения подстилаются темными битуминозными карбонатами нижнего отдела свиты Свон Хиллс средней мощностью 33 м. Наряду с плотными известняками здесь представлены и пористые доломиты. Мощность продуктивного горизонта изменяется в пределах от 0 до 109 м. Покрышкой залежи служат плотные битуминозные известняки свиты Беверхилл Лейк. Таким образом, ловушка газа и конденсата на месторождении Кэйбоб образовалась в результате литологического выклинивания и литологического экранирования в подошве и кровле.

Начальное пластовое давление в газоконденсатной залежи, приведенное к абсолютной отметке средневесовой плоскости массива 2307 м, составляет

32,4 МПа. Пластовая температура = 114 °С), как и давление, аномально высокая для глубин залегания около 2300-2350 м. Запасы пластового газа площади В составляли 93,5 млрд. м3, в том числе запасы товарного сухого газа - 63,3 млрд. м3, конденсата (С5+) - 40,6 млн. м3, сжиженных газов (С34) - 20,5 млн. м3, серы - 21,1 млн.т. В целом по месторождению запасы пластового газа были равны 110,6 млрд. м3, конденсата - 48 млн. м3.

Газоконденсатная залежь Кэйбоб массивная. На западе она ограничена пересечением кровли рифа с ГВК, а на востоке - выклиниванием свиты Свон Хиллс, замещающейся плотными известняками. По данным исследования скважин, после вскрытия водонасыщенных отложений выявилось постепенное снижение пористости и проницаемости в направлении с северо-востока на юго-запад. Это снижение обусловлено как увеличением доли плотных рифогенных известняков, так и уменьшением пористости доломитовых интервалов. Средние значения пористости и проницаемости водоносной зоны составляют 6 % и 25*10-15 м2. По данным замеров давления в скважинах, расположенных за пределами ГВК, установили взаимодействие водоносных зон пласта Д-3 месторождения Пайн-Крик и Беверхилл Лейк месторождения Кэйбоб. Отбор 6,72 млрд. м3 газа из залежи Д-3 (Пайн-Крик) обусловил снижение давления на 0,34 МПа.

Расчеты показали, что в Пайн-Крик вторглось 16,54 млн. м3 воды, в том числе 10,32 млн. м3 - из зоны, подстилающей залежь Д-3. Остальная вода поступила из сопредельных водоносных областей, главным образом рифовой зоны Беверхилл Лейк. Это подтверждается снижением давления в залежи (площадь В) на 4,1 МПа.

Продуктивность и приемистость рассчитывались на основании данных по исследованию скважин с использованием известной степенной зависимости дебита от разности квадратов пластового и забойного давлений. Результаты обработки данных исследования применялись для построения карты равной производительности скважин, с помощью которой определяли параметр С в уравнении притока для неисследованных скважин. Максимально допустимая депрессия устанавливалась, исходя из необходимости предотвращения образования конуса воды, на уровне 0,012 МПа/м в продуктивной мощности ниже нижних перфорационных отверстий. Допускалось превышение этого значения вплоть до 0,023 МПа/м.

Газоконденсатная система месторождения Кэйбоб была недонасыщена высококипящими углеводородами - давление начала конденсации находилось на уровне 23,4 МПа. Компонентный состав пластовой смеси приведен в табл. 1.19.

Хотя в интервале снижения давления 32,4—23,4 МПа жидкая фаза в пласте не образуется, дальнейший отбор газоконденсатной смеси сопровождается интенсивным выпадением конденсата вплоть до давления максимальной конденсации р м к = 8,1-8,4 МПа. Максимальная доля углеводород-насыщенного порового объема, занятая выделившимся стабильным конденсатом, составляет 5,0 %. В соответствии с изотермой текущего конденсатосо-держания коэффициент извлечения стабильного конденсата при разработке на режиме истощения (рист = 4,1 МПа) без учета продвижения подошвенной воды составляет 63-65 %. Такая сравнительно высокая конденсатоотдача обусловлена сильным недонасыщением пластовой смеси, в результате которого около 17 % от запасов конденсата отбирается до начала выпадения его в

ТАБЛИЦА 1.19 Компонентный состав пластовой смеси

Компонент

Содержание

компонента

% (молярная доля)

см33 газа

Азот

1,12

-

Углекислый газ

3,42

-

Сероводород

16,70

-

Метан

58,56

-

Этан

7,56

-

Пропан

3,12

114,0

н-Бутан

1,66

71,4

Изобутан

0,78

33,5

н-Пентан

0,78

38,0

Изопентан

0,67

33,0

Гексан

1,21

67,1

Г ептан+высшие

4,42

295

Всего

100,00

562

пласте. Высокая концентрация в пластовой смеси сероводорода, пропан-бута-нов и конденсата определяет сравнительно низкое соотношение между объемами остаточного (сухого) и жирного газов - молярная доля остаточного газа в смеси даже при рм к не превосходит 0,712.

Физико-химические свойства пластовой смеси

Для изучения процессов вытеснения газа водой, жирного газа сухим, а также некоторых сопутствующих им явлений пользовались различными математическими моделями. Основные расчеты технологических показателей разработки были выполнены применительно к трехмерной трехфазной модели. Математическая модель описывает нестационарное течение двух- или трехфазной системы с учетом вязкости, капиллярных и гравитационных сил. Все агенты считаются сжимаемыми, а их свойства (объемный фактор, вязкость) полагаются однозначными функциями давлений. Фазовые проницаемости задаются в виде функций. При решении данной задачи использовалась концепция “вертикального равновесия”, позволяющая свести трехмерную фильтрацию к двухмерной. Согласно этой концепции, потенциалы фаз Фжг, Фсг и Фв постоянны по мощности пласта. Это означает, что давление по вертикали (мощности) изменяется по законам гидростатики, т. е. пластовая система находится в состоянии капиллярно-гравитационного равновесия. Строго говоря, данная концепция равнозначна допущению о бесконечно большой проницаемости - по вертикали. На практике же достаточным основанием для использования “вертикального равновесия” является высокая проницаемость по вертикали, существенное проявление гравитационных эффектов, низкие вязкости агентов и т. п. Все эти условия характерны для месторождения Кэйбоб, в связи с чем концепцию “вертикального равновесия” применили для расчетов продвижения подошвенной воды в залежь, а также перемещения границы газ - газ при процессе рециркуляции газа. В результате решения соответствующей системы уравнений получается распределение насыщенностей (площадное) в каждой ячейке моделируемой области фильтрации. Допущение вертикального равновесия позволяет установить распределение насыщенности и по мощности залежи (высоте ячейки). Таким образом, метод вертикального равновесия позволяет существенно облегчить (не в ущерб точности результатов) решение задачи.

На основании приведенной методики произвели расчеты продвижения воды в газонасыщенную часть залежи, а также текущего объемного коэффициента охвата. Кроме того, с помощью метода материального баланса рассчитали показатели добычи газа и конденсата для различных способов разработки месторождения. В указанных расчетах были сделаны следующие допущения.

1. Для различных вариантов процесса обратной закачки сухого газа начальная мощность промысла по газу устанавливалась на уровне 133 % от номинальной пропускной способности газоперерабатывающего завода без дополнительного бурения эксплуатационных скважин.

2. Для вариантов разработки на режиме истощения, а также истощения с компенсацией пиковых нагрузок за счет резервных мощностей ГПЗ и закачкой избыточных объемов газа в пласт в периоды пониженного потребления предусматривалась мощность промысла по газу, обеспечивающая удовлетворение пиковых потребностей с бурением при необходимости дополнительных скважин.

3. Расход газа на топливо и собственные нужды промысла принимался на уровне 5 % от суммарного объема остаточного газа.

4.    Среднее пластовое давление однозначно определяет состав продукции скважины. Испарение выпавшего конденсата не принимается в расчет при определении добычи конденсата.

5. Вторжение воды так же влияет на состояние пластовой газоконденсатной системы, как и закачка газа; поэтому под коэффициентом охвата понимается отношение объема порового пространства, занятого закачиваемым газом и вторгшейся водой, к суммарному поровому объему, занятому углеводородами.

6.    Учет влияния темпа вторжения воды обеспечивается проведением расчетов для различных факторов обводнения. Фактору обводнения (ФО-0) соответствует газовый режим, т.е. продвижение воды отсутствует. При ФО-1 вода продвигается с темпом, рассчитанным по упомянутой методике на основании приведенных исходных данных. При ФО-2 темп вторжения воды в 2 раза превышает предыдущий.

7. Закачка газа прекращается по достижении коэффициента охвата, равного 55 %, для всех вариантов.

8.    В период доразработки на истощение соотношение отборов сухого и жирного газов поддерживается таким же, каким оно является в момент прекращения рециркуляции.

9.    Давление при режиме истощения залежи, исходя из минимально допустимого давления на устье 2,1 МПа, составляет 4,1 МПа для всех вариантов.

10. Суточный темп отбора газа в период доразработки определялся из условий контракта на продажу в объеме 1 /8400 от извлекаемых запасов газа.

Результаты тщательного математического моделирования процесса разработки площади В месторождения Кэйбоб свидетельствуют о безусловной перспективности способа разработки при частичной закачке газа даже в условиях, когда разработка на режиме истощения характеризуется сравнительно высокой конденсатоотдачей.

При разработке газоконденсатного месторождения Нокс-Бромайд, залегающего на большой глубине (4600 м), с поддержанием давления путем рециркуляции газа повышалась не только конденсатоотдача, но и газоотдача. Именно поэтому оправданы чрезвычайно высокие капиталовложения для поддержания давления на месторождении (стоимость одной скважины Нокс-Бро-майд достигала 1 млн. долл.).

Месторождение расположено в штате Оклахома (США). Открытое в 1956 г., оно разрабатывалось на режиме истощения с 1960 до 1962 г. За этот период было добыто 538 млн. м3 газа и 480 тыс. м3 конденсата. Продуктивные горизонты месторождения II и III представлены весьма плотными песчаниками с низкими коллекторскими свойствами (пористость 4,5-6,8 %, проницаемость 4,5-10-15 м2, водонасыщенность 11 %). Структура представляет собой вытянутую с северо-запада на юго-восток антиклиналь размерами 16х х2 км. Запасы газа в двух горизонтах составляли 8,1 млрд. м3, запасы - конденсата (точнее, широкой фракции С3+) - около 6 млн. м3. Содержание фракции С3+ в газе горизонта II - 1030 см33, в газе горизонта III -51 0 см33.

Начальное пластовое давление (расчетное) было равно 65,7 МПа, пластовая температура 114 °С. Давление начала конденсации рнк пластового газа горизонта II равно 45,1 МПа, горизонта III - 38,9 МПа. Отметим, что, наряду со значительным превышением пластового давления над гидростатическим (в 1,3-1,4 раза), пластовой газоконденсатной системе было свойственно исключительно большое недонасыщение конденсатом: рнк отличается от рпл для горизонта II на 20,6 МПа, а для горизонта III на 26,8 МПа.

Лабораторные и промысловые исследования показали, что специфические особенности строения песчаника свиты бромайд обусловливают резкое снижение его фазовой проницаемости для газа по мере выпадения конденсата в пласте. При изучении шлифов кернов было обнаружено наличие на зернах песчаника конденсатной пленки, резко снижающей проницаемость породы. Полученная исследователями кривая фазовой проницаемости по газу свидетельствовала о том, что фильтрация газа практически прекращается по достижении насыщенности жидкой фазой 50 %. Именно в результате этого ожидался исключительно низкий коэффициент газоотдачи при разработке на режиме истощения (11 %). Иными словами, выпадающий в призабойной зоне конденсат “запирает” газ в залежи. По данным расчетов, разработка на режиме истощения позволяла добыть всего около 900 млн. м3 газа и 850 тыс. м3 конденсата: тем самым рентабельная разработка месторождения прекратилась бы уже в 1965 г. В то же время разработка при поддержании давления обеспечивала извлечение 5 млрд. м3 газа и 5,25 млн. м3 конденсата. Давление в пласте (в призабойной зоне) следовало поддерживать более высоким, чем

>    рнк. По-видимому, в данном случае оптимальным условием является рза6 >

>    рнк (выпадающий в призабойной зоне конденсат, несмотря на высокую насыщенность, остается малоподвижным или вообще неподвижным в связи с крайне низкими фильтрационными характеристиками среды).

Согласно проекту разработки с рециркуляцией газа, из десяти имеющихся эксплуатационных скважин три предполагалось перевести под нагнетание. Объем закачки намечался на уровне 450-600 тыс. м3/сут, темп отбора - 400-500 тыс. м3/сут. Около 20 % закачиваемого газа приобретается со стороны; этот газ компенсирует уменьшение объема добываемого его количества за счет выделения конденсата, расхода на топливо, а также изменения сжимаемости газа по мере выделения конденсата.

При довольно низкой продуктивности скважин на месторождении Нокс-Бромайд предполагалось широко использовать мероприятия по интенсификации притока и, в первую очередь, гидроразрыв пласта. Успешное проведение в 1960 г. на скважинах Нокс-Бромайда гидроразрыва впервые в мире было осуществлено на глубине 4600-4800 м. Применение процесса рециркуляции на этом месторождении, несмотря на огромные трудности технического, технологического и экономического характера, лишний раз подтверждает большие возможности этого способа разработки.

В качестве интересного примера разработки газоконденсатного месторождения с применением обратной закачки газа можно привести месторождение Ла Глория, на котором поддерживалось давление в течение 8 лет. В то время это был один из самых больших проектов по закачке газа с целью получения конденсата в штате Техас.

Залежь приурочена к структуре овальной формы. Продуктивная площадь составляет 1070 га. Этаж газоносности около 100 м.

В процессе разведки залежи и эксплуатационного бурения было пробурено около 40 скважин.

Глубина залегания продуктивного горизонта в центре структуры 1955 м. Средняя мощность песчаника в этой зоне 10 м. Средняя пористость его 22,2 %, проницаемость 0,52-10-12 м2. Начальное пластовое давление 23,9 МПа, температура 95 °С. Содержание связанной воды оценивалось в 20 %.

Запасы газа в залежи равнялись 3,95 млрд. м3 (при нормальных условиях). Запасы конденсата (пропан+) составляли 1,07 млн. м3. Из этого количества пентаны + составляли 0,639 млн. м3, изо- и нормальные бутаны

0,178 млн. м3 и пропан 0,252 млн. м3.

Закачка газа на месторождении Ла Глория началась в мае 1941 г. К этому времени на месторождении было шесть продуктивных и две нагнетательные скважины. В последующие годы число эксплуатационных скважин увеличилось до восьми, а нагнетательных до четырех. В течение первых 4 лет из пласта в среднем отбиралось 1415 тыс. м3/сут газа. В дальнейшем ввиду того, что нагнетаемый сухой газ стал прорываться в эксплуатационные скважины, отбор из пласта уменьшили до 595 тыс. м3/сут.

За все время нагнетания в пласт было возвращено 97 % добытого сухого газа. Для обслуживания установки газ получали со стороны.

Благодаря малым темпам отбора и возврату практически всего добытого сухого газа пластовое давление снизилось очень незначительно. Поэтому было предотвращено выпадение конденсата в пласте и его потери. Это подтверждается тем, что в продукции скважины, пробуренной в заключительной стадии процесса в зоне, не охваченной нагнетанием сухого газа, содержание конденсата не отличалось от начального.

В процессе закачки газа с целью контроля за его перемещением по пласту из каждой скважины раз в три месяца отбирались пробы газа для определения содержания конденсата.

Исследования показали, что в зоне, охваченной закачкой газа, коэффициент вытеснения достигал 80 %. Коэффициент охвата при выбранном расположении нагнетательных и эксплуатационных скважин по расчетам составлял 85 %.

Следовательно, в результате проведения процесса из пласта было добыто 68 % первоначально содержащегося конденсата. При последующей эксплуатации пласта на истощение было добыто еще 20,8 % конденсата. Всего из пласта было отобрано 88,8 % первоначально содержащегося конденсата (ё+).

Нагнетание сухого газа прекратили в середине 1949 г., когда содержание конденсата в продукции резко уменьшилось.

При разработке отечественных газоконденсатных месторождений неоднократно предпринимались попытки реализовать сайклинг-процесс, однако, как правило, дело ограничивалось физическим или математическим моделированием, а также проведением технико-экономических расчетов.

Одним из возможных объектов применения сайклинг-процесса было крупнейшее в европейской части России Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Во ВНИИГАЗе были выполнены расчеты по извлечению конденсата из Вуктыльского месторождения при закачке сухого газа на различных уровнях пластового давления.

Обший коэффициент извлечения конденсата для Вуктыльского месторождения за счет его растворения в сухом газе согласно расчетам не превышал 70-75 %, т.е. по сравнению с разработкой на истощение коэффициент извлечения конденсата мог быть увеличен на 30-35 %. Объясняется это значительным утяжелением фракционного состава конденсата, выпавшего в пласте, в процессе закачки сухого газа. Автор расчета Г.С. Степанова полагала, что достичь такого увеличения коэффициента извлечения выгоднее при “меньшем” объеме закачиваемого газа, т.е. при более высоком давлении. В этом случае и фракционный состав добываемого конденсата будет тяжелее, и, следовательно, коэффициент извлечения его из газа на промысловых установках будет выше. Если закачка газа осуществляется при давлении 56 МПа, то в газовую фазу переходят фракции конденсата, выкипающие до 150-180 °С (т.е. бензиновые фракции); в количестве около 60 г/м. Низкие давления на устье эксплуатационных скважин приводят к необходимости компримирования газа и его последующего охлаждения. Для выделения конденсата в этом случае необходимо осуществлять сепарацию при достаточно низких температурах - в пределах минус 40 - минус 50 °С или применять процесс адсорбции. Если же газ закачивать при пластовых давлениях выше 20 МПа, то для создания низких температур в сепараторе можно использовать турбодетандеры.

Одним из авторов работы [52] была обоснована схема использования турбодетандера при относительно низких пластовых давлениях (около 10 МПа). При этом трубодетандер устанавливался перед дожимной компрессорной станцией. В условиях Вуктыльского месторождения такая схема позволила определенное время вести подготовку газа и конденсата к транспорту более эффективно.

Основной недостаток, мешающий внедрению турбодетандеров для создания низких температур, - это изменяющийся перепад давления на турбодетандере при снижении давления в залежи. Если закачка газа будет осуществляться в течение длительного времени, турбодетандеры экономически окажутся значительно выгодней, чем холодильные установки. Для максимального извлечения конденсата из добываемого газа следует применять процессы низкотемпературной масляной адсорбции или короткоцикловой адсорбции. Тогда потери конденсата будут минимальными и эффект от закачки сухого газа в пласт будет наибольшим.

Как известно, сайклинг-процесс на Вуктыльском месторождении не был осуществлен и с 1968 г. оно разрабатывалось на режиме истощения. Основными причинами для отказа от возврата газа в пласт стали опасения низкого охвата пласта (не более 20 %) нагнетаемым агентом в условиях резко неоднородного трещиноватого коллектора; решение остановиться на способе разработки более экономичном с точки зрения материальных и финансовых затрат; отсутствие в стране налаженного производства высоконапорного компрессорного и трубопроводного оборудования; психологическая неподготовленность специалистов вести разработку на ином, нежели истощение, режиме отбора запасов.

Открытие уникальных по запасам газоконденсатных месторождений с высоким содержанием в газе ценных высокомолекулярных углеводородных компонентов (табл. 1.20) побудило газовиков России, а также Казахстана вновь обратиться к проблеме разработки ГКМ с поддержанием пластового давления. Были выполнены технико-экономические оценки и подготовлены проектные решения, согласно которым реализация сайклинг-процесса на Уренгойском, Карачаганакском и других ГКМ обеспечивала увеличение кон-денсатоотдачи продуктивных пластов не менее чем на 10 %. Практически, однако, до настоящего времени нет уверенности в том, что предусмотренное проектами разработки этих объектов нагнетание сухого газа будет осуществлено. Кроме тех причин, что воспрепятствовали внедрению сайклинг-про-цесса на Вуктыльском месторождении, в последние годы стала играть важную роль еще одна - экспортные обязательства по поставкам крупных объемов природного газа в европейские страны при одновременном снижении финансируемых потребностей в газе.

И все же в странах СНГ несколько лет назад удалось довести до практического осуществления один проект разработки ГКМ на режиме сайклинг-процесса, хотя и с задержкой во времени и при давлении в пласте, меньшем проектного, - на Новотроицком месторождении на Украине. Проект был подготовлен специалистами ВНИИГАЗа и УкрНИИгаза под руководством С.Н. Бузинова, И.Н. Токоя, Е.И. Степанюка.

ТАБЛИЦА 1.20

Характеристика крупнейших ГКМ

Начальные

параметры

Конденса-

Месторожде

ние

Глубина залегания продуктивных отложений, м

Давление,

МПа

(среднее)

Температура, °С (средняя)

КГФ, г/м3 (максимальный на пластовый газ)

Запасы газа, млрд. м3

тоотдача на режиме истощения (ожидаемые средние величины)

Астраханское

(Россия)

3870-4100

61,2

106

224

2103 (верхнебашкирские отложения)

64

Карачаганак-ское (Казахстан)

3730-4950

57

80

780

884

23

Уренгойское, валанжин, III и IV объекты (Россия)

2790-3036

30,1

86

250

1,95103

52

Ямбургское

(Россия)

2525-2918

31,6

65

275

1,44103

68

Новотроицкое газоконденсатное месторождение открыто в 1966 г., когда был получен приток газа с конденсатом из скв. № 4, и введено в разработку на истощение в 1974 г.

Газоконденсатная залежь приурочена к отложениям нижнего карбона горизонта В-23 визейского яруса, залегает в интервале глубин 3280-3390 м. Начальные запасы газа утверждены в объеме 11 620 млн. м3, конденсата 5200 тыс. т (извлекаемые 2590 тыс. т). Начальное содержание конденсата в отсепарированном газе 454,5 г/м3, начальное пластовое давление составляло 35,6 МПа. Средняя эффективная мощность продуктивного пласта 16 м, средняя проницаемость 1,0210-12 м2.

К моменту подсчета запасов газа (1973) считалось, что Новотроицкое поднятие достаточно детально изучено; оно представлялось асимметричной брахиантиклинальной складкой, разделенной единственным тектоническим нарушением, подсеченным скв. 4, на два блока (северо-западный и юго-восточный). Эти представления о геологическом строении были приняты за основу при составлении проекта разработки 1976 г.

Бурение эксплуатационных скважин внесло существенное изменение в представление о геологическом строении залежи. В 1984 г. при анализе разработки месторождения был пересмотрен весь имеющийся геологический материал и выполнены новые структурные построения. Для более уверенной корреляции разрезов скважин, помимо стратиграфических границ внутри стратиграфических комплексов, были выбраны хорошо выдержанные по площади реперные пласты, что позволило более детально проследить характер изменения мощностей в разрезах скважин и точнее определить глубины под-сечения ими тектонических нарушений.

На основании новых для того времени представлений о строении Новотроицкого месторождения юго-восточная часть залежи характеризовалась относительно простым строением. Северо-западная часть складки отличалась вместе с тем очень сложным блоковым строением, которое, несмотря на большое число пробуренных скважин, оставалось не до конца выясненным. Блоковое строение в этой части месторождения затрудняло размещение системы нагнетательных и эксплуатационных скважин.

Таким образом, геологическое строение Новотроицкой залежи оказалось значительно сложнее, чем предполагалось по результатам разведочных работ (когда было пробурено 16 скважин). По данным бурения эксплуатационных и нагнетательных скважин был выявлен ряд нарушений, блоков и локальных поднятий в пределах площади газоносности.

За период разработки месторождения на истощение (1974-1979 гг.) из месторождения было добыто 2144 млн. м3 газа и 658,2 тыс. т конденсата, при этом пластовое давление снизилось на 7,5 МПа. Отбор газа был на 320 млн. м3 выше проектного. Содержание конденсата в пластовом газе уменьшилось до 317 г/м3, а потери его в пласте составили около 1500 тыс. т.

В связи с отставанием обустройства в период 1979-1981 гг. месторождение находилось в консервации. За это время вследствие проявления водонапорного режима пластовое давление в залежи увеличилось с 27,4 до 28,1 МПа. Подъем ГВК составил около 7 м.

Закачка сухого газа в пласт была начата в июне 1981 г. Добыча сырого газа осуществлялась из четырех скважин, а закачка - в две нагнетательные скважины № 30 и 36. Приемистость нагнетательных скважин в начале закачки соответствовала проектной. Однако впоследствии было отмечено существенное ее снижение, обусловленное загрязнением призабойных зон скважин компрессорным маслом. Поэтому начали проводить периодическую продувку нагнетательных скважин в газопровод. При этом приемистость скважины улучшалась, но полного восстановления не происходило.

На основе новых представлений о геологическом строении месторождения были пересмотрены первоначальные проектные решения по числу нагнетательных и эксплуатационных скважин, объемам добычи и закачки газа. Объем закачки газа был установлен в количестве 230 млн. м3.

В 1984 г. был проведен детальный анализ обводнения залежи. С помощью математического моделирования воспроизведена 9,5-летняя история разработки месторождения, определены эффективные параметры водоносного пласта. Сопоставляя геологические построения с данными материального баланса, оценили среднюю остаточную газонасыщенность обводненного порового объема - 0,54, причем 7 % порового пространства занято выпавшим конденсатом. Столь высокое значение средней остаточной газонасыщенности свидетельствовало о том, что за фронтом обводнения газ оставался не только в защемленном состоянии. Подъем ГВК составил около 30 м.

Динамика добычи газа и конденсата приведена в табл. 1.21. На 01.09.87 из месторождения было извлечено 3948 млн. м3 газа и 1169 тыс. т конденсата. Суммарная добыча конденсата за период сайклинг-процесса составила 510,8 тыс. т, закачка сухого газа в пласт - 1443 млн. м3.

Сравнение двух технологий - сайклинг-процесса и истощения - было проведено по добыче конденсата при условии одинаковой накопленной добычи. В табл. 1.21 приведены данные по дополнительной добыче конденсата при сайклинг-процессе по отношению к разработке залежи на истощение. Вариант истощения был рассчитан с найденными по истории разработки эффективными параметрами водоносного пласта.

Фактическое состояние фонда скважин на 01.09.87 г. было следующим: эксплуатационные: действующие    №    10, 13,    16,    34,    37;

в ожидании ремонта    №    4, 17;

нагнетательные: действующие    №    30, 31,    33,    35,    38, 39;

в ожидании ремонта    №    40;

наблюдательные:    №    6, 9, 12, 36, 42.

Скв. 10, 16 работали с высоким содержанием конденсата (375+425 г/м3). Это было обусловлено образованием “конденсатного вала” вблизи забоев этих скважин в результате продвижения контурных вод. Продукция скв. 34 в течение 1984-1985 гг. постепенно осушалась (до 166 г/м3). Во второй половине 1986 г. к ее забою также подошел “конденсатный вал”, в связи с чем удельный выход конденсата повысился до 250 г/м3. Более всего оказалась осушена продукция скв. 13: доля сухого газа составляла 79 %.

Подготовка газа для закачки в пласт осуществлялась методом низкотемпературной сепарации с охлаждением газа пропановой холодильной установкой. Газоконденсатная смесь из эксплуатационных скважин поступала на УКПГ, где в сепараторах первой ступени при давлении 12,5 МПа и температуре 298 К происходило отделение капельной жидкости от газа. После этого газ подавался в теплообменник, где охлаждался за счет холода, получаемого от пропановой холодильной установки и при давлении 10,5-11,0 МПа направлялся в низкотемпературный сепаратор второй ступени, где происходило разделение сконденсировавшейся жидкости и газа. Отсепарированный газ при температуре 263-258 К и давлении 10,5-11,0 МПа содержал 30-

ТАБЛИЦА 1.21 Динамика добычи газа и конденсата но Новотроицкому ГКМ

Добыча газа, тыс. м3

Закачка газа в

Добыча конденсата, т

Дополни

пласт,

тыс. м

тельная

Годы

с начала

с начала

с начала

добыча

годовая

эксплу

годовая

эксплу

годовая

эксплу

конденса-

атации

атации

атации

та, тыс. т

1974

4 500

4 500

1975

524 262

528 762

168 151

168 151

1976

574 241

1 103 003

194 288

362 439

1977

477 822

1 580 825

153 407

515 846

1978

277 074

1 857 899

77 430

593 376

1979

238 662

2 096 561

54 160

647 436

1980

33 001

2 129 562

6 500

653 936

1981

225 057

2 354 619

150 116

150 116

53 450

707 386

5,0

1982

210 030

2 564 649

147 735

297 851

53 060

760 446

8,0

1983

244 743

2 809 392

205 226

503 117

69 720

830 166

13,5

1984

314 422

3 123 714

257 845

760 962

105 257

935 423

38,5

1985

351 457

3 475 171

289 400

1 050 362

97 840

1 033 263

23,5

1986

283 180

3 758 351

237 340

1 287 702

73 740

1 107 003

28,1

Итого:

116,6

32 г/м3 конденсата. С целью повышения извлечения конденсата технология низкотемпературной подготовки газа была дополнена абсорбцией в потоке. В качестве абсорбента был использован тяжелый конденсат I ступени сепарации. Это дало возможность дополнительно извлечь 10-17 г/м3 конденсата из газа, закачиваемого в пласт.

Закачка газа в пласт осуществлялась тремя газомоторными компрессорами 10ГКНА1 /(100—12)—(200-275) производительностью 480-620 тыс. м3/сут каждый, работающими параллельно. В процессе эксплуатации компрессорной станции был выявлен и устранен ряд факторов, снижающих работоспособность компрессоров: заменены втулки компрессорных цилиндров; изменена конструкция поршней и сальников штока; удвоена подача лубрикаторной смазки поршней, заменена запорная арматура обвязки компрессоров на импортную; установлены фторопластовые фильтры конструкции УкрНИИгаза на входе газа в компрессоры и на линиях нагнетания в скважины; изготовлено и установлено общестанционное загрузочное кольцо для обкатки компрессоров после ремонтов, предусмотрены дренаж для удаления жидкости из обвязки узла продувки всасывающего коллектора, а также буферных емкостей; произведен ремонт фундаментов и опор.

Экономическая оценка разработки Новотроицкого месторождения показывала высокую себестоимость добычи газа и конденсата. Однако опыт реализации проекта весьма ценен для газопромысловиков.

Анализ разработки Новотроицкого ГКМ позволил сделать следующие выводы.

1. Новотроицкое месторождение характеризуется сложным геологическим строением, выявленным в процессе осуществления сайклинг-процесса и существенно повлиявшим на первоначальные проектные решения. Для обеспечения разработки месторождения в режиме сайклинг-процесса необходимо было провести детальную разведку залежей как разведочными, так и опережающими эксплуатационными скважинами.

2. На месторождении сайклинг-процессу предшествовала разработка в режиме истощения. В условиях проявления водонапорного режима это привело к защемлению значительных количеств газа за фронтом вытеснения. Наиболее высокий технологический и экономический эффект мог быть получен при применении сайклинг-процесса без предварительного отбора газа.

3. При подготовке проекта необходимо предусматривать обвязку нагнетательных и эксплуатационных скважин по одной схеме - как на нагнетание, так и на отбор. Это позволит осуществлять оперативное регулирование разработки, очистку забоя скважин и т.д.

4. При проектировании установок подготовки газа для осуществления сайклинг-процесса в зависимости от конкретных условий и возможностей необходимо:

а) применять установки с низкотемпературной абсорбцией при давлении около 11,0 МПа;

б)    использовать установки низкотемпературной сепарации при давлении максимальной конденсации 5,5-6,5 МПа с турбодетандером с последующим поджатием газа до давления 11,0 МПа компрессором, находящимся на одном валу с турбодетандером (наиболее экономичный вариант);

в)    устанавливать перед компрессорной станцией фильтры для очистки газа от твердых примесей, а после компрессорной станции - маслоуловители для защиты нагнетательных скважин от масла, попадающего в газ при его компримировании.

5. Разработка Новотроицкого месторождения в режиме сайклинг-процес-са при существовавших оптовых ценах предприятий на газ и конденсат являлась убыточной.

Для газоконденсатных месторождений, на которых планируется внедрение сайклинг-процесса, необходимо устанавливать льготные индивидуальные оптовые цены предприятий.

Анализ показал, что возможности сайклинг-процесса изучены и используются недостаточно. Это касается, например, области применения данной технологии при умеренных и низких пластовых давлениях, в частности, на завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений, а также особенностей ее применения на месторождениях с разными составами пластовых углеводородных смесей.

В связи с этим были предприняты широкомасштабные теоретические и экспериментальные исследования.

Был изучен механизм и эффективность углеводородоотдачи при закачке в газоконденсатную залежь сухого газа на различных стадиях истощения пласта.

С использованием метода, основанного на концепции давления схождения, и уравнения состояния Пенга - Робинсона проведено математическое моделирование природной газоконденсатной системы. В качестве примера были взяты термобарические условия и состав углеводородной смеси, характерные для одного из месторождений Днепрово-Донецкой впадины (Западного свода Березовского газоконденсатного месторождения). Углеводородная система имела следующий начальный состав: С4 - 81,2 %; С2 - 7,32 %; С3 - 3,13 %; С4 - 1,12 % и С5 - 6,14 %, углеводороды С5+ моделировались тремя фракциями: Ф1 - 18 % (Ммол = 107); Ф2 - 79 % (Ммол = 161) и Ф3 = 3 % (Ммол = 237). Начальные пластовые давление и температура равнялись соответственно 51 МПа и 113 °С.

Были получены данные по динамике конденсатогазового фактора (КГФ) и насыщенности порового пространства жидкой фазой. Давление начала конденсации практически равняется начальному пластовому давлению. Начальный КГФ составляет 420 г/м3. При давлении максимальной конденсации 7,7 МПа КГФ = 45 г/м3. Максимальное значение насыщенности порового пространства жидкой фазой достигает 12 %. Коэффициент извлечения углеводородов С5+ при истощении до 2 МПа при данных пластовых термобарических условиях не превышает 32 %.

Процесс закачки в пласт сухого газа был рассмотрен при следующих пластовых давлениях: 22; 16; 7,7; 6 и 3 МПа. При давлениях 22 и 16 МПа система находится на ветви ретроградной конденсации (рис. 1.32, а). Давление максимальной конденсации составляет 7,7 МПа, и при давлениях 6 и 3 МПа система расположена на ветви прямого испарения. Конденсатогазовый фактор пластового флюида при давлениях 16 и 3 МПа одинаков.

Методика расчета процесса вытеснения сухим газом пластовой системы основана на решении дифференциальных уравнений многокомпонентной фильтрации безытерационным численным методом в допущении изотермич-ности процесса, локального термодинамического равновесия и справедливости обобщенного закона Дарси для фаз.

Расчеты были проведены для линейной модели пласта длиной 3 м, пористостью 25 % и проницаемостью 4,710-15 м2, заполненной при выбранных давлениях смесями, моделирующими пластовую смесь. Сухой газ моделировался метаном.

Метан в процессе фильтрации вытесняет равновесную пластовую газовую фазу и вызывает интенсивный массообмен между фазами, приводящий к существенному испарению ретроградного конденсата и снижению насыщенности порового пространства модели пласта углеводородной жидкостью. При этом насыщенность жидкой фазой всегда существенно ниже “критической”, т.е. жидкая фаза неподвижна и весь массоперенос происходит в газовой фазе.

Прокачка двух поровых объемов метана при давлении 22 МПа позволяет извлечь практически 100 % С24 и 32 % углеводородов С5+. При этом фракция Ф1мол = 107) извлекается на 72 %, Ф2мол = 161) - на 19 %, а Ф3 (Ммол = 237) - на 9 %. При более низких пластовых давлениях прокачка двух поровых объемов модели пласта дает существенно более низкое извлечение углеводородов С5+, а тяжелая фракция Ф3мол = 237) практически не вытесняется.

Для сравнения эффективности процесса при разных пластовых давлениях следует привести объемы закачиваемого газа к одной единице измерения. В качестве такой единицы выбрано необходимое количество метана для прокачки одного порового объема пласта при давлении 22 МПа.

Расчеты показывают (рис. 1.32, б), что для давления 3 и 6 МПа (ветвь прямого испарения) для полного извлечения углеводородов С24 требуется существенно меньшее количество закачиваемого газа. Компоненты С58 (рис. 1.32, в) извлекаются при давлениях ниже давления максимальной конденсации полнее, чем при давлениях до максимальной конденсации ( в исследуемом диапазоне). И лишь наиболее тяжелые фракции (Ммол = 161 и выше) эффективно переходят в газовую фазу при более высоких пластовых давлениях. Так, для добычи всех запасов углеводородов С24 следует прокачать 0,3 относительной единицы измерения объема закачиваемого метана при давлении 3 МПа и около двух - при давлениях 16 и 22 МПа. Прокачка двух относительных единиц измерения метана позволяет извлечь 80 % фракции Ф1 при давлениях воздействия 3 МПа, 65 % при 6 МПа, 60 % при 7,7 МПа, 57 % при 16 МПа и 72 % при 22 МПа. В целом, с учетом дополнительного

Рис. 1.32. Газоконденсатная характеристика q и график изменения насыщенности S системы жидкой фазой в нроцессе дифференциальной конденсации ( -5), динамика нри различных давлениях воздействия: углеводородоотдачи нласта от текущи х занасов ( • ), извлечения высококинящих фракций от текущих занасов ( ), углеводородоотдачи нласта от начальных занасов („ )


извлечения при истощении до более низких давлений, при равном количестве закачиваемого сухого газа извлечение углеводородов С5+ в диапазоне давлений 3-7,7 МПа соизмеримо с извлечением при воздействии в диапазоне давлений 7,7-22 МПа (рис. 1.32, г).

Таким образом, исследования, с одной стороны, показали, что воздействие на газоконденсатный пласт неравновесным газообразным агентом (сухой газ) в областях прямого испарения не снижает удельную компонентоотдачу (на 1 м3 закачиваемого газа) пласта по сравнению с воздействием при более высоких пластовых давлениях. С другой стороны, технико-экономические показатели такого процесса, особенно для месторождений с целевыми продуктами углеводородов С28, могут оказаться существенно выше за счет снижения объемов консервируемого газа, возможности бескомпрессорной закачки и более высокого коэффициента охвата.

Был выполнен также большой объем теоретических и экспериментальных исследований с целью научного обоснования таких методов повышения конденсатоотдачи при разработке ГКМ, которые базируются на учете особенностей группового и компонентного состава пластовой углеводородной смеси, что позволяет повысить степень извлечения высокомолекулярных углеводородов этой смеси.

Как известно, многообразие составов природных газов определяет - наряду с особенностями вмещающих горных пород и термобарических условий залежей - физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Естественно, что от состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при разработке его на режиме истощения.

Среди других составляющих особую роль в природных газовых смесях играют промежуточные углеводороды - этан, пропан, изо- и нормальный бутан. Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в среднем до 5 %, газоконденсатных 5-30 %; в растворенных газах нефтяных месторождений содержится от 10-20 до 85-95 % промежуточных углеводородов [46, 16]. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных гомологов метана, в частности фракции С24, определяется условиями образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и накопления углеводородов в пористых пластах залежей. Значительное влияние на физико-химические свойства и фазовое состояние и поведение пластовых газов углеводородов фракции С24 обусловлено тем, что э ти компоненты достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при изменении в пласте термобарических условий (табл. 1.22). Соответственно вовлекаются в межфазный массообмен другие компоненты смеси, в первую очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами. По данным работ [31, 45] существует прямая связь между содержанием в пластовой газовой смеси фракции С24 и выходом стабильного конденсата (С5+) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ.

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изучения поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с использованием сосудов РУТ-соотношений позволили специалистам ВНИИГАЗа в свое время предложить обобщенную зависимость средних потерь стабильного конденсата (С5+) в пласте от потенциального содержания

ТАБЛИЦА 1.22

Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов

Алканы

Показатели

метан

этан

пропан

изобу

тан

нормаль

ный

бутан

нормаль

ный

пентан

Химическая формула

СН4

С2Н6

С3Н8

изо- С, 1110

«-С5Н1

Молекулярная масса

16,04

30,07

44,09

58,12

58,12

72,15

Температура кипения при давлении 0,1 МПа, °С Критические параметры:

-161,3

-88,6

-42,2

-10,1

-0,5

+36,2

температура, К

190,8

305,3

369,9

408,1

425,2

469,7

давление, МПа

4,63

4,87

4,25

3,65

3,80

3,37

плотность, кг/м3

163,5

204,5

218,5

221,0

226,1

227,8

Теплота испарения при давлении 0,1 МПа, кДж/кг

570

490

427

352

394

341

конденсата в газе начального состава. Однако этой зависимости не всегда соответствуют газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных компонентов и (или) фракции С24, или, напротив, содержание последней ниже “среднего” Во ВНИИГАЗе Р. М. Тер-Саркисовым с сотрудниками исследована зависимость растворимости углеводородов С5+ в газе от содержания в смеси фракций С24. Установлено, что давление начала конденсации смеси в большой степени зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше, тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное состояние. Таким образом, компоненты С2, С3, С4 способствуют смещению равновесия в газоконденсатной смеси в сторону газовой фазы. Отсюда становится понятным механизм влияния промежуточных углеводородов на конденсатоотдачу пласта при прочих равных условиях.

В процессе экспериментальных и аналитических исследований по проблеме повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки ГКМ ВНИИГАЗом были предложены методы воздействия на газоконденсатный пласт путем нагнетания газообразных агентов, обогащенных промежуточными углеводородами [45, 48, 49, 53]. Сущность воздействия заключается в значительном смещении фазового равновесия в пластовой двухфазной системе в сторону жидкой фазы, что позволяет вовлечь в разработку запасы ретроградного углеводородного конденсата.

Дальнейшие исследования ВНИИГАЗа показали, что во многих случаях весьма технологичными являются методы воздействия на газоконденсатный пласт, основанные на принудительном смещении равновесия в сторону газовой фазы. Эти методы позволяют как повышать на 10-20 % продуктивность добывающих скважин, так и извлекать не менее 10-15 % ретроградного углеводородного конденсата, относимого при обычной разработке месторождений на режиме истощения к неизвлекаемым потерям. Физическое и математическое моделирование свидетельствовало о возможности (учитывая роль промежуточных углеводородов в массообменных процессах) установления оптимальной области пластовых давлений в ходе отбора запасов углеводородов на режиме истощения, когда следует осуществлять нагнетание газообразного агента для более эффективного извлечения ретроградного конденсата путем его испарения.

В развитие изложенных идей и на базе накопленного опыта изучения

Расчетный состав модельной газоконденсатной смеси (опыт 1). КГФ 373,51 г/м3, молекулярная масса конденсата 90,85 г/моль

Компонент

Метан

Этан

Пропан

н- Бутан

Пентан

Гексан

Октан

Содержание компонента, %

76

0

10

5

3

3

3

ТАБЛИЦА 1.24

Расчетный состав модельной газоконденсатной смеси (опыт 2). КГФ 373,51 г/м3, молекулярная масса конденсата 90,85 г/моль

Компонент

Метан

Этан

Пропан

н- Бутан

Пентан

Гексан

Октан

Содержание компонента, %

91

0

0

0

3

3

3

роли промежуточных углеводородов в конденсатоотдаче пласта было осуществлено физическое моделирование процессов разработки ГКМ, пластовая смесь которых содержит разное количество этан-пропан-бутановой фракции. Все исследования можно разделить на два этапа. На первом из них были проведены два эксперимента по истощению гипотетической модельной ГКС в сосуде PVT-соотношений. В первом опыте система, состав и основные параметры которой приведены в табл. 1.23, содержала промежуточные компоненты С3, С4. Во втором опыте данные углеводороды в исходной ГКС отсутствовали, их долю в составе смеси восполнили метаном (табл. 1.24). Истощение ГКС как в первом, так и во втором случае проводилось от давления рпл = = 25 МПа при температуре 80 °С, что вполне типично для среднестатистического состояния газоконденсатного объекта. Ограничение максимального темпа падения пластового давления в опытах обеспечивало равновесный меж-фазный массообмен.

Результаты экспериментов наглядно демонстрируют роль промежуточных углеводородов в удерживании компонентов С5+ в газовой фазе на начальной стадии отбора пластовой ГКС.

Однако дальнейшее снижение давления приводит к тому, что уже при Рпл = 14 МПа происходит инверсия зависимостей. Более значительное накопление ретроградных углеводородов С5+ в начале истощения во втором эксперименте обеспечило больший потенциал для их последующего перехода в газовую фазу при вступлении системы в область прямого испарения, причем данное явление нашло свое проявление не только в количественном отношении, но и в качественном.

Следует иметь в виду возможное влияние ретроградного конденсата в жидкой фазе ГКС как на величину рмк, так и на интенсивность прямого перехода жидких компонентов в газовую фазу. Безусловную роль в рассматриваемых явлениях играют также качественные характеристики фракции С5+, отличающейся намеренно упрощенным составом и невысокой молекулярной массой, и фракции промежуточных углеводородов, не имеющей в своем составе этана.

Рассматриваемые экспериментальные данные были соотнесены с результатами соответствующих термодинамических расчетов (рис. 1.33), позволивших дополнительно продемонстрировать роль пропан-бутановой фракции в межфазных массообменных процессах при истощении ГКС. Для расчетов

а

О    5    10    15    20    /7,    МПа

Рис. 1.33. Зависимость параметров от давления при температуре 80 °С:

а - конденсатогазового фактора, б - содержания С5+, в - содержания С6, - содержания С8;

1, 2, 3 - варианты (см. табл. 1.25)


1,0 -1-1-1-1-

О    5    10    15    20    /7,    МПа


было взято три варианта состава исходной ГКС (табл. 1.25), первые два из которых полностью аналогичны уже приводившимся модельным системам (см. табл. 1.23, 1.24).

Из рис. 1.33 видно, что потери конденсата на начальной стадии отбора пластовой смеси при “недостаточном” содержании компонентов С34 в исходной ГКС возрастают пропорционально площади между кривыми, соответствующими “менее благоприятным” и “более благоприятным” с точки зрения

ТАБЛИЦА 1.25

Состав газоконденсатной системы в расчетах дифференциальной конденсации

Компонент

Содержание, % (молярные доли)

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Метан

91,0

76,0

61,0

Пропан

0

10,0

20,0

Бутан

0

5,0

10,0

Пентан

3,0

3,0

3,0

Гексан

3,0

3,0

3,0

Октан

3,0

3,0

3,0

присутствия С34 условиям эксперимента. Рассмотрение графических зависимостей, построенных на основании аналитических расчетов, позволило выявить более четкую, по сравнению с экспериментальными данными, зависимость рнк фракции С5+ от величины пластового давления. Следует отметить достаточно хорошее совпадение экспериментальных результатов с расчетными данными.

Таким образом, исследования ВНИИГАЗа показали, что для повышения конденсатоотдачи пласта при разработке газоконденсатных месторождений возможно использование сайклинг-процесса не только в его “классических” вариантах. Предложенные новые варианты частичного поддержания пластового давления с учетом состава пластовой смеси предусматривают нагнетание газа на той стадии истощения объекта, когда природное количество этан-пропан-бутановой фракции в смеси обеспечивает повышенное содержание конденсата (фракции С5+) в равновесной газовой фазе. Если природного количества С24 недостаточно, возможно до нагнетания сухого газа создание в истощенном пласте оторочки из газа, обогащенного этими компонентами. По существу, речь идет об оптимизации частичного сайклинг-процесса. На такой способ разработки газоконденсатных месторождений автором и группой специалистов получен патент [45].

Одним из возможных способов повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений могло бы быть заводнение продуктивных пластов по аналогии с нефтяными и газовыми залежами. Однако применительно к газоконденсатным залежам этот способ воздействия далеко не универсален и требует специального рассмотрения с учетом особенностей конкретного продуктивного пласта.

Одной из наиболее важных геолого-промысловых характеристик залежи является глубина ее залегания. Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей она варьирует от менее 1000 до 6000 м и более. При небольших отступлениях обычно выдерживается прямая зависимость начального пластового давления, начального содержания конденсата в газе и обратная зависимость пористости, а также проницаемости от глубины залегания продуктивных отложений. Серьезной проблемой является эксплуатация скважин на месторождении при наличии в их продукции значительного количества свободной жидкости (углеводородного конденсата, нефти, воды). Особенно усугубляется эта проблема при больших глубинах залегания объекта разработки, поскольку отечественные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения эксплуатируются, за редким исключением, на режиме использования только естественной энергии пласта и на определенной стадии отбора запасов углеводородов снизившееся забойное давление не обеспечивает вынос жидкости на поверхность, дебит скважины падает, и в конце концов скважина может остановиться.

Таким образом, поддержание пластового давления при разработке месторождения является средством не только повышения углеводородоотдачи пласта, но и сохранения работоспособности добывающих скважин.

Примеры различных, достаточно широко применяемых за рубежом вариантов поддержания давления в залежи нагнетанием газа были рассмотрены выше (в предыдущем разделе).

Закачка воды в продуктивные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные пласты также может в конкретных случаях быть приемлемым способом повышения эффективности разработки объекта. Однако отмеченные выше о