Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация

Кратко о главном

Подготовку задают требования к товарной нефти: вода, хлористые соли, сероводород и меркаптаны, давление насыщенных паров, органические хлориды. Каждому требованию отвечает своя операция: обезвоживание, обессоливание, стабилизация, отдувка или нейтрализация, выбор реагентов.
Сепаратор разделяет фазы силой тяжести, поэтому ему нужны разность плотностей, спокойный поток и время. По газу его ограничивает унос капель — допустимая скорость газа по уравнению Саудерса — Брауна; по жидкости — время пребывания и путь, который капля должна пройти до границы раздела.
Скорость осаждения капли по закону Стокса пропорциональна квадрату её диаметра и разности плотностей и обратно пропорциональна вязкости сплошной фазы. Капли воды в вязкой нефти оседают в десятки раз медленнее, чем капли нефти всплывают в воде.
Эмульсию стабилизирует плёнка из асфальтенов, смол и тонких частиц на поверхности капель. Её разрушают нагревом, деэмульгаторами и электрическим полем, а свободную воду сбрасывают до нагрева, чтобы не греть балласт.
Соли растворены в остаточной воде: содержание солей равно доле воды, умноженной на её минерализацию. Если воды уже мало, а она очень солёная, её разбавляют пресной промывочной водой и снова отделяют.
Стабилизация снижает давление насыщенных паров, удаляя растворённые лёгкие углеводороды; цена — несколько процентов объёма нефти, которые переходят в газ и могут быть извлечены как жидкие углеводороды при подготовке газа.

Ключевые соотношения

v_{\max} = K\sqrt{\frac{\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{г}}}{\rho_{\text{г}}}}

допустимая скорость газа в сепараторе (Саудерс — Браун)

v = \frac{g\,d^2\,\Delta\rho}{18\,\mu_c}

скорость осаждения капли (закон Стокса, $\mathrm{Re} < 1$ )

t = \frac{V}{q}

время пребывания жидкости в аппарате

S = \varphi\,C_{\text{в}}

содержание солей в нефти: доля остаточной воды на её минерализацию

m_{\text{н}} = m_{\text{бр}}\left(1 - \frac{W_{\text{в}} + W_{\text{хс}} + W_{\text{мп}}}{100}\right)

масса нетто нефти: брутто за вычетом балласта

Где чаще всего ошибаются

Рассчитать сепаратор только по газу: в нефтяных сепараторах размеры обычно задаёт жидкость.
Подставлять в уравнение Саудерса — Брауна расход газа в стандартных условиях, а не при давлении и температуре сепаратора.
Считать, что обезвоженная нефть автоматически обессолена: при солёной пластовой воде даже десятые доли процента воды дают сотни миллиграммов солей на кубический дециметр.
Греть всю продукцию вместе со свободной водой: теплоёмкость воды вдвое больше, чем у нефти, и тепло уходит на балласт.
Считать нефть стабильной, раз она не кипит в резервуаре при 20 °C: при 37,8 °C давление её паров может быть выше атмосферного.

После урока вы сможете

перечислить требования к товарной нефти и связать каждое из них с операцией подготовки;
описать устройство двух- и трёхфазных, горизонтальных и вертикальных сепараторов и назначение их внутренних устройств;
проверить сепаратор по газу (уравнение Саудерса — Брауна) и по жидкости (время пребывания и осаждение капель по закону Стокса);
объяснить, почему образуются водонефтяные эмульсии и как их разрушают нагревом, деэмульгаторами и электрическим полем, и оценить затраты тепла;
рассчитать содержание хлористых солей и количество промывочной воды для обессоливания;
объяснить стабилизацию нефти через давление насыщенных паров и рассчитать массу нетто нефти по данным учёта.

Требования к товарной нефти и путь её подготовки

Из скважины приходит не нефть, а смесь: нефть с растворённым и свободным газом, пластовая вода — часто рассол с десятками и сотнями граммов солей в литре, — песок и глинистые частицы, иногда сероводород и меркаптаны. Покупатель и трубопроводная компания принимают только нефть, доведённую до требований по воде, солям, сернистым соединениям и давлению паров. Всё, что делает установка подготовки, — способ выполнить эти требования с наименьшими потерями нефти и затратами.

Требования к нефти по техническому регламенту ЕАЭС «О безопасности нефти, подготовленной к транспортировке и (или) использованию» (ТР ЕАЭС 045/2017)

Показатель: Массовая доля сероводорода, млн⁻¹ (ppm)
Не более: 100
При сдаче в магистральный трубопровод или на переработку: 20

Показатель: Метил- и этилмеркаптаны в сумме, млн⁻¹
Не более: 100
При сдаче в магистральный трубопровод или на переработку: 40

Показатель: Массовая доля воды, %
Не более: 1
При сдаче в магистральный трубопровод или на переработку: 0,5

Показатель: Хлористые соли, мг/дм³
Не более: 900
При сдаче в магистральный трубопровод или на переработку: 100

Показатель: Давление насыщенных паров, кПа
Не более: 66,7 (500 мм рт. ст.)
При сдаче в магистральный трубопровод или на переработку: 66,7

Показатель: Органические хлориды во фракции, выкипающей до 204 °C, млн⁻¹
Не более: 6
При сдаче в магистральный трубопровод или на переработку: 6

Показатель	Не более	При сдаче в магистральный трубопровод или на переработку
Массовая доля сероводорода, млн⁻¹ (ppm)	100	20
Метил- и этилмеркаптаны в сумме, млн⁻¹	100	40
Массовая доля воды, %	1	0,5
Хлористые соли, мг/дм³	900	100
Давление насыщенных паров, кПа	66,7 (500 мм рт. ст.)	66,7
Органические хлориды во фракции, выкипающей до 204 °C, млн⁻¹	6	6

Регламент принят решением Совета Евразийской экономической комиссии от 20 декабря 2017 года № 89 (требования — в редакции от 29 августа 2023 года), действует с 1 июля 2019 года и обязателен в Казахстане как в государстве — члене ЕАЭС. Давление насыщенных паров не определяют, если температура застывания нефти 10 °C и выше. Регламент не распространяется на нефть, поставляемую на экспорт за пределы таможенной территории Союза: её качество задают договоры и требования трубопроводных систем. Деление нефти на классы, типы, группы и виды — по содержанию серы, плотности, степени подготовки, сероводороду и лёгким меркаптанам — устанавливает межгосударственный стандарт технических условий ГОСТ 31378-2009; он и казахстанский СТ РК 1347-2024 «Нефть. Общие технические условия» названы в перечне стандартов к регламенту.

Вода и хлористые соли — обезвоживание и обессоливание. Соли растворены в воде, поэтому, убирая воду, убирают и их; когда воды остаётся мало, но она очень солёная, её разбавляют пресной водой и снова отделяют.
Давление насыщенных паров — стабилизация: из нефти удаляют растворённые лёгкие углеводороды, которые иначе выкипали бы в резервуарах, цистернах и танкерах.
Сероводород и меркаптаны — отдувка газом или паром в колонне и химические нейтрализаторы для остатков.
Органические хлориды в пласте не образуются — их приносят реагенты. Регламент прямо запрещает применять при добыче и транспорте нефти химические реагенты, содержащие хлорорганические соединения (п. 11): на нефтеперерабатывающем заводе при нагреве они разлагаются с образованием хлороводорода, который вызывает коррозию.

СхемаПуть нефти через установку подготовки (схема): после каждой операции от нефти уходит газ или вода, а к ней добавляют тепло, реагенты и промывочную воду.

Путь нефти через установку подготовки

1
Сепарация газа
В одной-трёх ступенях давление снижают, и выделившийся газ отводят. Сколько газа даёт каждая ступень и почему ступеней несколько, разобрано в уроке Расчёт сепарации и оптимальное давление сепаратора; первую ступень часто ставят на дожимной насосной станции (путь продукции на промысле).
2
Сброс свободной воды
Вода, не связанная в эмульсию, оседает за минуты. Её отделяют как можно раньше, чтобы не греть и не перекачивать балласт, и направляют на очистку и закачку (Попутная вода: состав, очистка и утилизация).
3
Обезвоживание
Эмульсию нагревают, вводят деэмульгатор и отстаивают; последние доли процента воды выделяют в электрическом поле.
4
Обессоливание
Нефть смешивают с пресной промывочной водой и снова отделяют воду — вместе с ней уходит большая часть солей.
5
Стабилизация
Горячая сепарация или колонна стабилизации отгоняют лёгкие углеводороды; их газ идёт на подготовку газа (Подготовка и компримирование газа).
6
Хранение, учёт и сдача
Нефть накапливают в резервуарах, измеряют её количество и качество и сдают в магистральный нефтепровод или на переработку.

Сепараторы: устройство и типы

Сепаратор (separator) — сосуд под давлением, в котором поток успокаивается и фазы расходятся под действием силы тяжести: при 1 МПа плотность газа — около 9 кг/м³, нефти — 800–900 кг/м³, пластовой воды — 1000–1200 кг/м³. Чем больше разность плотностей и чем дольше смесь находится в спокойном состоянии, тем полнее разделение. Двухфазный сепаратор (two-phase) отделяет газ от жидкости, трёхфазный (three-phase) — ещё и воду от нефти.

СхемаГоризонтальный трёхфазный сепаратор (схема, не в масштабе): входное устройство гасит струю, в газовом пространстве оседают капли жидкости, в жидкости капли воды оседают сквозь слой нефти, а капли нефти всплывают из воды; нефть переливается через перегородку, вода уходит до неё.

Входное устройство (inlet device) — отбойная пластина, лопаточный или циклонный ввод: гасит скорость струи, сразу отделяет основную массу жидкости и распределяет поток по сечению.
Зона гравитационного осаждения: в газе оседают капли жидкости, а в жидкости оседают капли воды и всплывают пузырьки газа и капли нефти.
Коалесцирующие пакеты (coalescing plates) — пакеты наклонных или гофрированных пластин: капле достаточно пройти несколько сантиметров до пластины, где она сливается с другими каплями.
Каплеотбойник (mist extractor) — сетчатый, жалюзийный (лопаточный) или циклонный: улавливает мелкие капли, которые не успели осесть, — от единиц до десятков микрометров.
Переливная перегородка и регуляторы уровня: поддерживают уровень нефти и уровень раздела «нефть — вода», а регулятор давления на выходе газа — давление в аппарате.
Антивихревые устройства (гасители воронки) на выходах жидкости — чтобы газ не затягивался в жидкостные линии; предохранительный клапан, люки и система промывки днища от песка.

Горизонтальный или вертикальный

Свойство: Путь капли до границы раздела
Горизонтальный: короткий: поперёк потока, около половины диаметра
Вертикальный: длинный: капля падает навстречу газу

Свойство: Поверхность раздела фаз
Горизонтальный: большая: легче выходят газ из пены и вода из нефти
Вертикальный: малая

Свойство: Пробки жидкости
Горизонтальный: принимает хуже: от рабочего до аварийного уровня мало места
Вертикальный: принимает лучше: запас высоты

Свойство: Песок и осадок
Горизонтальный: копится вдоль длинного днища
Вертикальный: собирается в конусном днище

Свойство: Площадь на площадке
Горизонтальный: большая
Вертикальный: малая

Свойство	Горизонтальный	Вертикальный
Путь капли до границы раздела	короткий: поперёк потока, около половины диаметра	длинный: капля падает навстречу газу
Поверхность раздела фаз	большая: легче выходят газ из пены и вода из нефти	малая
Пробки жидкости	принимает хуже: от рабочего до аварийного уровня мало места	принимает лучше: запас высоты
Песок и осадок	копится вдоль длинного днища	собирается в конусном днище
Площадь на площадке	большая	малая

Горизонтальные аппараты обычно выбирают для больших потоков нефти и газа, пенящейся нефти и трёхфазного разделения; вертикальные — для газа с небольшим количеством жидкости (газосепараторы перед компрессорами, сепараторы топливного газа), для продукции с песком и там, где мало места.

Кроме сепараторов ступеней в подготовке работают газосепараторы (scrubbers) — вертикальные аппараты, которые защищают компрессоры и горелки от капель; пробкоуловители (slug catchers) на входе длинных многофазных трубопроводов, принимающие пробки жидкости (режимы течения); замерные сепараторы, в которых по очереди разделяют продукцию отдельных скважин, чтобы измерить их дебиты (групповые замерные установки); гидроциклоны для очистки воды (Попутная вода: состав, очистка и утилизация).

Что мешает сепаратору работать по расчёту

Пена удерживает газ в жидкости и уносится в каплеотбойник; против неё вводят пеногасители, увеличивают поверхность раздела и снижают допустимую скорость газа.
Песок оседает на днище, уменьшает объём и время пребывания, истирает арматуру; его периодически смывают (последствия выноса песка).
Пробки жидкости из шлейфов переполняют аппарат; уровни и регуляторы настраивают с запасом, а на входе ставят пробкоуловители.
Парафин, асфальтены и соли откладываются на пластинах и стенках при охлаждении и смешении вод (парафины, асфальтены).

Сосуды под давлением и сероводород

Сепараторы, отстойники и резервуары содержат горючие газы и жидкости под давлением, а на подсолевых месторождениях — сероводород, опасный для жизни уже в малых концентрациях. Аппараты защищают предохранительными клапанами, системами аварийной остановки и газоанализаторами. Урок даёт инженерную оценку, а не порядок действий: эксплуатацию, вскрытие и очистку аппаратов выполняют обученные специалисты по утверждённым технологическим регламентам и нарядам-допускам.

Пропускная способность по газу

Капля жидкости в газе падает под действием силы тяжести, а газ тормозит её силой сопротивления. Очень быстро скорость перестаёт расти — устанавливается скорость осаждения, при которой вес капли за вычетом выталкивающей силы равен сопротивлению. В вертикальном сепараторе газ движется вверх, и капля осядет, только если газ медленнее её скорости осаждения. В горизонтальном газ идёт вдоль аппарата, и капля должна опуститься на высоту газового пространства, пока газ проходит его длину; поэтому допустимая скорость газа здесь больше. Обе картины сводят к одному правилу: скорость газа не должна превышать предела, пропорционального корню из отношения разности плотностей к плотности газа.

Допустимая скорость газа (уравнение Саудерса — Брауна)

v_{\max} = K\sqrt{\frac{\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{г}}}{\rho_{\text{г}}}}

где:

$v_{\max}$ наибольшая допустимая скорость газа в свободном сечении аппарата при его давлении и температуре, м/с
$K$ коэффициент пропускной способности — опытный, зависит от каплеотбойника, ориентации и размеров аппарата, давления и склонности жидкости к пенообразованию, м/с
$\rho_{\text{ж}},\ \rho_{\text{г}}$ плотность жидкости и газа при условиях сепаратора, кг/м³

Единицы: любые согласованные: $K$ и $v_{\max}$ в одних единицах скорости, плотности — в одних единицах

Справедливо, если

форма вытекает из баланса веса и сопротивления капли (вывод — в углублённой части урока); всё, что зависит от размера капли и режима обтекания, собрано в $K$ ;
ориентиры для оценки: вертикальный аппарат с сетчатым каплеотбойником — $K$ около 0,05–0,1 м/с, горизонтальный — около 0,12–0,15 м/с (0,40–0,50 фута в секунду); точные значения дают изготовители для своих внутренних устройств;
при высоком давлении, пенящейся нефти и большой нагрузке каплеотбойника жидкостью $K$ снижают;
без каплеотбойника допустимая скорость заметно меньше: всё, что не осело, уходит с газом.

Чем плотнее газ, тем медленнее он должен течь: при росте давления в 4 раза плотность газа растёт примерно вчетверо, и $v_{\max}$ падает вдвое. Но объём того же стандартного количества газа уменьшается вчетверо, поэтому в стандартных кубометрах аппарат при высоком давлении пропускает больше газа.

В других системах единиц (1)

Промысловые единицы (oilfield)

v_{\max}\,[\text{ft/s}] = K\,[\text{ft/s}]\sqrt{\frac{\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{г}}}{\rho_{\text{г}}}}

плотности в любых одинаковых единицах (lb/ft³ или кг/м³); $K$ в футах в секунду, 1 фут/с = 0,3048 м/с.

Постоянной нет: корень из отношения плотностей безразмерен.

Расход газа при условиях сепаратора

Q = Q_{\text{ст}}\,\frac{p_{\text{ст}}}{p}\cdot\frac{T}{T_{\text{ст}}}\cdot Z

где:

$Q$ фактический объёмный расход газа при давлении и температуре сепаратора, м³/с
$Q_{\text{ст}}$ расход газа при стандартных условиях, м³/с
$p_{\text{ст}},\ T_{\text{ст}}$ стандартные условия: 0,101325 МПа и 293,15 К (20 °C), МПа, К
$p,\ T$ абсолютное давление и температура в сепараторе, МПа, К
$Z$ коэффициент сверхсжимаемости газа при $p$ и $T$ (при стандартных условиях принят равным 1), —

Единицы: абсолютные давления и температуры в кельвинах

Справедливо, если

газ при стандартных условиях считается идеальным; $Z$ при условиях сепаратора — по корреляции или уравнению состояния (Идеальный и реальный газ: коэффициент сверхсжимаемости).

Ошибка с этой формулой — самая частая в расчёте сепаратора: если подставить в уравнение Саудерса — Брауна стандартный расход, при 1 МПа он окажется примерно в 10 раз больше фактического.

Расчётный примерПроверка сепаратора первой ступени по газу

Исходные данные (условные)

Газ: 250 000 м³/сут при 0,101325 МПа и 20 °C, относительная плотность по воздуху $\gamma = 0{,}75$
Сепаратор: горизонтальный, $D = 2{,}4$ м, жидкость заполняет половину сечения; 1,0 МПа (абсолютное), 35 °C
Жидкость: нефть плотностью 840 кг/м³ при условиях сепаратора
Коэффициент: $K = 0{,}12$ м/с — сетчатый каплеотбойник (принято)

Решение

Молярная масса газа $M = 0{,}75\cdot 28{,}97 = 21{,}73$ кг/кмоль; коэффициент сверхсжимаемости при 1,0 МПа и 35 °C $Z = 0{,}9712$ (по корреляции для природного газа, как в уроке о реальном газе).
Плотность газа: $\rho_{\text{г}} = \dfrac{pM}{ZRT} = \dfrac{1{,}0\cdot 10^6\cdot 21{,}73\cdot 10^{-3}}{0{,}9712\cdot 8{,}314\cdot 308{,}15} = 8{,}73$ кг/м³.
Фактический расход: $Q = 250\,000\cdot\dfrac{0{,}101325}{1{,}0}\cdot\dfrac{308{,}15}{293{,}15}\cdot 0{,}9712/86\,400 = 0{,}299$ м³/с — в 9,7 раза меньше стандартного.
Допустимая скорость: $v_{\max} = 0{,}12\sqrt{(840 - 8{,}73)/8{,}73} = 1{,}17$ м/с.
Нужная площадь сечения для газа: $A = Q/v_{\max} = 0{,}299/1{,}17 = 0{,}256$ м². В аппарате газу отведена верхняя половина сечения: $\pi D^2/8 = 2{,}26$ м².
Фактическая скорость газа $0{,}299/2{,}26 = 0{,}132$ м/с — 11 % от допустимой.

Ответ: По газу аппарат загружен лишь на 11 %: газу нужно 0,256 м² сечения, а у него есть 2,26 м².

Что это значит. В нефтяных сепараторах так бывает часто: размер задаёт не газ, а жидкость — время, за которое из неё должны выйти пузырьки газа и капли воды (следующий раздел). У газовых сепараторов и газосепараторов перед компрессорами наоборот: жидкости мало, и диаметр определяет газ. Запас по газу пригодится при пене, пробках и росте газового фактора, но коэффициент $K$ — оценка: для пенящейся нефти его снижают, иногда вдвое. Данные примера условные.

Что меняется, если…

…поднять давление в сепараторе — газ станет плотнее, допустимая скорость уменьшится как $1/\sqrt{\rho_{\text{г}}}$ , но фактический объём газа уменьшится сильнее, как $1/\rho_{\text{г}}$ : в стандартных кубометрах пропускная способность вырастет;
…нагреть продукцию — газ займёт больший объём, а нефть отдаст больше лёгких компонентов в газ: нагрузка по газу растёт;
…нефть начнёт пениться — пена займёт часть газового пространства и понесёт жидкость в каплеотбойник; допустимую скорость приходится снижать или вводить пеногаситель.

Время пребывания и разделение нефти и воды

Жидкость должна пробыть в сепараторе достаточно долго, чтобы из неё вышли пузырьки газа, а в трёхфазном аппарате — чтобы капли воды осели сквозь слой нефти, а капли нефти всплыли из воды. Мера этого — время пребывания (retention time): объём, который занимает фаза в аппарате, делённый на её расход.

Время пребывания жидкости

t = \frac{V}{q}

где:

$t$ среднее время пребывания фазы в аппарате, мин
$V$ объём, занятый фазой в рабочей части аппарата, м³
$q$ расход фазы при условиях аппарата, м³/мин

Единицы: любые согласованные

Справедливо, если

поток идёт через весь объём равномерно; застойные зоны и короткие пути потока уменьшают фактическое время, поэтому входные и распределительные устройства так важны;
ориентиры отраслевой практики: в двухфазных сепараторах — от 1 до 3–4 мин, в трёхфазных для лёгкой нефти — 3–10 мин, для тяжёлой и холодной — 10–30 мин и больше; для конкретной нефти время уточняют лабораторным отстоем пробы.

При заданном времени пребывания объём аппарата пропорционален расходу жидкости. Поэтому рост обводнённости за жизнь месторождения требует всё больших объёмов отстоя (нагрузки на объекты).

Доля сечения горизонтального аппарата, занятая жидкостью

\frac{A_{\text{ж}}}{A} = \frac{\theta - \sin\theta}{2\pi},\qquad \theta = 2\arccos\!\left(1 - \frac{2h}{D}\right)

где:

$A_{\text{ж}}$ площадь сечения, занятая жидкостью до уровня $h$ (круговой сегмент), м²
$A$ площадь всего сечения, $\pi D^2/4$ , м²
$h$ уровень жидкости (или уровень раздела) над днищем, м
$D$ внутренний диаметр аппарата, м
$\theta$ центральный угол сегмента, рад

Единицы: геометрия; углы в радианах

Справедливо, если

цилиндрическая часть аппарата; объём днищ учитывают отдельно или включают в запас.

При $h = D/2$ доля равна 1/2; у днища площадь растёт медленно, у середины — быстро. По этой формуле находят уровень раздела «нефть — вода» по объёмам фаз и обратно.

Чтобы капля воды отделилась, она должна опуститься сквозь слой нефти толщиной $h_{\text{н}}$ до границы раздела, пока нефть проходит аппарат. Мелкие капли в вязкой жидкости движутся медленно, и сопротивление жидкости описывает закон Стокса (Stokes' law) — тот же, что объясняет медленное оседание ила в воде.

Скорость осаждения или всплытия капли (закон Стокса)

v = \frac{g\,d^2\,\Delta\rho}{18\,\mu_c}

где:

$v$ скорость осаждения (или всплытия) капли относительно жидкости, м/с
$g$ ускорение свободного падения, 9,81, м/с²
$d$ диаметр капли, м
$\Delta\rho$ разность плотностей капли и сплошной фазы по модулю, кг/м³
$\mu_c$ динамическая вязкость сплошной фазы — той, в которой движется капля, Па·с

Единицы: СИ

Справедливо, если

медленное (ползущее) обтекание: число Рейнольдса капли $\mathrm{Re} = \rho_c v d/\mu_c$ меньше примерно 1; при больших $\mathrm{Re}$ сопротивление растёт быстрее, и формула завышает скорость;
капля — жёсткая сфера, капли далеко друг от друга (при высокой концентрации они мешают друг другу и оседают медленнее);
поток в аппарате спокойный; турбулентность и конвекция от неравномерного нагрева мешают осаждению.

Скорость растёт как квадрат диаметра: капля вдвое крупнее оседает вчетверо быстрее. Поэтому главная задача обезвоживания — укрупнить капли. Вязкость стоит в знаменателе, и капли воды в нефти, вязкость которой в 10–20 раз больше вязкости воды, оседают во столько же раз медленнее, чем всплывают такие же капли нефти в воде.

В других системах единиц (1)

Промысловые единицы (oilfield)

v\,[\text{ft/s}] = 1{,}79\cdot 10^{-6}\,\frac{\Delta\gamma\;d^2\,[\text{мкм}^2]}{\mu_c\,[\text{сП}]}

$d$ — микрометры, $\Delta\gamma$ — разность относительных плотностей (по воде), $\mu_c$ — сантипуазы, $v$ — футы в секунду.

$1{,}79\cdot10^{-6} = 9{,}81\cdot 10^{-12}\cdot 1000/(18\cdot 10^{-3})/0{,}3048$ : микрометры в метры, относительная плотность в кг/м³, сП в Па·с, метры в футы.

РасчётВремя, за которое капля воды проходит сквозь слой нефти толщиной 0,59 м сепаратора из примера ниже, в зависимости от её диаметра — при 35 °C и после нагрева до 60 °C (закон Стокса). Капли, чьё время меньше времени пребывания нефти (10 мин), успевают дойти до воды.

Расчётный примерТрёхфазный сепаратор: длина, уровень раздела и самая мелкая осевшая капля

Исходные данные (условные)

Аппарат: сепаратор из предыдущего примера, $D = 2{,}4$ м, жидкость до половины сечения
Расходы при условиях аппарата: нефть 1500 м³/сут, вода 1000 м³/сут
Время пребывания: по 10 мин для нефти и для воды (по лабораторному отстою, принято)
Свойства при 35 °C: нефть 840 кг/м³, 10 мПа·с; вода 1080 кг/м³, 0,75 мПа·с
Свойства при 60 °C: нефть 825 кг/м³, 4,5 мПа·с; вода 1070 кг/м³

Решение

Объёмы фаз: $V_{\text{н}} = 1500/1440\cdot 10 = 10{,}42$ м³, $V_{\text{в}} = 1000/1440\cdot 10 = 6{,}94$ м³ (в сутках 1440 минут).
Площадь жидкости — половина сечения: $\pi\cdot 2{,}4^2/8 = 2{,}262$ м². Рабочая длина: $L = (10{,}42 + 6{,}94)/2{,}262 = 7{,}67$ м, то есть $L/D = 3{,}2$ ; с местом для входного устройства и отсека за перегородкой длина аппарата — около 9 м.
Вода занимает долю жидкости $6{,}94/(10{,}42 + 6{,}94) = 0{,}400$ , то есть $0{,}200$ сечения. По формуле сегмента этому отвечает $h_{\text{в}}/D = 0{,}254$ : уровень раздела $h_{\text{в}} = 0{,}61$ м, толщина слоя нефти $h_{\text{н}} = 1{,}2 - 0{,}61 = 0{,}59$ м.
Самая мелкая капля воды, которая успевает пройти весь слой нефти за 10 мин (600 с): $d = \sqrt{\dfrac{18\mu_{\text{н}} h_{\text{н}}}{g\,\Delta\rho\,t}} = \sqrt{\dfrac{18\cdot 0{,}010\cdot 0{,}59}{9{,}81\cdot 240\cdot 600}} = 274$ мкм.
Проверка режима: её скорость $0{,}59/600 = 0{,}983$ мм/с, $\mathrm{Re} = 840\cdot 0{,}983\cdot 10^{-3}\cdot 274\cdot 10^{-6}/0{,}010 = 0{,}023$ — много меньше 1, закон Стокса применим.
После нагрева до 60 °C: $d = \sqrt{\dfrac{18\cdot 0{,}0045\cdot 0{,}59}{9{,}81\cdot 245\cdot 600}} = 182$ мкм.
Капли нефти, всплывающие сквозь слой воды $h_{\text{в}} = 0{,}61$ м при 35 °C: $d = \sqrt{\dfrac{18\cdot 0{,}00075\cdot 0{,}61}{9{,}81\cdot 240\cdot 600}} = 76$ мкм.

Ответ: Рабочая длина — 7,67 м при диаметре 2,4 м. При 35 °C гарантированно оседают капли воды крупнее 274 мкм, после нагрева до 60 °C — крупнее 182 мкм; из воды всплывают капли нефти крупнее 76 мкм.

Что это значит. Гравитационный отстой за минуты убирает свободную воду и крупные капли, но не эмульсию: в ней капли воды — единицы и десятки микрометров, и при 35 °C капля в 30 мкм проходила бы слой нефти около 14 ч вместо 10 мин. Нагрев снижает вязкость нефти больше чем вдвое и уменьшает предельный диаметр на треть, но не решает задачу: капли нужно укрупнить — реагентами, коалесцирующими пакетами, электрическим полем. Нефть из воды выходит легче, чем вода из нефти: вязкость воды — 0,75 мПа·с против 10 мПа·с у нефти. Расчёт оптимистичен: капля, начавшая путь у поверхности нефти, — худший случай, но неравномерность потока и короткие пути уменьшают фактическое время пребывания. Данные примера условные.

Эмульсии и обезвоживание

Водонефтяная эмульсия (water-in-oil emulsion) — капли воды размером от долей до десятков микрометров, взвешенные в нефти. Нефть и вода дробят друг друга там, где поток резко ускоряется или перемешивается: в штуцерах, клапанах, насосах — особенно в электроцентробежных (Электроцентробежные насосы), — в местах смешения потоков. Сама по себе мелкая капля когда-нибудь слилась бы с соседними, но в нефти есть природные эмульгаторы — асфальтены, смолы, нафтеновые кислоты, мельчайшие частицы глины и парафина. Они собираются на поверхности капель и образуют прочную плёнку, которая не даёт каплям сливаться. Бывает и эмульсия другого типа — капли нефти в воде; с ней имеют дело при очистке воды (Попутная вода: состав, очистка и утилизация).

Время и сила тяжести. Свободная вода и крупные капли оседают в отстойниках; мелкие — нет (предыдущий раздел).
Нагрев. Снижает вязкость нефти — капли оседают быстрее; ослабляет плёнку на каплях; увеличивает разность плотностей. Но стоит топлива и отгоняет из нефти лёгкие углеводороды.
Деэмульгаторы (demulsifiers) — поверхностно-активные вещества, которые вытесняют природные эмульгаторы с поверхности капель и позволяют им сливаться. Дозы невелики — обычно десятки граммов на тонну нефти; реагент подбирают по опытам с пробами, и избыток может, наоборот, стабилизировать эмульсию.
Электрическое поле. В электродегидраторе (electrostatic coalescer) между электродами под напряжением в десятки киловольт капли воды поляризуются, притягиваются и сливаются. Аппарат работает, когда воды уже немного — единицы процентов: при большой обводнённости цепочки капель замыкают электроды.
Коалесцирующие насадки — пакеты пластин или волокон, на которых капли собираются и укрупняются.

Деэмульгатор выгодно вводить как можно раньше — на устье скважин или перед дожимной насосной станцией: пока продукция идёт по трубопроводам, реагент успевает перемешаться и эмульсия частично разрушается ещё до установки (внутритрубная деэмульсация). Нагрев, отстой и электрическое поле объединяют по-разному: на промыслах СНГ это обычно печи или теплообменники, отстойники и электродегидраторы; за рубежом часто ставят нагреватель-деэмульсатор (heater-treater) — один аппарат, где продукцию греют, отстаивают и пропускают через коалесцирующую секцию. Рециркуляция горячей воды и нагрев за счёт тепла уходящей стабильной нефти уменьшают расход топлива.

Расчётный примерЗачем сбрасывать воду до нагрева

Исходные данные (условные)

Поток: нефть и вода из сепаратора предыдущих примеров: 1500 м³/сут нефти (840 кг/м³) и 1000 м³/сут воды (1080 кг/м³)
Нагрев: с 35 до 60 °C; теплоёмкость нефти 2,0 кДж/(кг·К), пластовой воды 3,9 кДж/(кг·К)
Вода после трёхфазного сепаратора: обводнённость потока на выходе нефти — 4 % (принято)
Печь: КПД 0,80; низшая теплота сгорания топливного газа 36 МДж/м³ (принято)

Решение

Массовый расход нефти: $1500\cdot 840/86\,400 = 14{,}58$ кг/с. На её нагрев: $Q = \dot m\,c_p\,\Delta T = 14{,}58\cdot 2{,}0\cdot 25 = 729$ кВт.
Вода, которая идёт с нефтью после сепаратора: $1500\cdot 0{,}04/0{,}96 = 62{,}5$ м³/сут, или $62{,}5\cdot 1080/86\,400 = 0{,}781$ кг/с; на её нагрев $0{,}781\cdot 3{,}9\cdot 25 = 76{,}1$ кВт. Всего $729 + 76{,}1 = 805$ кВт.
Топливо: $805/(0{,}80\cdot 36\,000)\cdot 86\,400 = 2415$ м³/сут газа.
Если греть всю воду: $1000\cdot 1080/86\,400 = 12{,}5$ кг/с, $12{,}5\cdot 3{,}9\cdot 25 = 1219$ кВт; всего $729 + 1219 = 1948$ кВт и $5844$ м³/сут топлива.

Ответ: После сброса свободной воды печь потребляет около 805 кВт (2415 м³/сут газа); без него — 1948 кВт, в 2,4 раза больше.

Что это значит. Вода — балласт с вдвое большей теплоёмкостью, чем у нефти, и чем выше обводнённость, тем сильнее этот эффект. Поэтому свободную воду сбрасывают до нагрева, по возможности ещё на дожимной станции, и закачивают обратно в пласт поблизости. Расчёт не учитывает потери тепла в окружающую среду и рекуперацию: на практике часть тепла возвращают, подогревая холодное сырьё горячей подготовленной нефтью. Данные примера условные.

Обессоливание

Соли в нефти — это в основном хлориды натрия, кальция и магния, растворённые в каплях пластовой воды. На нефтеперерабатывающем заводе при нагреве хлориды магния и кальция разлагаются с образованием хлороводорода, который вместе с водой разъедает оборудование; соли откладываются в теплообменниках и отравляют катализаторы. Поэтому в магистральный трубопровод и на переработку принимают нефть не более чем со 100 мг хлористых солей на кубический дециметр (таблица в начале урока).

Содержание хлористых солей в нефти

S = \varphi\,C_{\text{в}}

где:

$S$ содержание хлористых солей в нефти, мг/дм³
$\varphi$ объёмная доля остаточной воды в нефти, доли единицы
$C_{\text{в}}$ минерализация этой воды — концентрация хлористых солей (в пересчёте на NaCl), мг/дм³

Единицы: мг/дм³; при малой доле воды объём смеси почти равен объёму нефти

Справедливо, если

соли только растворены в воде; кристаллы солей и соли на механических примесях не учтены.

Чтобы при рассоле с 100–200 г/л уложиться в 100 мг/дм³, воды должно остаться не больше 0,05–0,1 %, а этого одним обезвоживанием добиться трудно. Проще сделать воду менее солёной: смешать нефть с пресной промывочной водой и снова отделить воду.

Промывочная вода для обессоливания

w = \frac{1}{E}\left(\frac{\varphi_1 C_{\text{в}}}{C_{\text{доп}}} - \varphi_1\right),\qquad C_{\text{доп}} = \frac{S_{\text{н}}}{\varphi_2}

где:

$w$ расход пресной промывочной воды как доля объёма нефти, доли единицы
$\varphi_1,\ \varphi_2$ доля остаточной воды до промывки и после повторного отделения воды, доли единицы
$C_{\text{в}}$ минерализация пластовой воды, мг/дм³
$C_{\text{доп}}$ наибольшая допустимая минерализация воды, остающейся в нефти после обессоливания, мг/дм³
$S_{\text{н}}$ требуемое содержание солей в нефти, мг/дм³
$E$ эффективность смешения — доля промывочной воды, которая действительно встречается с каплями пластовой воды, от 0 до 1

Единицы: доли единицы и мг/дм³

Справедливо, если

промывочная вода пресная, а смешавшиеся капли сливаются и усредняют минерализацию;
остаточная вода после промывки имеет минерализацию смеси; несмешавшиеся мелкие капли пластовой воды на деле уходят из нефти хуже смешавшихся, поэтому модель с одной долей $E$ — упрощение, которое занижает нужный расход воды;
$E$ подбирают по работе конкретной установки: смесительный клапан, перепад давления на нём, число ступеней промывки.

Промывочная вода разбавляет пластовую: чтобы минерализация упала в $C_{\text{в}}/C_{\text{доп}}$ раз, вода в нефти после смешения должна занимать во столько же раз больший объём, чем пластовая. Неполное смешение требует больше воды. На двухступенчатых установках вода второй ступени идёт на промывку первой, и пресной воды нужно меньше.

Расчётный примерСколько пресной воды нужно, чтобы обессолить нефть

Исходные данные (условные)

После обезвоживания: 0,4 % воды от объёма нефти, минерализация пластовой воды 130 г/л (130 000 мг/дм³, в пересчёте на NaCl)
После обессоливания: в нефти остаётся 0,2 % воды (электродегидратор)
Требование: не более 100 мг/дм³ хлористых солей
Эффективность смешения: $E = 0{,}5$ (принято)

Решение

Без промывки: $S = 0{,}004\cdot 130\,000 = 520$ мг/дм³ — в 5,2 раза больше нормы.
Допустимая минерализация остаточной воды: $C_{\text{доп}} = 100/0{,}002 = 50\,000$ мг/дм³.
Вода после смешения должна занимать $0{,}004\cdot 130\,000/50\,000 = 0{,}0104$ объёма нефти, то есть пресной воды должно реально смешаться $0{,}0104 - 0{,}004 = 0{,}0064$ .
С учётом смешения: $w = 0{,}0064/0{,}5 = 0{,}0128$ , или 12,8 л на 1 м³ нефти; на 1500 м³/сут — около 19 м³/сут пресной воды.

Ответ: Нужно около 1,28 % пресной воды от объёма нефти — 12,8 л на кубометр.

Что это значит. Это нижняя оценка: на установках берут воду с запасом — обычно несколько процентов от объёма нефти — и повторяют промывку во второй ступени. Самые сильные рычаги видны из формулы: уменьшить остаточную воду после аппарата ( $\varphi_2$ в знаменателе $C_{\text{доп}}$ ) и улучшить смешение. Промывочная вода должна быть совместима с пластовой: иначе в аппаратах выпадут соли кальция и бария (Попутная вода: состав, очистка и утилизация). Данные примера условные.

Стабилизация нефти

Нефть из последней ступени сепарации находится в равновесии с газом при давлении и температуре этой ступени: в ней остаются растворённые метан, этан, пропан и бутаны. Стоит нефти нагреться — в резервуаре на солнце, в цистерне, в танкере, — и они начинают выделяться: растут потери от испарения, над нефтью образуется взрывоопасная смесь, насосы теряют напор из-за кавитации. Мера этой склонности — давление насыщенных паров нефти (ДНП, vapour pressure), и регламент ограничивает его 66,7 кПа (500 мм рт. ст.). Снижают его стабилизацией (stabilisation).

Важно, как это давление измеряют. Истинное давление насыщенных паров (true vapour pressure, TVP) — давление начала кипения нефти при заданной температуре, когда пара бесконечно мало. Стандартные методы определяют иначе: при 37,8 °C (100 °F) пробу помещают в камеру, где пара в несколько раз больше, чем жидкости, — в методе Рейда камера содержит воздух и вчетверо превышает объём пробы, в методе расширения пробу без воздуха расширяют до заданного соотношения пара и жидкости, часто 4 : 1. В большой паровой объём уходит значительная часть самых лёгких компонентов, давление падает, и прибор показывает меньше истинного. Поэтому одно и то же число — 66,7 кПа — для истинного давления и для измеренного означает разные требования.

Горячая сепарация. Нефть перед последней ступенью нагревают (на установках подготовки — та же печь, что для обезвоживания) и снижают давление почти до атмосферного: лёгкие углеводороды уходят в газ. Просто, но вместе с ними уходит часть бутанов и пентанов, которые могли бы остаться в нефти.
Колонна стабилизации (stabiliser) — ректификационная колонна с кипятильником внизу: нефть стекает по тарелкам навстречу парам, и лёгкие компоненты отделяются от тяжёлых гораздо чётче, чем при однократном испарении. При том же давлении паров стабильной нефти её получается больше. Верхний продукт — газ и широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ), которые идут на подготовку газа (Подготовка и компримирование газа).
Отдувка сероводорода. В той же колонне или в отдельной колонне нефть продувают несернистым газом: сероводород переходит в газ, потому что в нефти его концентрация много выше равновесной с чистым газом. Остатки сероводорода и меркаптанов связывают химическими нейтрализаторами.

Расчётный примерСтабильна ли нефть из примера ступенчатой сепарации

Исходные данные (условные)

Нефть: дегазированная нефть двухступенчатой схемы из урока о расчёте сепарации: первая ступень 1,2 МПа и 40 °C, затем резервуар при 0,101325 МПа и 20 °C
Расчёт: уравнение Пенга — Робинсона с теми же компонентами и коэффициентами, что в том уроке; равновесные ступени
Давление паров: истинное — давление начала кипения при 37,8 °C; «по методу расширения» — давление пробы без воздуха при 37,8 °C, расширенной так, что объём камеры в 5 раз больше начального объёма жидкости (пара к жидкости 4 : 1)
Вариант стабилизации: последнюю ступень (при том же атмосферном давлении) ведут при повышенной температуре

Решение

При 20 °C нефть в резервуаре кипит при 0,101 МПа — так она и получена. При 37,8 °C её истинное давление паров — 136,4 кПа: больше атмосферного, в тёплом резервуаре она будет «дышать» газом.
По методу расширения: 67,1 кПа при норме 66,7 кПа — нефть на границе требования, запаса нет. Разница с истинным давлением — в 2,0 раза: в паровое пространство камеры уходит почти весь растворённый метан, больше половины этана и почти треть пропана.
Последнюю ступень ведут при 40 °C: истинное давление паров нефти при 37,8 °C падает до 97,7 кПа, по методу расширения — до 49,2 кПа, запас до нормы — 26 %.
Цена: из 1 кмоль пластовой нефти получается 0,4065 кмоль стабильной нефти вместо 0,4193, по объёму — на 1,25 % меньше. Больше половины ушедших молекул — пропан и бутаны, остальное — этан, пентаны и немного более тяжёлых; все они уходят в газ последней ступени.

Ответ: Без нагрева нефть — на самой границе нормы: 67,1 кПа по методу расширения при норме 66,7 кПа, то есть формально чуть выше неё. Горячая ступень при 40 °C даёт 49,2 кПа ценой 1,25 % объёма нефти.

Что это значит. Стабилизация — обмен объёма нефти на её пригодность к хранению и транспорту. Потерянные компоненты не пропадают: если газ последней ступени сжать и охладить, из него конденсируется широкая фракция лёгких углеводородов. Колонна стабилизации отделяет их чётче горячей ступени: при том же давлении паров в нефти остаётся больше пентанов. Расчёт идеализирован: ступени равновесные, а уравнение состояния и разные стандартные методы измерения дают расхождения в единицы кПа, поэтому реальную схему проверяют замерами давления паров на стабильной нефти. Данные примера условные.

Стабилизация горячей последней ступенью: нефть примера при 37,8 °C

Температура ступени, °C: 20
Истинное давление паров, кПа: 136,4
По методу расширения, кПа: 67,1
Выход нефти по объёму, %: 100,00

Температура ступени, °C: 30
Истинное давление паров, кПа: 115,4
По методу расширения, кПа: 57,6
Выход нефти по объёму, %: 99,41

Температура ступени, °C: 40
Истинное давление паров, кПа: 97,7
По методу расширения, кПа: 49,2
Выход нефти по объёму, %: 98,75

Температура ступени, °C: 50
Истинное давление паров, кПа: 82,8
По методу расширения, кПа: 41,8
Выход нефти по объёму, %: 98,03

Температура ступени, °C: 60
Истинное давление паров, кПа: 70,3
По методу расширения, кПа: 35,4
Выход нефти по объёму, %: 97,22

Температура ступени, °C	Истинное давление паров, кПа	По методу расширения, кПа	Выход нефти по объёму, %
20	136,4	67,1	100,00
30	115,4	57,6	99,41
40	97,7	49,2	98,75
50	82,8	41,8	98,03
60	70,3	35,4	97,22

Расчёт по уравнению Пенга — Робинсона для условной нефти урока о расчёте сепарации; выход — объём стабильной нефти при 20 °C относительно варианта с резервуаром при 20 °C. Данные условные.

РасчётДавление паров стабильной нефти при 37,8 °C в зависимости от температуры последней ступени: истинное и по методу расширения (4 : 1), расчёт по уравнению Пенга — Робинсона; пунктир — норма 66,7 кПа.

Подробнее:Как рассчитано давление «по методу расширения»

Берут 1 кмоль стабильной нефти при 37,8 °C, находят её начальный мольный объём жидкости $v_0$ и ищут давление $p$ , при котором после расчёта однократного испарения (флэш-расчёт) пар и оставшаяся жидкость вместе занимают $5v_0$ : $V\,v_{\text{г}}(p) + (1 - V)\,v_{\text{ж}}(p) = 5v_0$ , где $V$ — мольная доля пара. С понижением давления пара становится больше, поэтому корень находят делением отрезка пополам. Воздух в камере не учтён: так устроен метод расширения; в методе Рейда в камере есть воздух, и результат зависит ещё и от него.

Для нефти примера в паровую фазу камеры уходят почти весь растворённый метан, больше половины этана и почти треть пропана, поэтому давление по методу расширения (67,1 кПа) примерно вдвое ниже истинного (136,4 кПа). Разница тем больше, чем большую долю давления паров создают метан и этан. Горячая ступень снижает давление паров, почти не меняя этой доли, поэтому в таблице выше отношение двух давлений остаётся около двух; если же метан и этан отогнать избирательно, как в колонне стабилизации, и давление паров создают в основном пропан и бутаны, оба давления заметно сближаются.

Хранение, учёт и сдача

Подготовленную нефть накапливают в резервуарах — обычно вертикальных стальных (РВС). Резервуарный парк сглаживает неравномерность добычи и откачки и даёт время на анализы перед сдачей. При заполнении и опорожнении резервуара и при суточных колебаниях температуры его газовое пространство «дышит», вытесняя пары в атмосферу; потери тем больше, чем выше давление паров нефти. Их снижают стабилизацией, понтонами и плавающими крышами, которые лежат прямо на нефти, и установками улавливания лёгких фракций, собирающими газ из резервуаров на компрессор.

Количество сдаваемой нефти измеряет система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН): фильтры, расходомеры — массовые кориолисовы или турбинные объёмные вместе с поточным плотномером, — поточные влагомеры, автоматический пробоотборник и вычислитель. Турбинные счётчики периодически сверяют с поверочной установкой: шар или поршень вытесняет известный объём между двумя датчиками, и по отношению этого объёма к показанию счётчика находят его поправочный коэффициент. В лаборатории по пробам определяют массовую долю воды, концентрацию хлористых солей и механических примесей — то, что вычитают из массы нефти.

В Казахстане нефть, добытую на участке недр, учитывают по каждой скважине в тоннах; средства измерений должны иметь действующий сертификат о поверке и быть внесены в реестр государственной системы обеспечения единства измерений. Допускаются прямые способы — весы и массомеры — и косвенные: объёмно-массовый и гидростатический. Масса нетто равна массе брутто за вычетом балласта — воды, хлористых солей и механических примесей (Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр, утверждённые приказом Министра энергетики от 5 мая 2018 года № 163). Данные приборов учёта нефти и газа передаются в информационную систему учёта Министерства энергетики (отчётность, учёт и проверки).

Масса нетто нефти

m_{\text{н}} = m_{\text{бр}}\left(1 - \frac{W_{\text{в}} + W_{\text{хс}} + W_{\text{мп}}}{100}\right),\qquad W_{\text{хс}} = \frac{0{,}1\,\varphi_{\text{хс}}}{\rho_{\text{н}}}

где:

$m_{\text{н}},\ m_{\text{бр}}$ масса нетто и масса брутто нефти, т
$W_{\text{в}},\ W_{\text{мп}}$ массовые доли воды и механических примесей, %
$W_{\text{хс}}$ массовая доля хлористых солей, %
$\varphi_{\text{хс}}$ концентрация хлористых солей, мг/дм³
$\rho_{\text{н}}$ плотность нефти при условиях, к которым отнесена концентрация солей, кг/м³

Единицы: т, %, мг/дм³, кг/м³

Справедливо, если

масса брутто измерена массомером или получена из объёма и плотности при одних и тех же условиях;
коэффициент 0,1 — перевод единиц: мг/дм³, делённые на кг/м³ (то есть на г/дм³), дают тысячные доли, а в процентах — десятые.

Покупатель платит за массу нетто. Каждая десятая доля процента воды в сданной нефти — это тонна на каждую тысячу тонн, за которую не заплатят.

Расчётный примерМасса нетто за сутки

Исходные данные (условные)

Массомер: масса брутто за сутки 1236,8 т
Лаборатория: вода 0,35 % (масс.), хлористые соли 92 мг/дм³, механические примеси 0,012 % (масс.), плотность нефти 852,4 кг/м³

Решение

Массовая доля солей: $W_{\text{хс}} = 0{,}1\cdot 92/852{,}4 = 0{,}0108$ %.
Балласт: $0{,}35 + 0{,}0108 + 0{,}012 = 0{,}3728$ %.
Масса нетто: $1236{,}8\cdot(1 - 0{,}3728/100) = 1232{,}19$ т; балласт — 4,61 т.

Ответ: К оплате — 1232,19 т нефти; 4,61 т из массы брутто — вода, соли и примеси.

Что это значит. Почти весь балласт — вода. Поэтому качество обезвоживания прямо видно в деньгах: снижение воды с 0,35 до 0,2 % при той же массе брутто увеличило бы массу нетто почти на 1,9 т в сутки. Хлористые соли по массе ничтожны, но ограничены нормой ради заводского оборудования. Данные примера условные.

Термины и обозначения

Установка подготовки нефти (УПН): комплекс аппаратов, где нефть доводят до товарных требований: сепарация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация.
Трёхфазный сепаратор: аппарат, в котором из продукции отделяют газ и разделяют нефть и воду.
Уравнение Саудерса — Брауна: допустимая скорость газа в сепараторе: коэффициент $K$ , умноженный на корень из отношения разности плотностей к плотности газа.
Время пребывания: объём фазы в аппарате, делённый на её расход; задаёт, успеют ли выделиться газ и осесть капли.
Закон Стокса: скорость осаждения мелкой капли пропорциональна квадрату диаметра и разности плотностей и обратно пропорциональна вязкости сплошной фазы.
Водонефтяная эмульсия: мелкие капли воды в нефти, защищённые плёнкой природных эмульгаторов.
Деэмульгатор: поверхностно-активный реагент, вытесняющий природные эмульгаторы с поверхности капель.
Электродегидратор: аппарат, в котором капли воды сливаются в электрическом поле высокого напряжения.
Обессоливание: промывка нефти пресной водой и повторное отделение воды для снижения содержания солей.
Стабилизация нефти: удаление растворённых лёгких углеводородов для снижения давления насыщенных паров.
СИКН: система измерений количества и показателей качества нефти — узел коммерческого учёта.
Масса нетто: масса брутто нефти за вычетом воды, хлористых солей и механических примесей.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Сепаратор, достаточный по газу, справится и с жидкостью».

На самом деле

В нефтяных сепараторах размеры обычно задают время пребывания жидкости и отделение воды; по газу такие аппараты нередко загружены на 10–30 %.

Неверно

«Чем сильнее нагреть эмульсию, тем лучше».

На самом деле

Нагрев ускоряет разделение, но стоит топлива, а лишние градусы отгоняют лёгкие углеводороды и уменьшают выход нефти. Температуру выбирают вместе с реагентом и временем отстоя, а свободную воду сбрасывают до нагрева.

Неверно

«Нефть обезвожена до 0,5 % — значит, и по солям в норме».

На самом деле

Соли растворены в остаточной воде: 0,5 % рассола с 150 г/л дают 750 мг/дм³ — в 7,5 раза больше нормы для магистрального трубопровода. Нужна промывка пресной водой.

Неверно

«Раз нефть не кипит в резервуаре, её давление насыщенных паров в норме».

На самом деле

Нефть в резервуаре кипит как раз при атмосферном давлении и своей температуре. При 37,8 °C её давление паров выше; норму проверяют стандартным методом и при необходимости стабилизируют нефть.

Подробно: для продвинутых

Откуда берётся уравнение Саудерса — Брауна

Капля диаметром $d$ осаждается с постоянной скоростью, когда её вес за вычетом выталкивающей силы равен силе сопротивления газа (левая часть формулы ниже; $C_D$ — коэффициент сопротивления). Отсюда скорость осаждения:

Скорость осаждения капли при произвольном режиме обтекания

\frac{\pi d^3}{6}\,(\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{г}})\,g = C_D\,\frac{\pi d^2}{4}\cdot\frac{\rho_{\text{г}} v_t^2}{2}\quad\Rightarrow\quad v_t = \sqrt{\frac{4\,g\,d}{3\,C_D}}\cdot\sqrt{\frac{\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{г}}}{\rho_{\text{г}}}}

где:

$v_t$ установившаяся скорость осаждения капли в газе, м/с
$C_D$ коэффициент сопротивления сферы; зависит от числа Рейнольдса, —
$d$ диаметр капли, м
$g$ ускорение свободного падения, м/с²
$\rho_{\text{ж}},\ \rho_{\text{г}}$ плотности капли и газа, кг/м³

Единицы: СИ

Справедливо, если

одиночная сферическая капля, газ неподвижен в среднем; при ползущем обтекании $C_D = 24/\mathrm{Re}$ , и формула переходит в закон Стокса.

Первый корень и есть коэффициент $K$ уравнения Саудерса — Брауна: он растёт с диаметром капли, которую нужно осадить, и падает с ростом сопротивления. Капли в 100–150 мкм в газе высокого давления обтекаются уже не ползущим потоком, $C_D$ зависит от числа Рейнольдса, и вместо расчёта по каждой капле пользуются опытными значениями $K$ для типа аппарата и каплеотбойника.

В горизонтальном аппарате капля должна опуститься на высоту газового пространства $h_{\text{г}}$ , пока газ проходит рабочую длину $L$ : $h_{\text{г}}/v_t \le L/v_{\text{г}}$ . Значит, допустимая скорость газа $v_{\text{г}} \le v_t\,L/h_{\text{г}}$ — в $L/h_{\text{г}}$ раз больше скорости осаждения. Поэтому у горизонтальных аппаратов $K$ больше, а длинный аппарат при той же площади сечения пропускает больше газа — пока скорость не станет настолько большой, что газ начнёт срывать жидкость с поверхности.

Связь с другими темами

Расчёт сепарации и оптимальное давление сепаратора — сколько газа и нефти дают ступени сепарации и как выбирают их давления.
Концепции обустройства месторождений — где стоят сепараторы, отстойники и резервуары в обустройстве месторождения.
Подготовка и компримирование газа — что делают с газом сепарации и с лёгкими углеводородами стабилизации.
Попутная вода: состав, очистка и утилизация — очистка отделённой воды перед закачкой или сбросом.
Вязкость нефти и межфазное натяжение — как вязкость нефти зависит от температуры — главный параметр осаждения капель.
Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений — парафины и асфальтены — причины отложений и стойких эмульсий.
Государственное регулирование освоения месторождений — учёт добычи, приборы учёта и отчётность недропользователя.

Проверьте себя

1
Нефть нагрели, и её вязкость упала с 10 до 4,5 мПа·с, а разность плотностей воды и нефти почти не изменилась. Во сколько раз быстрее оседают те же капли воды?
1. А.Примерно в 2,2 раза
2. Б.Примерно в 4,9 раза
3. В.Примерно в 1,5 раза
4. Г.Скорость не изменится: она зависит от размера капли
Показать ответ
Правильный ответ: А. Примерно в 2,2 раза
По закону Стокса скорость осаждения обратно пропорциональна вязкости сплошной фазы: $10/4{,}5 \approx 2{,}2$ . Квадратная зависимость относится к диаметру капли: чтобы ускорить осаждение в 2,2 раза без нагрева, капли пришлось бы укрупнить в $\sqrt{2{,}2} \approx 1{,}5$ раза.
2
Давление в сепараторе подняли с 1 до 4 МПа; плотность газа выросла примерно вчетверо, плотность нефти почти не изменилась. Как изменятся допустимая фактическая скорость газа и пропускная способность по газу в стандартных кубометрах?
1. А.Скорость упадёт вдвое, пропускная способность в стандартных кубометрах вырастет примерно вдвое
2. Б.Скорость не изменится, пропускная способность вырастет вчетверо
3. В.Скорость и пропускная способность упадут вдвое
4. Г.Скорость упадёт вчетверо, пропускная способность не изменится
Показать ответ
Правильный ответ: А. Скорость упадёт вдвое, пропускная способность в стандартных кубометрах вырастет примерно вдвое
По уравнению Саудерса — Брауна $v_{\max} \propto 1/\sqrt{\rho_{\text{г}}}$ (при $\rho_{\text{г}} \ll \rho_{\text{ж}}$ ): вчетверо больше плотность — вдвое меньше скорость. Но стандартный кубометр газа при 4 МПа занимает примерно вчетверо меньший объём, поэтому в стандартных кубометрах через то же сечение пройдёт примерно в $4/2 = 2$ раза больше газа (без учёта изменения $Z$ и снижения $K$ при высоком давлении).
3
В нефти после электродегидратора осталось 0,3 % воды с минерализацией 150 г/л. Каково содержание хлористых солей и годится ли нефть для сдачи в магистральный трубопровод?
Показать ответ
$S = 0{,}003\cdot 150\,000 = 450$ мг/дм³ — в 4,5 раза больше нормы 100 мг/дм³. Нужна промывка пресной водой: например, чтобы при той же доле остаточной воды уложиться в норму, минерализация этой воды должна упасть до $100/0{,}003 \approx 33\,000$ мг/дм³ — в 4,5 раза.
4
Почему капли нефти выходят из воды в трёхфазном сепараторе легче, чем капли воды из нефти, хотя разность плотностей одна и та же?
Показать ответ
В законе Стокса стоит вязкость сплошной фазы. Капля нефти всплывает в воде вязкостью около 0,7–1 мПа·с, а капля воды оседает в нефти вязкостью единицы и десятки мПа·с. При одинаковом диаметре капля нефти в воде движется в 10–20 раз быстрее, поэтому за то же время из воды уходят капли во много раз мельче (в примере урока — 76 и 274 мкм).
5
Нефть ушла из резервуара, где при 20 °C и атмосферном давлении она была в равновесии с газом. Почему её давление насыщенных паров при 37,8 °C может превышать атмосферное и что с этим делают на установке?
Показать ответ
В резервуаре нефть кипит при 0,101 МПа и 20 °C — это её давление начала кипения при 20 °C. С ростом температуры давление паров растворённых лёгких компонентов растёт, и при 37,8 °C оно больше атмосферного (в примере урока — 136 кПа). Нефть стабилизируют: последнюю ступень ведут при повышенной температуре или ставят колонну стабилизации, отгоняя пропан, бутаны и остатки метана и этана в газ.
6
Масса брутто сданной нефти 500 т, вода 0,5 % (масс.), хлористые соли 100 мг/дм³ при плотности 850 кг/м³, механические примеси 0,02 % (масс.). Какова масса нетто?
1. А.495,0 т
2. Б.497,3 т
3. В.500,0 т
4. Г.499,9 т
Показать ответ
Правильный ответ: Б. 497,3 т
$W_{\text{хс}} = 0{,}1\cdot 100/850 = 0{,}0118$ %; балласт $0{,}5 + 0{,}0118 + 0{,}02 = 0{,}5318$ %; масса нетто $500\cdot(1 - 0{,}005318) = 497{,}34$ т. Почти весь балласт — вода.

Обновлено: 18 октября 2026 г.