Выбор оптимального числа стутеней сепарации

При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее для получения жидких углеводородов и нефти - многоступенчатая (5-7ступеней) или трехступенчатая сепарация? Для однозначного ответа на этот вопрос должна учитываться система сбора нефти и газа на площадях нефтяных месторождений или газа и конденсата на газоконденсатных месторождениях.

При многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93-7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления и температуры на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале легких фракций - метана, этана, затем частичное выделение тяжелых углеводородов - пропана, бутанов, пентанов) и в нефти остается большое количество невыделившихся тяжелых углеводородов.

Если при том же высоком начальном устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов.

Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с трехступенчатой по выходу нефти, то первая оказывается более эффективной, чем вторая.

Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в системах негерметизированного сбора и транспорта нефти, то все тяжелые углеводороды, оставшиеся в нефти, постепенно испаряются из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю.

Ввиду того, что при трехступенчатой сепарации в газовую фазу переходит большое количество тяжелых углеводородов, представляющих собой ценное сырье, рационально направлять их в этом случае на газофракционирующую установку (ТФУ) или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для получения из этих газов жидких углеводородов и в частности, пропан-бутанов и газового бензина.

С точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения ГПЗ целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию. Выделившейся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды: в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т.п. Газ же, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, т.е. содержащим большое количество тяжелых углеводородов, поэтому он вначале направляется на компрессорную станцию, а после сжатия в компрессорах - на ГФУ или ГПЗ.

Сказанное выше целиком относится и к газоконденсатным месторождениям.

Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе, можно регулировать изменением давления и температуры.

Суммарное количество газа (свободного и растворенного), содержащегося в нефти поступающего на первую ступень сепарации, определяется по формуле:

, ; (3.1)

Количество газа, оставшегося в растворенном состоянии в нефти V_p и поступающего из первой ступени во вторую, равно:

, ; (3.2)

Дебит отсепарированного свободного газа на первой ступени будет равен:

(3.3)

Дебит свободного газа, отсепарированного на второй ступени, будет равен:

и.т.д. (3.4)

где: V - количество газа, поступающего из скважины, м³/сут;

Г_о - газовый фактор скважины, м³/м³ ;

Q_н - дебит нефти, м³/сут;

V₁,V₂, - количество газа, сепарируемого соответственно при давлениях Р₁, Р₂, (в 1, 2, ... ступени), м³/сут;

α - коэффициент растворимости газа в нефти при температуре и давлении в сепараторе, м²/н;

Р₁, Р₂ - давление на первой, второй и.т.д. ступенях сепарации, Па.

Коэффициент растворимости газа в нефти α при давлениях выше 9,81∙10⁵ Па (10 кгс/см²) обычно изменяется линейно. Величины α для давлений сепарации меньших 10 кгс/см², будут различные. Поэтому для точных определений необходимо построить (или иметь) кривую изменения α от давления на основе анализа глубинной пробы соответствующей скважины.

Рис. 3.1 Зависимость коэффициента растворимости газа в нефти от давления