Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти

Количество и качество нефти и газа как товарных продуктов в значительной мере зависят от условий сепарации: величины давления и числа ступеней 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 (5-7 ступеней) или трехступенчатая сепарация?

Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93-7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С₃), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.

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: С₃-С₅.

Следовательно, при многоступенчатой сепарации выход товарной нефти увеличится на 1,5-3,0% масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С₃-С₅. При этом она становится менее плотной и вязкой.

Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5-7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-, двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю.

Так как углеводороды С₄ и частично С₃ остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.

С точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия ГПЗ целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся 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, поэтому он вначале направляется на компрессорную станцию, а после сжатия в компрессорах – на ГФУ или ГПЗ для отделения пропан-бутановой фракции.

Сказанное выше относится и к газоконденсатным месторождениям.

Тот факт, что при проведении сепарации в оптимальных условиях нефти может быть получено на 3-5% больше, не всегда учитывается на промыслах.

Выбор оптимальных условий сепарации определяется целью процесса:

· максимальный выход нефти из смеси или

· максимальное содержание пропан-бутановых (С₃-С₄) фракций в газе сепарации.

В первом случае газ используется как топливо. Во втором – газ идет на переработку и ее эффективность в значительной мере зависит от наличия пропан-бутановых компонентов в товарном газе промысла. Потери в выходе товарной нефти в данном случае окупаются утилизацией пропан-бутановых фракций.

В наших условиях целевым продуктом является нефть. Поэтому остановимся на вопросе определения оптимальных условий сепарации нефтегазовой смеси для первого случая.

Рассмотрим аналитический способ определения оптимальных давлений и числа ступеней сепарации нефти. Этот способ основан на решении уравнений фазового равновесия.

1. Учитывая мольный состав пластовой нефти и газа, а также количество свободного газа, поступающего вместе с пластовой нефтью из скважины, определяется молекулярный состав смеси, который является исходным для дальнейших расчетов.

2. Давление для первой ступени сепарации следует выбирать исходя из молекулярного состава исходной смеси, вне зависимости от давления на устье скважины.

Любая нефть, имеющая давление насыщения выше 60 кГ/см² (6 МПа), при сепарации выделяет газ, плотность которого уменьшается по мере падения давления сепарации до границы раздела действия законов обратного и прямого испарения.

Давление насыщения – максимальное давление, при котором в процессе изотермического расширения нефти или пластовой воды начинается выделение сорбированного ими газа. Давление насыщения равно сумме парциальных давлений сорбированных газовых компонентов, и зависит от температуры, состава и свойств сорбента и не может быть больше пластового давления. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными.

В области прямого испарения по мере снижения давления плотность газа растет.

3. По результатам последовательного расчета составов газа и нефти при разных давлениях сепарации определяется плотность газа и строится график зависимости плотности газа от давления сепарации (рис. 4.4).

Кривая на графике имеет четко выраженный минимум при некотором давлении. При этом давлении газ имеет минимальную плотность, следовательно, максимальное количество головных (легких) фракций остается в нефти.

Это давление и принимается за оптимальное для I ступени сепарации.

Оптимальное давление для второй ступени выбирается по максимальному значению суммарного газового фактора и максимальному увеличению выхода нефти.

Количество нефти, недополученное за счет проведения сепарации не при оптимальных условиях, следует считать скрытыми потерями. Они могут быть больше потерь, вызываемых негерметичностью систем сбора. Основные усилия на промыслах направлены на борьбу с последними, видимыми потерями.

Таким образом, выбор оптимальных условий сепарации, как и создание герметичных систем сбора, является эффективным средством увеличения добычи нефти.

4.2. РАСЧЕТЫ ФАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Процессы добычи, транспорта и переработки нефти и газа характеризуются фазовыми переходами, образованием фаз, сосуществованием термодинамически равновесных и неравновесных паровой и жидкой фаз.

Фазовые превращения происходят при отделениинефти и конденсата от их паров в сепараторах, при хранении нефти и конденсата в резервуарах,в процессе образования и разложения кристаллогидратов углеводородных газов. Сжатие и охлаждение углеводородных газов при компрессионных методах переработки и транспортесопровождается фазовыми переходами. Фазовые переходы имеют место при выветривании конденсата в емкостях.

При нарушении равновесия в системе пар-жидкость вследствие изменения температуры или давления начинается перераспределение углеводородов между фазами. Распределение углеводородов между фазами двухфазной равновесной системы протекает в соответствии с упругостью насыщенных паров углеводородов и их молярными концентрациями, что выражено уравнением Дальтона-Рауля о равенстве парциальных давлений компонентов в паровой и жидкой фазах, которое справедливо при невысоких давлениях и температуре:

где N_iV, N_iL – молярные концентрации i-го компонента в паровой и жидкой фазах соответственно; Р – давление паров смеси; Q – упругость насыщенных паров i-го компонента в чистом виде при заданной температуре системы.

Состояние углеводородов, находящихся в смеси, определяется не только давлением и температурой, но и составом фаз, так как общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента (при низких давлениях это влияние ничтожно, но очень существенно при высоких давлениях). Так как в данном случае имеются три переменные – давлениесмеси, определяемое ее составом, температура и упругость паров, то введена так называемая константа фазового равновесия, а точнее коэффициент распределения i-го компонента между паровой и жидкой фазой.

где К_i – константа равновесия i-го компонента при данных термодинамических условиях.

Константы фазового равновесия определяются экспериментально или расчетными методами и собраны в таблицах или представлены в виде номограмм.

где N_V и N_L – молярные доли паровой и жидкой фаз, соответственно.

В этих уравнениях, которые нужны для расчета состава нефти (N_iL) и состава отсепарированного газа (N_iV), неизвестен параметр N_V, молярная доля паровой фазы.

где n – число компонентов смеси.

Это выражение называется уравнением фазовых равновесий.

Затем по уравнениям фазовых концентраций, зная N_V, находим молярный состав фаз.