Техника и технология сепарации нефти от газа

Эффективность работы сепараторов, устанавливаемых на площадях газовых и газоконденсатных месторождений, оценивается обычно только первым показателем, т. е. количеством капельной взвеси, уносимой газом за пределы сепаратора. Поэтому требования, предъявляемые к нефтяным сепараторам и сепараторам природного газа, должны быть разными.

Эффективность процесса сепарации зависит от следующих факторов:

1. дисперсное состояние нефтегазовой смеси. При разделении нефти и газа в сепараторе следует стремиться создать большую поверхность контакта между фазами и не допустить чрезмерного уноса капельной жидкости и окклюдированных пузырьков газа из сепаратора. Увеличение поверхности контакта между нефтью и газом существенно сокращает время для достижения равновесного состояния системы при данных температуре и давлении. Поэтому эффективное выделение газа из нефти в сепараторе может быть только при мелкодисперсном состоянии нефтегазовой смеси, которое обеспечивается или насадками форсуночного типа, или диспергаторами.
2. средняя скорость газа в свободном сечении сепаратора. Значения Wmaxг – для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с. Степень очистки газа от жидкости в зависимости от скорости газа и давления представлена на рисунке 7.

Рисунок 7 – Степень очистки газа от жидкости и твердых частиц в зависимости от скорости газа и давления

 

3) давление в сепараторе: при повышении давления сепарации  диаметр пузырька газа уменьшается  при сохранении его веса. Отсюда  следует, что при повышении давления  сепарации увеличится унос нефтью  мелких и в то же время  более тяжелых пузырьков, которые  при низком давлении всплывают  в слое нефти, так как по  формуле Стокса скорость всплытия  связана с квадратом диаметра  пузырька. Следовательно, при повышении  давления сепарации коэффициент  уноса газа нефтью увеличится.

4) температура в сепараторе: повышение температуры нефти  приведет к снижению ее вязкости  и, следовательно, к увеличению скорости  всплытия пузырька газа. Следовательно, повышение температуры приведет  к уменьшению коэффициента уноса  газа нефтью.

5) расход нефтегазовой  смеси: при большом расходе увеличивается  коэффициент уноса газа, т.к. весь  газ не успевает выделиться. Для  уменьшения Кг следует увеличить количество сепараторов. При высоком газовом факторе увеличение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе.

6) физико-химические свойства  нефти и газа: вязкость, поверхностное  натяжение, способность к пенообразованию. Производительность сепаратора  по нефти обратнопропорционально  связана с ее вязкостью. Скорость  всплытия пузырька газа в нефти  также обратнопропорциональна ее  вязкости.

Для невспенивающейся нефти время задержки изменяется от 1 до 5 мин. Для вспенивающейся – от 5 до 20 мин. Выбор конкретного τЗ для различных условий сепарации производится только по результатам исследования уноса жидкости и газа.

Нефть тем легче подвергается процессу разгазирования, чем меньшим поверхностным натяжением она обладает на границе с газом (паром). Размер капель нефти в сепараторах – это функция отношения σ/Δρ, где σ – межфазное натяжение, Δρ – разность плотностей фаз. При большом отношении образуются крупные капли и, следовательно, уменьшается поверхность раздела фаз, что приводит к ухудшению массопередачи.

7) конструктивные особенности  сепаратора: способ ввода продукции  скважин, наличие полок, каплеуловительных  насадок и др.

8) уровень жидкости  в сепараторе: слой жидкости внизу  сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный  коллектор.

9) время задержки жидкости  в сепараторе: чем больше время  пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных  нефтью пузырьков газа успеют  выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив Кг [6].

 

4. Расчет места образования гидратной пробки в зависимости от условий сепарации.

 

К технологическим факторам, влияющим на образование гидратов, относят:

а) недостаточно тщательные продувки газопровода перед пуском;

б) отсутствие конденсатосборников и продувочных патрубков в пониженных местах газопровода или нерегулярное удаление из них скапливающейся жидкости;

в) недостаточную очистку газа до подачи его в магистральный газопровод.

Знать места возможного гидратообразования очень важно для своевременного их предупреждения.

Эксплуатация промысловых газосборных сетей и магистральных газопроводов производится, как правило, в условиях турбулентного режима, когда жидкая вода, конденсирующая из газа и не отделенная в сепараторах, переносится газовым потоком в виде пленочной или мелкодисперсной капельной жидкостью. Поэтому почти вся жидкая вода, выпадающая из газового потока в определенных условиях, может переходить в гидраты.

Для правильного определения места образования гидратов необходимо иметь следующие данные:

•  состав газа, его плотность;

•  изменение давления;

•  изменение температуры;

•  влажность газа.

Зная влажность и состав подаваемого газа, а также зависимость этих параметров от давления и температуры, можно определить время начало образования гидратов, место и скорость накопления их в газопроводе. Это позволяет своевременно принять надлежащие меры.

Если точка росы лежит выше равновесной кривой гидратообразования, то гидраты образуются в точке пересечения линии изменения темпералуры в газопроводе с кривой равновесной температуры гидратообразования. Если точка росы лежит ниже равновесной кривой гидратообразования, но выше минимума температурной кривой в газопроводе, гидраты образуются в точке росы. В условиях, когда точка росы лежит ниже равновесной кривой гидратообразования и ниже кривой изменения температуры в газопроводе, гидратообразование невозможно.

 

Рисунок 8 – Схема накопления гидратов на замерной диафрагме:

1 - газопровод; 2 - гидраты; 3 - импульсные трубки; 4 - диафрагма

Рисунок 9 – Схема заполнения гидратами горизонтальной трубы:

1 - газопровод; 2 - гидраты

 

При возникновении условий гидратообразования гидратная пробка быстро нарастает на данном участке газопровода по мере поступления воды и гидратообразователя. При этом происходит выделение паров воды из газа, что снижает упругость паров воды на определенную величину и ускоряет процесс образования локальной гидратной пробки [7].

В рамках данной курсовой работы предлагается провести расчет места образования гидратной пробки в газопроводе в зависимости от условий сепарации нефтегазовой смеси (НГС). Условия различаются давлениями сепарации. В первом варианте давление сепарации = 1 МПа, во втором – = 0,45 Мпа. При этом температура сепарации одинакова в обоих случаях t = 15°C. Работа разделена на два этапа. На первом этапе рассчитываются равновесный состав и массовый расход газа, получаемого в процессе сепарации, при заданных давлении и температуре. На втором этапе ведется непосредственно расчет места образования гидратной пробки, при транспортировке газа различного состава, определяемого в первом этапе.

 

4.1 Расчет разгазирования  нефтегазовой смеси (НГС).

 

Состав НГС представлен в таблице 1.

 

Таблица 1

Компонентный состав нефтегазовой смеси

 

	СН4	С2H6	С3Н8	i-C4H10	n-C4H10	C5+ ВЫСШИЕ	N2	СO2
Состав смеси, % мольн.	54	10	9	2	3	19	1,67	1,33

 

 

Молекулярная масса остатка = 160. Далее ведется расчет I варианта.

I вариант ( = 1 Мпа, t = 15°C).

 

1. По таблицам констант фазового равновесия углеводородов определяем константу фазового равновесия при давлении 1 Мпа и температуре 15°C.
2. Для заданного состав смеси при известных константах фазового равновесия по уравнению (1.3.4) находим молярную долю V газообразной фазы в смеси.
3. По уравнениям (4.1) и (4.2) рассчитываем, соответственно, составы равновесных жидкости (xi) и газа (yi).

 

;	(4.1.1)
.	(4.1.2)

 

4. Решаем уравнение фазового равновесия методом последовательных приближений, т.е. последовательно задаваясь произвольными значениями V – мольной долей газовой фазы. В результате значение правой части уравнения по абсолютной величине составило 6,8∙10-5.
5. Принимаем как окончательное значение V = 0,727.
6. Так как исходный состав пластовой нефти, как правило, содержит погрешность, то при решении (1.3.4) вполне можно ограничиться приближением, при котором абсолютная величина значения правой части уравнения (1.3.4) отличается от нуля не более, чем на 0,003.
7. Результаты расчета равновесных составов газообразной и жидкой фаз по (4.1) и (4.2) представлены в таблице 2.

 

Таблица 2

Таблица расчетов (Р=1,0 МПа, t=15 ОС)

 

Компо- ненты	Молярный состав пластовой нефти,  ηi	Молекулярная масса компонентов, г/моль	Константы равновесия при Р=1,0 МПа, t=15 ОС	Молярный состав продуктов сепарации		V
				Нефть, xi	Газ, yi
СН4	0,54	16	17,35	0,0419	0,7270	0,6851
С2H6	0,1	30	2,75	0,0440	0,1210	0,0770
С3Н8	0,09	44	0,8	0,1053	0,0842	-0,0211
i-C4H10	0,02	58	0,3	0,0407	0,0122	-0,0285
n-C4H10	0,03	58	0,22	0,0693	0,0152	-0,0540
Продолжение таблицы 2
C5+ ВЫСШИЕ	0,19	160	0	0,6960	0,0000	-0,6960
N2	0,0167	28	71,5	0,0003	0,0229	0,0225
СO2	0,0133	44	6,9	0,0025	0,0174	0,0148
				1,0000495	0,9999814	6,8∙10-5
	Сумма = 1					V = 0,727
						L= 0,273

 

8. Рассчитываем количество нефти и отсепарированного газа:

 

• рассчитываем число молей исходной смеси углеводородов:

 

.

• Зная V, а значит и L, рассчитываем число молей нефти и число молей газа:

                                                                    

• Зная число молей и молекулярную массу фазы, можно рассчитать количество каждой фазы:

                             

• Проверка:

 

 

 

Продолжение таблицы расчетов 2

 

Молеку-лярная масса смеси, Мсм	Число молей исходной смеси,    nсм	Число молей нефти,     nн	Число молей газа,     nг	Молеку-лярная масса нефти,      Мн	Молеку-лярная масса газа,      Мг	Количес-во нефти,      Gн,  т/год	Количес-во газа,       Gг,  т/год	Заданный расход смеси, т/год
8,64				0,67	11,63
3				1,32	3,63
3,96				4,63	3,71
1,16				2,36	0,71
1,74				4,02	0,88
30,4				111,36	0,00
0,4676				0,01	0,64
0,5852				0,11	0,76
49,9528	600566,9	163954,7	436612,1	124,48	21,97	20409167	9590832	3∙107