Сбор и подготовка нефти

      4 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ, УЗЛОВ СИСТЕМЫ СБОРА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО ЧИСЛА СТУПЕНЕЙ СЕПАРАЦИИ

    5.1 Выбор оптимального числа ступеней сепарации. При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее - многоступенчатая (5—7 ступеней) или двухступенчатая сепарация? Однозначный ответ на этот вопрос дать затруднительно, так как при этом должна учитываться система сбора нефти и газа на площадях нефтяных месторождений, а также газа и конденсата на площадях газоконденсатных месторождений. Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (4-8 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, бутана, пентана) и в нефти остается большое количество невыделившихся тяжелых углеводородов.

Если  при том же высоком 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 испарятся из нее, и эффект сепарации сведется к нулю. Поэтому многоступенчатая сепарация, как и трехступенчатая, должна применяться только при герметизированной системе сбора и транспортировки нефти, начиная от устья скважин и кончая нефтеперерабатывающим заводом, следовательно, на всем пути движения товарной нефти резервуары должны иметь  понтоны  или  плавающие  крыши.

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

Из  сказанного следует, что при сборе и транспортировке нефти на площадях месторождений можно применять как многоступенчатую, так и двухступенчатую сепарацию, если соблюдаются условия, о которых говорилось выше. Однако с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения газоперерабатывающего завода всегда целесообразно 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. д. Газ, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, где предусматривается резкое снижение давления, будет жирным, т. е. содержащим большое количество тяжелых углеводородов, поэтому он вначале направляется в компрессорную, а после сжатия в компрессорах или эжекторах — на ГФУ или ГПЗ.

5.2 Расчёт процесса  сепарации нефти от газа на  УПН  “Канибадам”                             СООО «Петролеум Сугд»

     5.2.1 Методика расчёта процесса сепарации нефти от газа. Процесс сепарации сырой нефти от газа можно изучать двумя методами:

1. по результатам замера продукции скважин на групповых замерных установках;
2. на основании аналитических расчётов с использованием уравнений фазовых состоянии.

     Оба эти  метода имеют свои преимущества и недостатки. Основное преимущество первого метода заключается в том, что здесь мы имеем дело с непосредственными замерами, отвечающими реальной работе скважин. К недостаткам этого метода относится то, что при неоднократных замерах газового фактора могут быть получены различные их значения вследствие неточности замеров дебитов газа и нефти, изменения температуры окружающего воздуха и давления в сепараторе, неустановившегося характера фазовых превращении в сепараторе.

      С точки  зрения теорий аналитический метод расчёта сепарации газа от нефти является более обоснованным, но точность результатов таких расчётов во многом зависит от принятой методики расчётов и от выбора констант равновесия.

     При расчёте  сепарации нефти от газа используют следующие уравнения:

, (1)

, (2)

где Y_i – мольная концентрация i-го компонента в газовой фазе;

       X_i – мольная концентрация i-го компонента в жидкой фазе;

       Z_i - мольная концентрация i-го компонента в исходной смеси;

       k_i – константы равновесия i-го компонента при известных температуре и   давлении смеси в сепараторе;

       L и N – мольная доля вещества  соответственно в жидкой и  газовой фазе.

     Расчёты  по уравнению (1) и (2) производят  следующим образом:

1. выписывают данные о составе пластовой смеси по результатам лабораторных исследований;
2. выбирают условие сепарации по температуре и давлению;
3. выбирают графики или таблицы по константам равновесия применительно к интересующей нас системе;
4. по данным графиков определяют величины k_i для каждого компонента при заданных давлениях и температуре;
5. задаются величиной N или L( N+L=1 ) и, решая одну из систем уравнения (1) или (2), находят или ;

     Если  или , то задача решена правильно и принятые величины  N и L верны; если или , то другие принятые значения N и L неверны, тогда принимают другие значения этих величин и расчёт повторяют.

Исходя из таблицы, плотность нефти определяем по формуле:

,       (3 )

Газовый фактор находим по формуле:

,   (4)

 

 

 

 

 

 

 

5.2.2 Расчёт процесса  сепарации нефти от газа в газонефтяных сепараторах. В качестве исходных данных приняты результаты лабораторных исследовании пластовой смеси Айританского месторождения, поступающего на ДНС-УПС “Айриатн” и УПН “Канибадам”.

 

Таблица 5.2.1          Исходные данные

Показатель	Значение
Компонентный состав нефти, %
СН4	0,514
С2Н6	0,0856
С3Н8	0,0571
iС4Н10	0,0254
nС4Н10	0,0354
iС5Н12	0,0254
nС5Н12	0,0143
C6Н14	0,049
C7 + высш.	0,152
СО2	0,014
N2	0,028

Показатель	Значение
Давление сепарации, МПа
-  первая  ступень	0,6
- вторая ступени	0,3
- третья ступень	0,1
Температура, 0С
- на первой ступени	15
Продолжение таблицы 5.2.1
- на второй ступени	12
- на третьей ступени	40
Объём жидкости поступающей на УПС “Канибадам”, м3/час	144,1
Обводнённость нефти, %	93,80

 

В таблице 5.2.2 приведены константы фазового равновесия для заданных температур и давлений в сепараторах.

     Таблица  5.2.2 Константы фазового равновесия

Компоненты	Константы фазового равновесия
	Р = 0,6 МПа Т = 15 0С	Р = 0,3 МПа Т = 12 0С	Р = 0,1 МПа Т = 40 0С
СН4	36	54,8	190
С2Н6	5,5	8,3	40
С3Н8	1,5	2,24	12,5
iС4Н10	0,525	0,71	5
nС4Н10	0,4	0,568	3,3
iС5Н12	0,14	0,214	1,4
nС5Н12	0,11	0,164	1,15
C6Н14	0,0315	0,038	0,38
C7 + высш.	0,0037	0,0094	0,053
СО2	13,65	21,4	87
N2	137	211,6	718

 

 

 

 

Компоненты	Анализ пластовой  смеси Zi	Кi	Молекулярая масса	N=0,724		L=0,276		Составсмеси газа,Yi = Xi * Ki	Доля компонента в массе газа
				Xi = Zi /(L + Ki*N)
СH4	0,514	36	16	0,020			0,703		11,245
С2H6	0,0856	5,5	30	0,020			0,111		3,318
С3H8	0,0571	1,5	44	0,042			0,063		2,767
i-С4H8	0,0254	0,525	58	0,039			0,020		1,179
С4H8	0,0354	0,4	57	0,063			0,025		1,427
i-С5H12	0,0254	0,14	72	0,067			0,009		0,678
С5H12	0,0143	0,11	72	0,040			0,004		0,318
С6H14	0,049	0,0315	86	0,164			0,005		0,444
С7 и выше	0,152	0,0037	267	0,544			0,002		0,538
N2	0,028	137	28	0,000			0,039		1,080
С02	0,014	13,65	44	0,001			0,019		0,828
Сумма	1,00	-	-	1,000			1,000		23,821

Таблица 5.2.3 Расчёт состава нефти и газа в первой ступени сепарации

 

5.2.4 Параметры жидкости  после первой ступени сепарации

Компо-ненты	Состав жидкой фазы, Xi	Число молей  ж-ти на моль смеси, Li*Xi	Молярный объём  ж-ти, см3/см	Объём ж-ти из одного моля смеси, см3, Li*Xi*молек. Масса	Масса ж-ти L*Xi*молек.масса
СH4	0,020	0,0054	53,4	0,2880	0,0863
С2H6	0,020	0,0056	80,6	0,4478	0,1667
С3H8	0,042	0,0116	87	1,0079	0,5097
i-С4H8	0,039	0,0107	103,4	1,1058	0,6203
С4H8	0,063	0,0173	99,6	1,7219	0,9854
Продолжение табл. 5.2.4
i-С5H12	0,067	0,0186	115,7	2,1503	1,3381
С5H12	0,040	0,0111	114,6	1,2722	0,7993
С6H14	0,164	0,0453	130	5,8845	3,8928
С7 и выше	0,544	0,1503	298,3	44,8473	40,1416
N2	0,000	0,0001	61,2	0,0048	0,0022
С02	0,001	0,0004	87	0,0331	0,0168
Сумма	1,000	0,2763	-	58,7636	48,5591

 

По данным таблицы  определим плотность нефти по формуле:

,

 кг/м³.

Газовый фактор определим по формуле:

,

 м³/м³.

Перед второй ступенью сепарации  на УПН “Канибадам” происходит перемешивание трёх потоков поступающих из следующих нефтепромыслов прошедших первую ступень сепарации:

1. Поток с УПС “Айритан” 
2. Поток с УПС “Ниязбек”
3. Поток с УПС “Рават”

Состав жидкости после первой ступени сепарации  с УПС “Ниязбек” и  УПС “Рават” расчитываются аналогично с расчётом сепарации газожидкостной смеси на УПС “Айритан”.