Сепарация нефти от газа. Выбор оптимального числа ступеней
При подъеме нефти из пласта происходит постепенное снижается давление, в результате чего из нефти начинает выделяться газ. Чем сильнее снижается давление, тем больше увеличивается объем газа и поток нефти становится двухфазным или нефтегазовым. В случае расслоения воды и нефти поток может быть трёхфазным.
Объём газа при нормальных условиях обычно в несколько десятков раз больше объёма жидкости, поэтому для экономически целесообразно отделить газ от нефти и транспортировать их отдельно.
Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором это происходит, называется нефтегазовым сепаратором, или двухфазным сепаратором. Если в сепараторе производится ещё и отделение пластовой воды – это трёхфазный сепаратор.
Что выгоднее — многоступенчатая или двухступенчатая сепарация?
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 обычно 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. 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 (РВСПК).
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.
Материалы заимствованы из издания «Справочник инженера по подготовке нефти» — ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ».
Источник
Составы нефти и газа после второй ступени сепарации
| Компо-ненты | Молярный состав смеси на входе в сепаратор | Константы равновесия при р=0,1 МПа | Молярный состав, % | |||
| жидкости | газа | |||||
| расчетный | откоррект. | расчетный | откоррект. | |||
| СH4 | 0,0307 | 0,27 | 0,27 | 47,30 | 47,30 | |
| C2H6 | 0,0083 | 0,31 | 0,32 | 9,03 | 9,03 | |
| C3H8 | 0,0333 | 2,35 | 2,36 | 18,81 | 18,81 | |
| i-C4H10 | 0,0440 | 2,8 | 3,97 | 3,97 | 11,13 | 11,11 |
| C4H10 | 0,0425 | 2,0 | 4,01 | 4,01 | 8,02 | 8,0 |
| i-C5H12 | 0,0241 | 0,8 | 2,44 | 2,44 | 1,95 | 1,95 |
| C5H12 | 0,0346 | 0,6 | 3,54 | 3,54 | 2,13 | 2,1 |
| C6H14 | 0,0904 | 0,18 | 9,50 | 9,50 | 1,71 | 1,7 |
| C7H16 | 0,6921 | 73,59 | 73,59 | |||
| высшие | ||||||
| ∑1,0000 | ∑99,98 | ∑100,00 | ∑101,37 | ∑100,00 |
Молярные массы нефти и газа на I и II ступенях сепарации, рассчитанные по (1.8), представлены в таблице 1.22.
Молярные массы нефти и газа
| Нефть и газ I и II ступеней | Молярная масса, кг/моль |
| Нефть: | |
| пластовая | |
| после I ступени сепарации | |
| после II ступени сепарации | |
| Газ | |
| после I ступени сепарации | 19,7 |
| после II ступени сепарации | 34,1 |
В окончательном виде составы нефти и газа при двухступенчатой дегазации пластовой нефти при 20 0 С с давлением на первой ступени 0,6 МПа, а на второй 0,1 МПа представлены в таблице1.23 Как видно из табл.1.23, газ после первой ступени сепарации содержит всего 12,46% компонентов тяжелее пропана. Газ же после второй ступени сепарации содержит таких компонентов 45,45%, т.е. в 3,6 раза больше. Так как газ после второй ступени содержит почти половину жирных компонентов, его необходимо направлять на дополнительную обработку.
Составы нефти и газа по ступеням сепарации
| Компоненты | Массовый состав, % | ||||
| пластовой нефти | после I ступени | после II ступени | |||
| нефти | газа | нефти | газа | ||
| СH4 | 2,65 | 0,24 | 71,22 | 0,01 | 22,26 |
| C2H6 | 0,33 | 0,13 | 6,19 | 0,03 | 7,97 |
| C3H8 | 1,01 | 0,69 | 10,13 | 0,40 | 24,32 |
| i-C4H10 | 0,54 | 1,19 | 5,35 | 1,00 | 18,4 |
| C4H10 | 1,26 | 1,15 | 4,11 | 1,00 | 13,64 |
| i-C5H12 | 0,81 | 0,82 | 0,93 | 0,76 | 4,13 |
| C5H12 | 1,15 | 1,17 | 1,15 | 1,12 | 4,44 |
| C6H14 | 3,85 | 3,61 | 0,92 | 3,61 | 4,30 |
| C7H16 | 88,40 | 91,59 | 92,07 | ||
| +высшие | |||||
| ∑100,00 | ∑100,00 | ∑100,00 | ∑100,00 | ∑100,00 |
Дата добавления: 2015-05-19 ; просмотров: 653 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
Материальный баланс второй ступени сепарации
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:
Р = 0,105 МПа; t = 20 0 С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.47.
Исходные данные для расчета
| № п/п | Компонент смеси | Мольная доля компонента в нефти (  ) | Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль | Кi | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| СО2 | 0,10 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| N2 | 0,00 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| CH4 | 1,76 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| С2Н6 | 0,63 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| С3Н8 | 3,79 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| изо-С4Н10 | 2,07 | 2,8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| н-С4Н10 | 5,07 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| изо-С5Н12 | 2,50 | 0,8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| н-С5Н12 | 3,78 | 0,6 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| С6Н14+ | 80,29 | 0,18 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| å | 100,00 |
| Компонент смеси |  = 4,72 | = 5 |
| СО2 | 0,016 | 0,015 |
| Азот N2 | 0,0001 | 0,000 |
| Метан CH4 | 0,333 | 0,317 |
| Этан С2Н6 | 0,079 | 0,076 |
| Пропан С3Н8 | 0,228 | 0,225 |
| Изобутан изо-С4Н10 | 0,054 | 0,053 |
| Н-бутан н-С4Н10 | 0,097 | 0,097 |
| Изопентан изо-С5Н12 | 0,020 | 0,020 |
| Н-пентан н-С5Н12 | 0,023 | 0,023 |
| Гексан и выше С6Н14 + | 0,150 | 0,151 |
| åYi | 1,000 | 0,977 |
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 4,72 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.49.
Мольный баланс процесса сепарации второй ступени
| Компонент смеси | Молярный состав сырой нефти (z’i), % | Газ из сепаратора | Нефть из сепаратора моли (z’i — N0 г i) | Мольный состав нефти из блока сепараторов x’i=( z’i— N0 г i) . 100, % Σ(z’i— N0 г i) | |
| Молярная концентрация (y’i) | Моли  | ||||
| СО2 | 0,10 | 0,016 | 0,08 | 0,02 | 0,02 |
| N2 | 0,00 | 0,000 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| CH4 | 1,76 | 0,333 | 1,57 | 0,18 | 0,19 |
| С2Н6 | 0,63 | 0,079 | 0,37 | 0,26 | 0,27 |
| С3Н8 | 3,79 | 0,228 | 1,08 | 2,72 | 2,83 |
| изо-С4Н10 | 2,07 | 0,054 | 0,25 | 1,82 | 1,90 |
| н-С4Н10 | 5,07 | 0,097 | 0,46 | 4,62 | 4,81 |
| изо-С5Н12 | 2,50 | 0,020 | 0,10 | 2,41 | 2,51 |
| н-С5Н12 | 3,78 | 0,023 | 0,11 | 3,67 | 3,83 |
| С6Н14+ | 80,29 | 0,150 | 0,71 | 80,29 | 83,65 |
| Итого | 100,00 | 1,000 | åN0 г i »4,72 | 95,99 | 100,00 |
Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.50.
Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
| Компонент смеси | Молярный состав сырой нефти (zi), % | Массовый состав сырой нефти Mi c = zi . Mi | Массовый состав газа из сепаратора Mi г =N0 г i . Mi | Массовый состав нефти из сепаратора Mi н = Mi c — Mi г | Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Ri г =100 . Mi г / Mi c , % |
| СО2 | 0,10 | 4,26 | 3,32 | 0,94 | 77,86 |
| N2 | 0,00 | 0,02 | 0,02 | 0,00 | 96,92 |
| CH4 | 1,76 | 28,10 | 25,18 | 2,92 | 89,60 |
| С2Н6 | 0,63 | 18,94 | 11,17 | 7,77 | 58,96 |
| С3Н8 | 3,79 | 166,85 | 47,36 | 119,49 | 28,38 |
| изо-С4Н10 | 2,07 | 120,24 | 14,65 | 105,60 | 12,18 |
| н-С4Н10 | 5,07 | 294,23 | 26,52 | 267,71 | 9,01 |
| изо-С5Н12 | 2,50 | 180,07 | 6,86 | 173,21 | 3,81 |
| н-С5Н12 | 3,78 | 272,23 | 7,86 | 264,38 | 2,89 |
| С6Н14+ | 80,29 | 6905,34 | 61,03 | 6905,34 | 0,88 |
| Итого | 100,00 | åMi c =7990,30 | åMi г =203,96 | åMi н =7847,36 | Rсм г = 2,55 |
Rсм г =0,0255 – массовая доля отгона.
Средняя молекулярная масса газа:
кг/м 3 ,
Плотность газа при н.у:
кг/м 3
Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
| Компонент смеси | Молярная концентрация N0 г i/åN0 г i | Молекулярная масса (Mi) | Массовый состав [N0 г i/åN0 г i] . Mi . 100 , % Mср г | Содержание тяжёлых углеводородов [N0 г i/åN0 г i] . Mi . rср . 10 3 , г/м 3 Mср г |
| СО2 | 0,02 | 1,63 | ||
| С3Н8 | 0,23 | 23,22 | 437,99 | |
| изо-С4Н10 | 0,05 | 7,18 | 135,47 | |
| н-С4Н10 | 0,10 | 13,00 | 245,32 | |
| изо-С5Н12 | 0,02 | 3,37 | 63,49 | |
| н-С5Н12 | 0,02 | 3,85 | 72,68 | |
| С6Н14+ | 0,15 | 29,92 | 564,46 | |
| Итого | 0,85 | 100,00 | 1519,40 |
В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Qг = 4,70 . 0,0255 = 0,12 т/ч.
Q сеп = Qн сеп + Q н2О = 4,58 + 0,52 = 5,22 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
åQ до сеп = åQ после сеп ;
åQ до сеп = Q = 4,70 т/ч;
åQ после сеп = Q сеп + Qг;
Q сеп + Qг = 4,58 + 0,12 = 4,70 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 3.52.
Материальный баланс сепарации второй ступени
Источник