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 па 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.

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.

3.2.4 Расчет сепараторов на пропускную способность по

газу и жидкости

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

Суммарное количество газа (свободного и растворенного), поступающего на первую ступень сепаратора (м³/сут.), определя­ется по формуле

 

. (3.3)

 

Если нефть добывается вместе с пластовой водой, то формула (3.3) запишется иначе

 

, (3.4)

 

где W – обводненность нефти, %.

Количество газа (м³/сут.), оставшегося в растворенном состоя­нии в нефти V_р и поступающего из первой ступени во вторую (без учета обводненности нефти), равно

 

.

 

Дебит отсепарированного свободного газа будет равен:

в первой ступени

 

; (3.5)

 

во второй ступени

 

; (3.6)

 

в n-ой ступени

 

. (3.7)

В формулах (3.3) и (3.4) обо­значены: V – количество газа, поступающего из скважины, м³/cyт, Г – газовый фактор сква­жины, м³/м³; Q_н – дебит нефти, м³/сут.; V₁, V₂,..., V_n – количество газа, сепарируемого соответственно при давлениях р₁, p₂,…, р_n (в 1, 2,..., n-ой ступени), м³/сут.; – коэффициент растворимости газа в нефти при температуре и давлении в сепараторе 1/Па; р₁, p₂,…, р_n – давление в первой, второй и n-ой ступенях, Па.

Коэффициент растворимости газа в нефти при давлениях выше 0,981 МПа (10 кгс/см²) обычно изменяется линейно. Коэф­фициенты для давлений сепарации, меньших 0,981 МПа, будут различными (рис. 3.17). Поэтому для точных определений необхо­димо построить кривую изменения от давления на основе ана­лиза глубинной пробы соответствующей скважины.

Перейдем к расчетам сепараторов.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу. Выпадение капелек и твердых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие раз­ности плотностей газовой и жидкой (твердой) фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, т. е.

 

.

 

Рис. 3.17. Растворимость газа в неф­ти и воде в зависимости от давления в сепараторе: 1 – в нефти; 2 – в воде

 

Скорость подъема газа в вертикальном сепараторе (м/с) с учетом рабочих условий определяется из выражения

 

, (3.8)

 

где V – дебит газа при нормальных условиях (т. е. при р₀ = 1,033^.9,81^.10⁴ = 0,1 МПа и Т₀=273 К), м³/сут.; – внут­ренняя площадь сечения вертикального сепаратора, м²; D – внут­ренний диаметр сепаратора, м; р – давление в сепараторе, Па; Т—абсолютная температура в сепараторе, К; z – коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального при давлении в сепараторе.

Скорость осаждения капельки жидкости (твердой частицы), имеющей форму шара (при , где – скорость осе­дания частицы в газе, м/с; d – диаметр частицы, обычно прини­маемый равным 10^-4 м; – кинематическая вязкость газа в ус­ловиях сепаратора, м²/с), можно определять по формуле Стокса:

 

(3.9)

 

где u_ч – скорость осаждения частицы, м/с; d – расчетный диа­метр частицы, м; и – соответственно плотность нефти и га­за в условиях сепаратора, кг/м³; g – ускорение свободного паде­ния, м/с²; —динамическая вязкость газа в условиях сепарато­ра, Па^.с (кг/м^.с).

Если за положительное направление принимается направле­ние падения частицы в газовом потоке вниз, то она выпадает при скорости

 

.

 

На практике при расчетах принимается

 

. (3.10)

 

Подставив в (3.10) значения u_ч и v_г из (3.9) и (3.8), получим

 

. (3.11)

 

или

 

. (3.12)

 

По формуле (3.12) можно определить пропускную способность вертикального сепаратора, если задаться диаметром капелек жидкости d (обычно принимают d= 10^-4 м) или диаметром сепа­ратора D при известных р, Т, , и в сепараторе.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жид­кости сводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня жидкости v_ж в нем меньше скорости всплывания газовых пу­зырьков, т. е. должно быть

 

. (3.13)

 

Скорость всплывания пузырьков газа v_г в жидкости обычно определяется по формуле Стокса (3.11) с заменой в ней абсолют­ной вязкости газа на абсолютную вязкость жидкости .

Учитывая соотношение (3.13), пропускную способность верти­кального сепаратора по жидкости можно записать

 

(3.14)

 

или

 

. (3.15)

 

После подстановки в данную формулу величины площади F=0,785D² и значения ускорения свободного падения g получим

 

. (3.16)

При расчетах сепараторов на пропускную способность прихо­дится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться формулой:

 

, (3.17)

 

где – плотность газа при нормальных условиях, кг/м³; р и р₀ – соответственно давление в сепараторе и давление при нор­мальных условиях, Па; Т₀ и Т – абсолютная нормальная темпе­ратура (Т₀ =273) и абсолютная температура в сепараторе (Т= 273+t), К; z – коэффициент сверхсжимаемости.

Пример 1. При прохождении через штуцер нефтегазовой смеси в верти­кальном сепараторе образуются капельки нефти диаметром d_н=30 мкм. Давление в сепараторе 2 МПа (20 кгс/см²) и температура Т = 293 К.

Найти скорость осаждения капель и определить пропускную способность сепаратора V_г, имеющего диаметр D=0,9 м, если =800 кг/м³ и коэффициент сверхсжимаемости z=1. Плотность газа при нормальных условиях =l,21 кг/м³, а вязкость газа в рабочих условиях =0,012^.10^-3 Па^.с.

Решение. Плотность газа в сепараторе определим по формуле (3.17)

 

.

 

Скорость осаждения капли определим по формуле (3.9)

 

.

 

При условии (120) скорость восходящего потока газа будет равна

 

.

 

По формуле (3.8) определим суточную производительность сепаратора по газу

 

 

Определим режим движения газа в сепараторе

 

.

 

Пример 2. Через вертикальный сепаратор диаметром D=1 м проходит нефть вязкостью =10 сП (10 сП=10^.10^-3 Па^.с) и плотностью =0,8 г/см³ в количестве Q_н=200 т/сут. В сепараторе поддерживаются давление 20 кгс/см² (20^.9,81^.10⁴ Па 2 МПа) и температура Т=300 К. Определить скорость подъема уровня нефти и диаметр пузырьков газа, которые "успевают" доплывать при этой скорости нефти. Задача решается без учета времени, затрачиваемого на сброс нефти из сепаратора.

Решение. Скорость подъема уровня нефти в сепараторе

 

 

или v_н= 3,6 мм/с.

Пузырьки газа успеют всплыть при . Примем v_г =5 мм/с. Диаметр пузырьков газа определится по формуле Стокса (119)

 

3.2.5 Нагрузка отдельных сепараторов по газу и жидкости

в сепарационных установках

В промысловых условиях очень часто наблюдается неравно­мерная нагрузка отдельных сепараторов, смонтированных на сепарационных установках, при пропуске через эти установки боль­шого количества нефти и газа.

Этому можно найти простое объяснение, если рассматривать сепарационную установку в целом с точки зрения гидравлических потерь напоров, возникающих в этой системе.

На рис. 3.18,а приведена примерная схема сепарационной уста­новки с параллельно работающими сепараторами, часто применяемая в промысловых условиях. Работает эта схема следующим образом. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1, пройдя через задвижки 2, попадает в параллельно работающие сепараторы n₁, n₂, n₃..., которые считаются равномерно нагруженными как по газу, так и по жидкости. На самом деле этого не происходит, поскольку массовый расход газожидкостной смеси от сепаратора к сепаратору изменяется, а, следовательно, изменяются (уменьшаются) и гидравлические сопротивления в подводящих трубопроводах, имеющих, как правило, один и тот же диаметр. Регулировать одинаковое поступление смеси в каждый сепаратор с помощью задвижек 2 и манометров, установленных на сепараторах, задача трудная и практически невыполнимая. По коллекто­рам 4 и 5 сбрасываются из сепараторов соответственно жидкость и газ. В точках подключения к этим коллекторам возникают раз­ные давления вследствие разных гидравлических сопротивлений на участках между сепараторами. Например, в коллекторе 4 в точке подключения сепаратора n₁ давление будет меньше, чем в точке подключения сепаратора n₅ на величину гидравлических потерь, возникающих между этими сепараторами при течении жидкости из сепараторов n₅, n₄, n₃, n₂.

 

Рис.3.18. Схема загрузки параллельно работающих сепарато­ров по газу и жидкости: а – неравномерная загрузка: 1 – сборный коллектор; 2 – штуцеры; 3 – сепараторы; 4, 5 – сборные коллекторы нефти и газа соответ­ственно; б – равномерная загрузка: 1 – сборный коллектор; 2 – раз­даточная емкость; 3 – вилка; 4, 5 равновеликие патрубки соответ­ственно для жидкости и газа; 6 – сепараторы; 7 – равновеликая по гидравлическим сопротивлениям система газопроводов

 

На рис. 3.18,б также приведена примерная схема с параллельно работающими сепараторами, лишенная недостатков описанной схемы. Установка работает следующим образом. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1 подводится к вилке 3, где она разделяется на два потока, которые с противоположных кон­цов вводятся в раздаточную емкость 2, одновременно являющуюся гасителем пульсаций. Из раздаточной емкости 2, установленной выше сепараторов 6, жидкость самотеком поступает по равнове­ликим (по диаметру и длине) отводам 4 в эти сепараторы. Газ из емкости 2 также по равновеликим отводам 5 поступает в сепара­торы, где дополнительно очищается от капельной жидкости и вы­ходит из сепараторов по равновеликой по гидравлическим сопро­тивлениям системе газопроводов и нефтепроводов 7. Однако систему отводящих газопроводов и нефтепроводов 7 можно существенно упростить, если обвязку сепараторов проводить по четыре штуки в группе. На четыре сепаратора устанавливается всего лишь два дополнительных механизма по сбросу жидкости и газа.

Расчет сепарации газа

Максимальное выделение из нефти углеводородов и сопутству­ющих газов наступает при равновесном состоянии между нефтью и газом, т. е. когда давление и температура в каждой точке газа и нефти постоянные. Пока такого состояния нет, система не может находиться в равновесии. Незначительное изменение давления или температуры в какой-либо точке (или зоне) системы, находящейся в равновесии, приведет к нарушению равновесного состояния, которое может продолжаться до тех пор, пока указанное изменение давле­ния или температуры не распространится на весь объем жидкой и газовой фаз. После этого давление и температура в системе станут опять постоянными по всему объему обеих фаз и наступит опять равновесное состояние. Но оно будет отличным от первого как по температуре или давлению, так и по количеству и составу газовой фазы. Продолжительность установления равновесного состояния и пере­хода от одного равновесного состояния в другое зависят от степени термостатирования системы, от величины изменения температуры и давления, от массы нефти и газа и от соотношения их масс.

Строго говоря, равновесного состояния между газом и нефтью в природе не может быть. Оно может очень приближаться к нему, беспрерывно нарушаться вследствие изменения температуры или дав­ления в какой-либо точке (или зоне) системы и устанавливаться вновь. Поэтому систему, в которой быстро чередуются друг за дру­гом равновесные состояния при бесконечно малых изменениях давле­ния и температуры, называют также равновесной.

Приведенные рассуждения относятся к условиям, в которых нефть и газ находятся в неподвижном состоянии. Встряхивание нефти уско­ряет процесс приведения системы в равновесное состояние. В про­мысловых газосепараторах нефть и газ поступают непрерывно, а иногда пульсирующим потоком, с температурой и давлением не­сколько отличными, чем установленными в газосепараторе, и вывод их происходит относительно быстро. Эти явления, а также различ­ное влияние внешней среды (солнечные лучи, ветер и др.) не способ­ствуют установлению равновесного состояния системы нефть–газ в газосепараторе. Вследствие этого углеводороды и сопутствующие газы не могут полностью выделиться из нефти даже при температуре газовой фазы выше температуры нефти, что имеет место в летнее время под влиянием солнечных лучей. Поэтому в нефти могут оставаться больше, чем это следует по закону межфазного равновесия, углеводородов, азота, обладающих относительно высоким давлением насыщенных паров.

Влияние неравновесных условий на величину газового фактора и состав газа при сепарации должно зависеть от условий сепарации и состава нефти и особенно от количества в ней азота.

В практике сбора и обработки нефти и газа приходится решать задачи распределения углеводородов между газом и нефтью, напри­мер при сепарации газа, испарении и нагреве нефти, извлечении углеводородов из нефти и газа, конденсации газа и пр. Это может быть осуществлено путем расчета или экспериментально. При рас­чете исходят из предположения, что система газ–нефть находится в равновесных условиях при заданных давлении и температуре. Это предположение может привести иногда к значительным расхожде­ниям по составу газа, особенно если содержание азота в одной из фаз составляет 30% мольных и более.

Для расчета процессов, связанных с выделением из нефти голов­ных углеводородов и из газа тяжелой их части (сепарация газа, испарение и кипение нефти), необходимо знать константы равновесия k между газовой и нефтяной фазами для каждого углеводорода, определяемые давлением, темпе­ратурой и составом смеси. Решением системы уравнений устанавли­вают распределение углеводородов между газом и жидкостью. В об­щем случае, если система состоит из m компонентов, то количество неизвестных в расчете составит 2m + 2, из них m значений х (мольные доли каждого компонента в нефти) и m значений у (мольные доли компонентов в газе), а также мольные доли всех компонентов, содер­жащихся в нефти L и в газе V.

Пусть дано общее количество молей в нефти n. Нефть подвер­гается испарению. Согласно закону Дальтона сумма парциальных давлений , всех компонентов газа равна общему давлению р, т. е.

 

, (3.18)

 

и объемная или мольная доля компонента i в газовой фазе равна парциальному давлению компонента р_i, деленному на общее давле­ние газовой фазы р, т.е.

 

. (3.19)

 

Кроме того, согласно закону Рауля парциальное давление ком­понента i в нефти , равно давлению насыщенного пара этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти x_i, т. е.

 

. (3.20)

 

Если система нефть–газ находится в равновесии, то парциальное давление компонента в газовой фазе должно равняться парциальному давлению этого же компонента в нефтяной фазе, т. е.

 

, (3.21)

 

или

 

, (3.22)

 

где k_i – коэффициент распределения компонента i при давлении р и температуре Т.

Если общее количество молей смеси n распределилось между га­зом и нефтью и система нефть–газ находится в равновесии, то

 

. (3.23)

 

Мольная доля компонента i в смеси, очевидно, будет

 

. (3.24)

 

Так как x_i, у_i, и z_i мольные доли, то представляется возмож­ным написать три соотношения

 

. (3.25)

 

Для 1 кмоля смеси n=1. В этом случае

 

, (2.26)

 

поэтому материальный баланс по каждому компоненту будет

 

. (3.27)

 

Заменив y_i из (3.27), получим

 

. (3.28)

 

Разделив обе части этого уравнения на получим

 

. (3.29)

 

Затем, разделив числитель и знаменатель правой части послед­него уравнения на V, получим уравнение концентрации любого компонента в нефти при заданных давлении и температуре

 

. (3.30)

 

Согласно (3.25) имеем

 

. (3.31)

 

или

 

. (3.32)

 

Если в уравнении (3.27) заменить х_i из (3.22) и решить это уравнение относительно y_i, то будем иметь

 

. (3.33)

 

Согласно (3.25) имеем

 

,

 

откуда

 

. (3.34)

 

Эти уравнения справедливы для систем: нефть–газ, конден­сат–газ, сжиженные углеводороды–газ и др.

В области абсолютных давлений ниже 0,3 – 0,4 МПа легкие угле­водороды и сопутствующие им газы ведут себя как идеальный газ. На них распространяются законы Рауля и Дальтона. В этом случае справедлива зависимость

 

, (3.35)

 

где р – общее давление; р_i – парциальное давление паров ком­понента.

При абсолютных давлениях до 5 aт и с некоторым допущением до 10 ат для определения k можно пользоваться номограммой Де-Пристера (рис.3.19).

При давлениях выше 1 МПа, а в отдельных случаях при дав­лениях до 2 МПа уже нельзя пренебрегать влиянием состава смеси. Коэффициенты распределения при этом определяют мето­дами, разработанными за последние 12 лет. Эти методы основаны на понятии давления сходимости (схождения). Давлением сходи­мости называют специфическое для данных температур и состава давление, при котором коэффициенты распределения k для всех компонентов нефти становятся одинаковыми и равными единице. Это имеет место при температуре, превышающей критическую тем­пературу наиболее легкого компонента данной смеси.

Если температура, при которой даны коэффициенты распре­деления, является критической температурой смеси, то давление сходимости будет критическим давлением. При всех температурах, отличающихся от критической температуры, сходимость величин k является только "кажущейся". При некотором давлении, меньшем давления сходимости, система будет находиться в состоянии точки росы или точки начала парообразования, а при условиях, соответствующих точке кажущейся сходимости, система должна существовать в однофазном состоянии. Так как коэффициенты рас­пределения в однофазном состоянии вещества не определены, то их находят экстраполяцией действительных величин, которые, по-видимому, сходятся в единице.

На рис. 3.20 – 3.32 приведены графики коэффициентов рас­пределения углеводородов от метана до декана, а также азота при давлении сходимости р_абс = 350 aт, а на рис. 3.33 и 3.34 для сероводорода и углекислоты при давлении сходимости р_абс = 280 aт. Эти графики могут быть использованы для расчета сепарации при давлениях до 35 aт и меньше, а также для большинства природных углеводородных смесей.

Коэффициент распределения фракции гептаны+ может быть получен из рис.3.35 или принят эквивалентным значению октана или нонана из приведенных диаграмм.

Рис. 3.19.Номограмма Де-Пристера для определения коэффициентов распределения

 

 

Рис.3.20. Коэффициенты рас­пределения для метана: давле­ние сходимости 350 aт

 

 

Рис.3.21. Коэффициенты рас­пределения для этана: давле­ние сходимости 350 aт

 

Рис.3.22. Коэффициенты рас­пределения для пропана: да­вление сходимости 350 aт.

 

Рис.3.23. Коэффициенты распреде­ления для нормального бутана: давление сходимости 350 aт

 

Рис.3.24. Коэффициенты распределения для изобутана: давление сходимости 350 aт

 

Рис.3.25. Коэффициенты распределения для изопентана: давление сходимости 350 aт

 

Рис.3.26. Коэффициенты распределения для нормального пентана: давление сходимости 350 aт

Рис.3.27. Коэффициенты распре­деления для гексана: давление схо­димости 350 aт

 

Рис.3.28. Коэффициенты распределе­ния для гептана: давление сходи­мости 350 aт

 

Рис.3.29. Коэффициенты распре­деления для октана: давление сходимости 350 aт

 

 

Рис.3.30. Коэффициенты распределения для нонана: давление сходимости: 350 ат

 

Рис.3.31. Коэффициенты распределения для декана: давление сходимости 350 ат

 

Рис.3.32. Коэффициенты распределения для азота: давление сходимости 350 ат

 

Рис.3.33. Коэффициенты рас­пределения для углекислого газа: давление сходимости 280 aт

 

Рис.3.34. Коэффициенты распределения для сероводорода: давление сходимости 280 ат

 

Рис.3.35. Коэффициенты распределения для фракции гептаны + для сырой нефти: давление сходимости по Кацу и Хачмату