1.2 Выбор числа ступеней сепарации и давления в сепараторах

Для увеличения выхода и снижения упругости паров товарной нефти и повышения ряда других технико-экономических показателей нефтепромыслового хозяйства применяют многоступенчатую сепарацию нефти и газа. Она позволяет более полно использовать естественную энергию пласта для транспорта и подготовки нефти и газа, выделить из газа большую его часть в виде почти сухого газа, направляемого на использование без переработки, получить более стабильную нефть.

Однако изучение экспериментальных данных по одноступенчатому и многоступенчатому сепарированию газонефтяных смесей показывает, что увеличение числа ступеней сепарации более двух сравнительно мало изменяет выход нефти по сравнению с двухступенчатой сепарацией, но заметно усложняет и удорожает нефтегазосборную систему.

Таким образом, возникает задача по отысканию наиболее целесообразного варианта процесса сепарации, которая может быть решена на основе соответствующего технико-экономического анализа с учетом данных конкретных условий. Известно, что эффективность многоступенчатой сепарации особенно ощутима для месторождений легкой нефти с высокими газовыми факторами и давлениями на головках скважин.

Давление первой ступени сепарации зависит от принятого давления в нефтегазосборной системе, которое в значительной мере определяется запасами избыточной энергии пласта.

Давление в нефтегазосборных системах независимо от способа эксплуатации скважин должно быть достаточно высоким, обеспечивающим совместный транспорт продукции скважин до централизованных сборных пунктов без применения промежуточных перекачивающих станций. Однако в конкретных условиях не всегда удается это осуществить. Однако иногда может оказаться более целесообразным бескомпрессорный транспорт газа в сочетании с дожимными насосными станциями и другие варианты нефтегазосборных систем, характеризующиеся более низкими давлениями.

Выбор давлений в промежуточных ступенях сепарации осуществляется на основе комплексного рассмотрения вопросов сбора нефти и газа и их подготовки к магистральному транспорту и использованию. При этом учитываются задачи промысловой переработки газа, в частности, требования к глубине отбора из газа этана, пропана и бутанов, извлечение которых требует наличия определенного давления и т. п.

Требования к сепарации значительно возрастают, если на месторождении нет специальной установки для стабилизации нефти.

Здесь во избежание больших потерь легких фракций нефти при ее хранении и дальнем транспорте по возможности надо их выделить при сепарации и затем уловить на газоперерабатывающих установках.

С этой целью последняя ступень сепарации осуществляется при возможно более низком давлении – атмосферном или при небольшом вакууме, а в отдельных случаях и при повышенных температурах.

2 Парметры многокомпонентных смесей

2.1 Расчет составов многокомпонентных смесей

Нефть и газовый конденсат являются многокомпонентными смесями. Их состав выражается в массовых, молярных и объемных долях [4].

Массовая доля i-гo компонента в смеси равна

, (2.1)

где m_i – масса i-гo компонента в смеси;

r - число компонентов смеси.

Молярная доля i-гo компонента в смеси находится аналогично

, (2.2)

где N_i – число молей i-гo компонента в смеси;

, (2.3)

М_i – молярная масса i-гo компонента.

Объемная доля i-гo компонента в смеси

, (2.4)

где V_i – объем i-гo компонента при заданном давлении Р и температуре Т смеси.

Массовое, молярное и объемное содержание компонентов в смеси связано между собой. Выражая m_i из (2.3) и подставляя в (2.1), с учетом, что молярная масса смеси равна

,

получим

(2.5)

или обратную ей

. (2.6)

Учитывая, что массу i-гo компонента смеси можно выразить, с одной стороны, как m_i=ρ_i∙V_i, а с другой, как m_i=M_i∙N_i, получаем,

, (2.7)

где ρ_i – плотность i-гo компонента смеси при рассматриваемых условиях.

Следовательно, объемная доля i-гo компонента в смеси

. (2.8)

Поделив числитель и знаменатель (2.8) на , получаем

. (2.9)

Для газовых смесей при давлении Р ≤ 0,6 МПа

,

где – универсальная газовая постоянная.

После сокращения для газовых смесей, как частный случай получаем ν_i=Z_i.

Зависимость Z_i от ν_i, получим, выразив из (2.7) N_i и подставив; полученное выражение в (2.2) , что дает

. (2.10)

Связь между объемной и массовой долей i-гo компонента в смеси получим, подставив в (2.4) V_i=m_i/ρ_i. и поделив числитель и знаменатель на

,

что даёт

, (2.11)

Обратная зависимость имеет вид

, (2.12)

Сведения о величинах параметров индивидуальных компонентов газонефтяных и газоконденсатных смесей приведены в таблице А.1.

При смешении G, (кг) нефти состава {q_i} с молярной массой М_см1 и G₂ нефти состава {q_2i} с молярной массой М_см2 массовая доля i-гo компонента в образующейся смеси находится по формуле

, (2.13)

Если состав смешиваемых нефтей задан в молярных долях, то молярная доля i-гo компонента в образующейся смеси

, (2.14)

а её молярная масса

. (2.15)