Какое давление должно быть в концевых сепараторах

Каким должно быть давление сепарации в концевых сепараторах

Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти

Количество и качество нефти и газа как товарных продуктов в значительной мере зависят от условий сепарации: величины давления и числа ступеней сепарации.

При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее для получения жидких углеводородов и нефти — многоступенчатая (5-7 ступеней) или трехступенчатая сепарация?

Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93-7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С3), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.

Если при том же высоком начальном 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: С3-С5.

Следовательно, при многоступенчатой сепарации выход товарной нефти увеличится на 1,5-3,0% масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С3-С5. При этом она становится менее плотной и вязкой.

Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5-7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-, двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю.

Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.

С точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия ГПЗ целесообразно во всех случаях 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.п. Газ же, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, поэтому он вначале направляется на компрессорную станцию, а после сжатия в компрессорах — на ГФУ или ГПЗ для отделения пропан-бутановой фракции.

Сказанное выше относится и к газоконденсатным месторождениям.

Тот факт, что при проведении сепарации в оптимальных условиях нефти может быть получено на 3-5% больше, не всегда учитывается на промыслах.

Выбор оптимальных условий сепарации определяется целью процесса:

· максимальный выход нефти из смеси или

· максимальное содержание пропан-бутановых (С3-С4) фракций в газе сепарации.

В первом случае газ используется как топливо. Во втором — газ идет на переработку и ее эффективность в значительной мере зависит от наличия пропан-бутановых компонентов в товарном газе промысла. Потери в выходе товарной нефти в данном случае окупаются утилизацией пропан-бутановых фракций.

В наших условиях целевым продуктом является нефть. Поэтому остановимся на вопросе определения оптимальных условий сепарации нефтегазовой смеси для первого случая.

Рассмотрим аналитический способ определения оптимальных давлений и числа ступеней сепарации нефти. Этот способ основан на решении уравнений фазового равновесия.

1. Учитывая мольный состав пластовой нефти и газа, а также количество свободного газа, поступающего вместе с пластовой нефтью из скважины, определяется молекулярный состав смеси, который является исходным для дальнейших расчетов.

2. Давление для первой ступени сепарации следует выбирать исходя из молекулярного состава исходной смеси, вне зависимости от давления на устье скважины.

Любая нефть, имеющая давление насыщения выше 60 кГ/см 2 (6 МПа), при сепарации выделяет газ, плотность которого уменьшается по мере падения давления сепарации до границы раздела действия законов обратного и прямого испарения.

Давление насыщения — максимальное давление, при котором в процессе изотермического расширения нефти или пластовой воды начинается выделение сорбированного ими газа. Давление насыщения равно сумме парциальных давлений сорбированных газовых компонентов, и зависит от температуры, состава и свойств сорбента и не может быть больше пластового давления. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными.

В области прямого испарения по мере снижения давления плотность газа растет.

3. По результатам последовательного расчета составов газа и нефти при разных давлениях сепарации определяется плотность газа и строится график зависимости плотности газа от давления сепарации (рис. 4.4).

Кривая на графике имеет четко выраженный минимум при некотором давлении. При этом давлении газ имеет минимальную плотность, следовательно, максимальное количество головных (легких) фракций остается в нефти.

Это давление и принимается за оптимальное для I ступени сепарации.

Оптимальное давление для второй ступени выбирается по максимальному значению суммарного газового фактора и максимальному увеличению выхода нефти.

Количество нефти, недополученное за счет проведения сепарации не при оптимальных условиях, следует считать скрытыми потерями. Они могут быть больше потерь, вызываемых негерметичностью систем сбора. Основные усилия на промыслах направлены на борьбу с последними, видимыми потерями.

Таким образом, выбор оптимальных условий сепарации, как и создание герметичных систем сбора, является эффективным средством увеличения добычи нефти.

4.2. РАСЧЕТЫ ФАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Процессы добычи, транспорта и переработки нефти и газа характеризуются фазовыми переходами, образованием фаз, сосуществованием термодинамически равновесных и неравновесных паровой и жидкой фаз.

Фазовые превращения происходят при отделениинефти и конденсата от их паров в сепараторах, при хранении нефти и конденсата в резервуарах,в процессе образования и разложения кристаллогидратов углеводородных газов. Сжатие и охлаждение углеводородных газов при компрессионных методах переработки и транспортесопровождается фазовыми переходами. Фазовые переходы имеют место при выветривании конденсата в емкостях.

При нарушении равновесия в системе пар-жидкость вследствие изменения температуры или давления начинается перераспределение углеводородов между фазами. Распределение углеводородов между фазами двухфазной равновесной системы протекает в соответствии с упругостью насыщенных паров углеводородов и их молярными концентрациями, что выражено уравнением Дальтона-Рауля о равенстве парциальных давлений компонентов в паровой и жидкой фазах, которое справедливо при невысоких давлениях и температуре:

где NiV, NiL — молярные концентрации i-го компонента в паровой и жидкой фазах соответственно; Р — давление паров смеси; Q — упругость насыщенных паров i-го компонента в чистом виде при заданной температуре системы.

Состояние углеводородов, находящихся в смеси, определяется не только давлением и температурой, но и составом фаз, так как общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента (при низких давлениях это влияние ничтожно, но очень существенно при высоких давлениях). Так как в данном случае имеются три переменные — давлениесмеси, определяемое ее составом, температура и упругость паров, то введена так называемая константа фазового равновесия, а точнее коэффициент распределения i-го компонента между паровой и жидкой фазой.

Константой фазового равновесия называется отношение упругости паров индивидуального углеводорода Qi к давлению смеси Рсм или отношение молярной доли i-го компонента в паровой фазе NiV к молярной доле его в жидкой фазе NiL, находящейся в равновесии с паровой фазой:

где Кi — константа равновесия i-го компонента при данных термодинамических условиях.

Константы фазового равновесия определяются экспериментально или расчетными методами и собраны в таблицах или представлены в виде номограмм.

Общее число молей n исходной смеси равно числу молей паровой nv и жидкой nl фаз:

где NV и NL — молярные доли паровой и жидкой фаз, соответственно.

Причем

Из этого уравнения и формулы для Кi получаются уравнения фазовых концентраций, позволяющие определять концентрацию компонентов в фазах при заданных давлении, температуре, исходном составе смеси и константах фазового равновесия:

В этих уравнениях, которые нужны для расчета состава нефти (NiL) и состава отсепарированного газа (NiV), неизвестен параметр NV, молярная доля паровой фазы.

Молярная доля паровой фазы определяется из следующих соотношений:

где n — число компонентов смеси.

Тогда из уравнений фазовых концентраций с учетом последнего равенства справедливо будет записать:

Это выражение называется уравнением фазовых равновесий.

Решая уравнение фазовых равновесий методом последовательных приближений, находим такое значение NV, при котором

Затем по уравнениям фазовых концентраций, зная NV, находим молярный состав фаз.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Концевой сепаратор

Концевые сепараторы работают при давлении, близком к атмосферному, 0 105 — 0 12 МПа и температуре 10 — 45 С. В них поступает нефть с невысоким остаточным газовым фактором, от 3 до 18 для легких нефтей. Причем поступающая в сепараторы нефть не успевает расслоиться на сплошные фазы в трубопроводе, поскольку дросселируется непосредственно перед сепаратором. [1]

В концевых сепараторах 14 поддерживается практически атмосферное давление, а выделившийся в них из нефти газ отсасывается эжектором 15 и подается ими на прием компрессоров или на ГПЗ. [2]

В качестве концевых сепараторов и при горячей вакуумной сепарации наибольшее применение находят горизонтальные одно-емкостные сепараторы. [4]

Поскольку эффективность работы концевых сепараторов прямым образом влияет на потери нефти, представляет интерес сопоставление трех исследуемых параметров: унос капельной нефти газом, унос свободного газа нефтью и унос растворенного газа с нефтью. [5]

Сепарационная установка, включающая концевой сепаратор с нефтеподводящей и нефтеотводящей коллекторами и газовым коллектором, выполнен в виде наклонной колонки, подключенной к нефтеотводшцему коллектору несколькими Л — образными нефтеотводящими трубопроводами, соединенными с колонной после нижней образующей и наклоненными в противоположную сторону, а нефтеподводящий коллектор присоединен к нижней части колонны и нефтеотводящему коллектору. По предлагаемой конструкции сепарационной установки колонна выполняет функции вертикального нефтеподводящего трубопровода и сепаратора. Такая конструкция позволяет повысить отделение свободного и растворенного газов и уменьшить пульсацию давления. [6]

УПН и поступает сразу в концевые сепараторы III ступени / /, где смешивается с обезвоженной и обессоленной нефтью. [7]

Сохранение метастабильности нежелательно особенно в концевых сепараторах , установленных перед резервуарами и узлами учета нефти. [8]

Сепарационная установка имеет следующие недостатки: концевой сепаратор размещен на высоком постаменте, и подводящий и отводящий нефть коллекторы расположены вертикально. [10]

Необходимо в дальнейшем предусматривать новые конструкции концевых сепараторов с пониженными уносами жидкой фазы, что уменьшает потери тяжелых углеводородов и повышает надежность работы головных систем магистрального транспорта товарного газа в однофазном состоянии. [11]

Необходимо в дальнейшем предусматривать новые конструкции концевых сепараторов с пониженными уносами жидкой фазы, что уменьшает потери тяжелых углеводородов и повышает надежность работы головных систем магистрального транспорта товарного газа в однофазном состоянии. [12]

Нефть, уносимая газовым потоком из концевых сепараторов , относится к прямым потерям, поскольку дренаж низконапорных газовых сепараторов, как правило, не возвращается в товарную нефть. Свободный газ, выносимый нефтью из сепараторов, теряется при попадании в промысловые резервуары. Остаточный растворенный газ также теряется вследствие больших и малых дыханий резервуаров системы подготовки и транспорта нефти. [13]

Далее газ из А2 сепарируется в концевом сепараторе Cj . Отработанный конденсат выводится из абсорбера А2 и после подогрева в Т2 подается в выветриватель В, в котором из конденсата испаряются легкие углеводороды. Образовавшаяся паровая фаза снова подается в контактную камеру абсорбера для удаления из нее остатков тяжелых углеводородов. Образующийся после выветривания в В конденсат после дросселирования в ДЗ поступает в разделитель Р2, где происходит его окончательная стабилизация. Из Р2 конденсат поступает в конденсатопровод, а паровая фаза — в ДКС газов выветривания. [15]

Источник

Вопрос 3.10: Сепараторы концевые

Конечная ступень сепарации должна обеспечить давление насыщенных паров в пункте сдачи нефти не более 0,066 МПа. Отбор из нефти наиболее летучих углеводородов (пропан, бутан) и получение ста­бильной нефти, практически неспособной испаряться в атмосферу, называют стабилизацией нефти. Отбор наиболее летучих углеводородов и обеспечение требуемого давления насыщенных паров осуществляют го­рячей сепарацией и созданием вакуума на конечной (горячей) ступени сепарации. Один из концевых сепа­раторов показан на рис, 15.

Рис.15 Схема концевого сепаратора.

1 — раздаточный коллектор, 2 — форсуночный разбрызгиватель, 3 — каплеуловительная сетка, 4 — эжектор, 5 — холодильник, 6 — сепаратор, 7 — автомат вывода дегазированной нефти, 8 — каплеуловитель.

Нефть из УПН, как правило, поступает с высокой температурой (40 — 60°С). С помощью форсу­ночных разбрызгивателей 2 она диспергируется в газовом объеме сепаратора, в котором посредством эжек­тора 4 создан вакуум. Мелкодисперсные капельки нефти, имея большую поверхность контакта с газом, до­полнительно дегазируются, осаждаются на каплеуловительную сетку (жалюзи) 3 и стекают из нее в виде струек или крупных капель. Дегазированная нефть самотеком отводится в товарные резервуары. Высоко- и низконапорный газ эжектора 4 поступает в холодильник 5 и сепаратор 6, где происходит отделение легких (С — С4) и тяжелых (С5+ высшие) фракций. Таким образом, пентановые и гексановые (бензиновые) фракции] являющиеся при нормальных условиях (0,1 МПа; 0 °С) жидкостями, выделяются из газа и переходят в то­варную нефть, а легкие углеводороды, являющиеся при нормальных условиях газами, составляют товарный газ. Отвод нефти из сепаратора в резервуары товарного парка происходит за счет разности уровней нефти Поэтому концевые сепараторы, как правило, поднимаются над

поверхностью земли на высоту 14-15 м, а максимальные уровни нефти в резервуарах товарного парка поддерживаются на высоте 11-12 м.

Дата добавления: 2014-01-14 ; Просмотров: 725 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Источник