Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Тало

IV. Каплеуловительная   секция,   расположенная   в   верхней   части 
сепаратора и служащая для улавливания мельчайших капелек жидкости, 
уносимых потоком газа.

Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции IV, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти III. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

В ЦППН-2 на концевой ступени сепарации установлены два сепаратора типа НГС (40 и 50 м3).

Сепарационные установки НГС широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию на последней степени под вакуумом.

В настоящее время выпускается нормальный ряд сепарационных установок на проектную пропускную способность по нефти от 2000 до 30000 т/с.

В шифре установок приняты обозначения: НГС—горизонтальный нефтегазовый сепаратор; первое число - рабочее давление, второе -диаметр сепаратора (в мм).

 

Сепарационная установка НГС (рис.5) состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который выходит газ, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники из вязаной проволоки. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое направление на 90° и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные 4, а затем в нижние 5 желоба. Отделившийся от нефти газ проходит сначала вертикальный 6, а затем горизонтальный 8 каплеотбойники. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99 %), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа.

Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рисунке 5 не показаны) поступает в газосборную сеть. Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через Выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.

49

 

Рис. 5 Схема нефтегазового сепаратора типа НГС

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 К между газовой и нефтяной фазами для каждого углеводорода, определяемые давлением, температурой и составом смеси. Решением системы уравнений устанавливают распределение углеводородов между газом и жидкостью.

Применение расчетов сепарации, как было указано, основано на предположении равновесных условий между нефтью и газом в

 

газосепараторе. Однако, как было отмечено, в газосепараторе, а также в резервуаре равновесных условий почти не бывает. Это зависит от ряда факторов: влияния ветра, солнечной радиации, положения солнца по отношению к газоотделителю, более интенсивное реагирование газа по сравнению с нефтью на изменение внешней температуры, т. е. температуры воздуха вследствие различных коэффициентов теплопередачи и др. Температура в газосепараторе определяется температурой газожидкостной смеси, поступающей в него, и температурой воздуха. Поэтому температура в газосепараторе может изменяться от низкой в ночное время до более высокой в дневное время суток, существенно изменяется она также в результате сезонных колебаний температуры воздуха. В связи с колебаниями температуры будут меняться величина газового фактора и состав компонентов газа.

При расчете сепарационных узлов особое внимание необходимо уделять решению конструктивных особенностей самого трапа-сепаратора, поскольку он должен обеспечить:

а) полное отделение нефти от газа в соответствии с технологическим 
расчетом;

б) предотвращение    уноса    жидкости    в    газопровод    и    газа    в 
нефтесборные коллекторы и далее в резервуары;

в) исключение пенообразования в аппаратах;

г) автоматическое     регулирование     заданных     режимов     работ 
(поддержание уровня, давления);

д) фракционирование отбираемой более широкой фракции (если газ 
можно использовать как сырье для газобензиновых заводов).

Многоступенчатая сепарация как средство для стабилизации нефтей применяется редко. Тем не менее, иногда в процесс сепарации вводится промежуточный подогрев, дающий возможность более полно извлекать легкие фракции. При этом одновременно с последними из нефти извлекается и некоторое количество более тяжелых углеводородов.

В связи с большими объемами добычи и соответственно подготовки нефти возникает проблема подготовки кондиционной нефти по давлению насыщенных паров (ДНП).

Есть три пути устранения этой проблемы:

•   работа концевых сепараторов под вакуумом;

52

                                                                                                                                  

 

• замена существующих сепараторов на сепараторы с большей 
  производительностью  (на  это  потребуется   много  времени  и 
  высоких капиталовложений);
• нагрев нефти на горячей ступени сепарации до более высокой 
  температуры    с    установкой    на    выходе    из    сепараторов 
  теплообменника для охлаждения нефти.

Последний способ является более оптимальным и с экономической и с временной точек зрения. При нагреве нефти до 58 °С (расчет приведен ниже пункт 3.10) происходит более интенсивная дегазация, а для охлаждения нефти на выходе из сепараторов устанавливается теплообменник в котором происходит охлаждение нефти до температуры 36 °С, в связи с этим происходит уменьшение давления насыщенных паров. Охлаждающей средой будет являться нефть, пришедшая с промысла (после ДНС).

Схема включения теплообменника приведена на рисунке 6.

53

 

Расчет производится на основе расчета разгазирования нефти по ступеням:

Согласно рассчитанного компонентного состава по графикам определения констант равновесия определяем их значения при определенных температурах.

Погрешность расчета:

(3.5.1)

допустимая несходимость

соответственно

- молярная доля i-ro   компонента после разгазирования нефти на

где

- константа фазового  равновесия 1-го компонента при  разных

давлениях и температуре (нужно подобрать такую константу равновесия согласно ГОСТ Р51858-2002, чтобы несходимость s расчета при температуре 37,8 °С и давлении 0,0667 МПа не превышала 0,05).

второй (горячей) ступени сепарации;

 

Пользуясь приведенной методикой (пункт 3.5) расчитаем давления насыщенных паров нефти после нагрева ее   до определенных температур

Произведем расчет ДНП на ступени стабилизации при фактической работе ЦППН-2

Нагревается смесь после первой ступени сепарции до 35 °С и разгазируется с давлением 0 105 МПа

Тогда из расчета компонентного состава нефти (табл 3 15) имеем следующие данные

Таблица 3 18 Компонентный состав нефти на выходе из КСУ

 

Компонент	М,(35°С,0,105МПа),%
Азот (N2)	0,001
Диоксид углерода (С02)	0,0079
Сероводород (H2S)	0
Метан (СН4)	0,140
Этан (С 2 Н6)	0,376
Пропан (С3Н8)	2,645
изо-Бутан (i-C4H 10)	1,798
норм-Бутан (п-С4Н 10)	4,430
УКС5+	31,19
Остаток	59,66
X	100

По графикам (приложение 2) определяем константы равновесия для разных давлений при температуре 37,8°С и значения сводим в таблицу 3 19

Таблица 3 1£ Значения констант фазового равновесия

 

Компонент	К (37,8 °С,0,0667 МПа)	К (37,8 °СД085 МПа)	К (37,8 °СД1 МПа)
Азот (N2)	1045	890	750
Диоксид углерода (СО2)	158	135	113
Сероводород (H2S)	47	40	33
Метан (СН4)	271	230	192
Этан (С2Н6)	58,5	48	41
Пропан (С3Н8)	17,2	14,1	12
изо-Бутан (i-C4H 10)	7	5,8	5
норм-Бутан (п-С4Н 10)	4,46	3,7	3,3
УКС<span class="dash041e_0431_044b_0447_043d_044b_0439__Char" style="font-size: smaller; vertical-al