Для лучшего выделения окклюдированных пузырьков газа необходимо, чтобы безводная нефть вводилась в сепараторы в высокодисперсном состоянии, движение ее в сепараторе происходило тонким слоем по длинному пути и чтобы скорость подъема нефти в секции сбора нефти была меньше скорости всплывания газовых пузырьков, т.е.
Всплывание пузырьков газа из нефти в сепараторе происходит в основном за счет разницы в плотностях этих фаз. Поэтому скорость всплывания газового пузырька можем определить по формуле Стокса (20) с заменой в ней вязкости газа на вязкость жидкости.
Учитывая соотношение скоростей (26), пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать в следующем виде:
(29)
или (30)
после подстановки в формулу и g, получим:
. (31)
Допустимый диаметр пузырьков обычно 1-2 мм.
Рис.16. Схема горизонтального сепаратора
При расчетах сепараторов на пропускную способность приходится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться следующей формулой:
(32)
где с0 - плотность газа при Н. У., кг/м3;
Р, Р0 - давление в сепараторе и давление при Н.У., Па;
Т0, Т - абсолютная нормальная температура (Т0 = 273 К) и абсолютная температура в сепараторе (Т = 273+t, К);
Z - коэффициент сверхсжимаемости.
Расчет горизонтального сепаратора по газу
Допустим, капелька нефти "м" движется в потоке газа. Путь, пройденный капелькой по оси Х:
(33)
по оси Y: (34)
где h - расстояние по вертикали от верхней образующей до уровня нефти в сепараторе, h?(0.5ч0.55)·D.
Если из (33): то подставив в (34), получим уравнение, описывающее траекторию движения частицы "м":
(35)
Если считать, что частица "м" достигает поверхности жидкости в момент, когда Y=0, а X=l:
(36)
При этих условиях из (35) имеем:
(37)
(38)
Скорость осаждения частицы выразим по формуле Стокса (20):
а скорость газа: .
Подставив выражения для WЧ и WГ в (38), имеем:
(39)
Отсюда пропускная способность по газу:
(40)
5.1.4 Эффективность процесса сепарации нефти от газа
Эффективность работы сепараторов влияет на стабильный режим работы всей газосборной системы: капли нефти и воды, унесенные газом из сепаратора, могут выпасть в газопроводе, образуя жидкостные пробки, привести к образованию гидратных пробок и просто уменьшить сечение газопровода, снизив тем самым его пропускную способность.
Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями:
количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;
2) количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти.
Коэффициенты уноса определяют по формулам:
(41)
(42)
где qЖ - объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м3/ч;
qГ - объемный расход окклюдированного газа, уносимого потоком жидкости, м3/ч;
QГ - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч;
QЖ - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, при рабочих температуре и давлении, м3/ч.
Чем меньше величина этих показателей, тем эффективнее работа сепаратора.
По практическим данным приняты временные нормы, по которым Кж 50 см3/1000 м3 газа и КГ 0,02 м3/м3.
Рис.17. Степень очистки газа от жидкости и твердых частиц в зависимости от скорости газа и давления
Эффективность процесса сепарации зависит от:
средней скорости газа в свободном сечении сепаратора. Значения WmaxГ- для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с. Степень очистки газа от жидкости в зависимости от скорости газа представлена на рис.17.
2) времени задержки жидкости в сепараторе фЗ: чем больше время пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив КГ.
3) физико-химических свойств нефти и газа: вязкости, поверхностного натяжения, способности к пенообразованию.
Для невспенивающейся нефти время задержки изменяется от 1 до 5 мин. Для вспенивающейся - от 5 до 20 мин. Выбор конкретного фЗ для различных условий сепарации производится только по результатам исследования уноса жидкости и газа.
Нефть тем легче подвергается процессу разгазирования, чем меньшим поверхностным натяжением она обладает на границе с газом (паром).
4) Конструктивных особенностей сепаратора: способ ввода продукции скважин, наличие полок, каплеуловительных насадок и др.
5) Уровня жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор.
6) Расходов нефтегазовой смеси: при большом расходе увеличивается коэффициент уноса газа, т.к. весь газ не успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует увеличить количество сепараторов.
При высоком газовом факторе увеличение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе.
7) Давления и температуры в сепараторе.
На количество газа, уносимого нефтью из сепаратора, при одной и той же дисперсности газо-жидкостной системы влияет давление сепарации. Вес газового пузырька в слое нефти в сепараторе зависит от его диаметра и от установленного в нем давления.
Показать это можно следующим образом. Пусть Р2>P1. Вес пузырька будет:
Если принять, что вес газа, заключенного в пузырьке при разных давлениях, будет одинаков, то получим
(43)
Отсюда: (44)
Из уравнения (44) следует, что при повышении давления сепарации диаметр пузырька газа уменьшается при сохранении его веса. Отсюда можно предположить, что при повышении давления сепарации увеличится унос нефтью мелких и в то же время более тяжелых пузырьков, которые при низком давлении всплывают в слое нефти, так как по формуле Стокса (20) скорость всплытия связана с квадратом диаметра пузырька.
Следовательно, при повышении давления сепарации коэффициент уноса газа - увеличится. Это хорошо иллюстрируется рис.22.
Повышение температуры нефти приведет к снижению ее вязкости и, следовательно, к увеличению скорости всплытия пузырька газа. Следовательно, повышение температуры приведет к уменьшению коэффициента уноса газа нефтью КГ.
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.
Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с трехступенчатой по выходу нефти, то 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.
При многоступенчатой сепарации газ первых ступеней может перемещаться к потребителю под собственным давлением. При этом в газе уменьшается содержание тяжелых компонентов (С5), что уменьшает вероятность выпадения конденсата при транспортировке.
Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.
Поэтому с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения 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 целиком 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: это или
1) максимально возможный выход нефти из единицы объема смеси или
2) 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 весе 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.
Оптимальные условия могут быть определены как аналитически, так и экспериментально.
Причем, если при разработке нефтегазовых залежей добывается смесь нефти и газа, то выбор оптимальных параметров сепарации экспериментальным путем в настоящее время невозможен.
Итак, 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/см2 (6 МПа), при сепарации выделяет газ, плотность которого уменьшается по мере падения давления сепарации до границы раздела действия законов обратного и прямого испарения.
Рис.18. Выбор оптимального давления I ступени сепарации
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 Т, 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. 23).
Кривая на графике имеет четко выраженный минимум при некотором давлении. При этом давлении газ имеет минимальную плотность, следовательно, максимальное количество головных 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.
На практике не всегда учитывается тот факт, что выбор оптимальных условий сепарации, как и создание герметичных систем сбора, является эффективным средством увеличения добычи нефти.
5.2 Предварительный сброс пластовых вод
Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды, т.к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной отстойной аппаратуры).
Байков считает целесообразным применение предварительного сброса воды при обводненности начиная с 30%.