Оптимизация режимов работы нефтегазосепараторов

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕГАЗОСЕПАРАТОРОВ
О.В. Фоминых
Научный руководитель д.т.н., профессор С.И. Грачев
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия
Разгазирование скважинной продукции производится на нескольких ступенях сепарации, причем чем
больше ступеней, тем больше выход нефти. Отделенный на первой ступени сепарации попутный газ,
содержащий преимущественно легкие углеводородные компоненты, имеет достаточное давление для
последующей транспортировки и переработки. Выделившийся на последующих ступенях газ, содержащий
значительное количество пропан-бутановых и пентановых фракций, имеет низкое давление, в связи с чем мало
пригоден для дальнейшей переработки и зачастую сжигается на факелах. Различие составов нефтей по
месторождениям не учитывается при подборе термобарических режимов сепарации, что приводит к увеличению
потерь ценных фракций. Уменьшить содержание ценных компонентов в попутном нефтяном газе низкого
давления возможно путем оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов.
Расчет процессов сепарации проводится по известным методикам, однако наибольшую погрешность в
расчеты вносит значение константы фазового равновесия, которая определяет распределение компонента между
паровой и жидкой фазой в условиях термодинамического равновесия. Сепарация нефти от газа на многих
дожимных насосных станциях месторождений Западной Сибири проходит в две ступени со следующими
режимами работы I ступень - 0,6 МПа, 15 °С; II ступень - 0,5 МПа, 15 °С. При таких условиях сепарации
выделяющийся газ и дегазированная нефть подчиняются законам идеального раствора [1]. Тогда константа
фазового равновесия может быть определена как отношение мольной доли компонента в газовой фазе к
отношению мольной доли этого же компонента в жидкой фазе, то есть
y ,
(1)
K  i
i
xi
где yi - мольная доля компонента в газовой фазе, xi - мольная доля компонента в жидкой фазе.
Для расчета константы при таких условиях можно воспользоваться совместным решением законов
Дальтона и Рауля
p
p T  ,
(2)
yi'  i  xi'  K i xi  K i  i

где π – давление в системе,
pi T 

- парциальное давление i – того компонента.
Для расчета давления насыщенных паров метана, так как его не существует при температурах, больших
критической [2], рекомендуется использовать трехпараметрическое уравнение Антуана, с коэффициентами
представленными в [3], однако уравнение (3) рекомендуется применять лишь для давлений до 0,4 МПа, при
давлениях до 1 МПа, уравнение (3) дает погрешность порядка 2-3 %
Давление насыщенного пара определяется
ln P  A 
B
C t
(3)
где P – давление, А, B, C – коэффициенты, характерные для каждого углеводорода в определенных
пределах температуры, t – температура, 0С. Таким образом, выражение 3 для расчета константы фазового
равновесия примет вид
K
e
A
B
C t
P
(4)
где Р – давление в системе.
Приведенные выше уравнения позволяют получить наиболее точные, для термобарических условий
промысловой сепарации нефти от газа, значения констант фазового равновесия и, исходя из полученных
значений, предложить оптимальные условия сепарации для конкретных составов нефтей.
В настоящее время при проектировании систем подготовки скважинной продукции используют
значения констант фазового равновесия, рассчитанные по номограммам Уина [4]. При этом расчеты проводятся
таким образом, чтобы минимизировать долю отгона с газом легких фракций углеводородов, однако не
учитывается компонентный состав продукции.
Таблица 1
Компонентный состав пластовых нефтей месторождений ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз»
Спорышевское
Сугмутское
Вынгапуровское
Муравленковское
Крайнее
Новогоднее
Компоненты
Наименование месторождения
СО2
0,01
0,21
0,1
0,04
0
N2
0,12
0,52
0,47
0,34
0,33
0,44
CH4
27,22
26,01
24,48
27,75
26,28
29,26
C2H6
9,06
2,36
1,57
6,8
1,03
2,95
C3H8
9,73
5,42
3,64
11,82
1,49
5,8
и - C4H10
1,42
1,9
2,76
3,14
1,31
1,3
н - C4H10
4,95
4,27
3,71
5,71
2,12
4,05
и – C5H12
1,69
1,9
2,06
2,27
1,12
1,55
н – C5H12
2,83
2,57
2,29
2,57
1,45
2,5
С6+
42,97
54,84
58,92
39,56
64,89
51,8
0,32
Проведем расчет процесса двухступенчатой сепарации с применением констант фазового равновесия
полученным из выражения (4) для различных составов нефтей. Показателем эффективности сепарации будет
суммарное содержание компонентов С3 и выше в отгоняемом газе.
Таблица 2
Содержание легких углеводородных компонентов в отгоняемом газе
Мольная доля в отгоняемом газе
Компоненты
Новогоднее Крайнее Муравленковское Вынгапуровское Сугмутское Спорышевское
СО2
0,00198
0,01244
0,01276
0,0055
N2
0,00022
0,00636
0,00338
CH4
0,59380
0,77619
0,81842
C2H6
0,20454
0,06374
C3H8
0,13007
0,07396
и - C4H10
0,01187
н - C4H10
0,03142
0,0086
0,0092
0,0009
0
0,0085
0,5956
0,892
0,7683
0,04534
0,1517
0,0299
0,0734
0,05002
0,1578
0,0205
0,0785
0,01511
0,0216
0,0264
0,0102
0,0106
0,02516
0,02134
0,0365
0,0122
0,0247
и – C5H12
0,00344
0,00341
0,00355
0,0047
0,0019
0,0029
н – C5H12
0,00407
0,00323
0,00276
0,0037
0,0017
0,0033
С6+
0,01853
0,02043
0,02098
0,0173
0,0231
0,0206
∑ С3 и выше
0,199
0,141
0,120
0,246
0,070
0,141
Из таблицы 2 видно, что содержание легких углеводородных фракции в отгоняемом газе после
двухступенчатой сепарации значительно отличается по месторождениям. В этой связи, при подготовке
скважинной продукции различных месторождений не рекомендуется применять одинаковые термобарические
условия сепарации, для более эффективного использования углеводородного сырья при расчетах процессов
подготовки нефти необходимо выбирать давления и температуры сепарации, позволяющие минимизировать унос
компонентов от С3 и выше.
Таблица 3
Результаты оптимизации процесса сепарации
Компоненты
Мольная доля в газе
Новогоднее
Вынгапуровское
(1 ступень 200C,
(1 ступень 200C,
0,6 МПа)
0,6 МПа)
0,00232
СО2
0,0064622
N2
0,00021
0,0008063
CH4
0,61894
0,6190495
C2H6
0,18810
0,1390187
C3H8
0,12209
0,1478338
и - C4H10
0,01142
0,0253429
н - C4H10
0,03050
0,0354158
и – C5H12
0,00345
0,0046892
н – C5H12
0,00410
0,0037773
С6+
0,01878
0,017564
∑ С3 и выше
0,19033
0,23462
% снижения
4,55
4,73
Оптимизация работы сепараторов путем повышения температуры первой ступени сепарации лишь на
5 0С позволило сократить потери ценных фракции почти на 5 %. Как показали проведенные исследования потери
можно сократить почти на 20 %, для этого необходимо оптимизировать процесс сепарации на всех ступенях, при
этом определяющим параметром является компонентный состав нефти. В связи с меняющимся в процессе
разработки составом необходимы исследования компонентного состава в процессе разработки месторождения,
для оперативной корректировки режимов работы оборудования.
Литература
1.
2.
3.
4.
Гуревич Г.А., Ширковский А.И. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных
углеводородных газов (Обзор зарубежной литературы). М.: ВНИИОЭНГ, 1975. – 132 с.
Ю. Намиот Фазовые равновесия в добыче нефти. Москва, Недра, 1976. – 183 с.
Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие / Пер. с англ. под ред. Б.И.
Соколова. – 3-е изд., перераб. и доп. – Л.: Химия, 1982. – 592 с.
Рекомендации по автоматизации выбора констант равновесия углеводородных систем на ЭЦВМ. Таблицы
констант равновесия. Министерство газовой промышленности, ВНИИгаз, Северо-Кавказский филиал, М., 1972.
- 152 с.