Особенности разработки Мало-Балыкского месторождения

7. Методика расчёта сепарации газа в газонефтяных сепараторах первой ступени

7.1 Расчёт процесса сепарации нефти от газа

Процесс сепарации сырой нефти от газа можно изучать двумя методами:

1. по результатам замера продукции скважин на групповых замерных установках;

2. на основании аналитических расчётов с использованием уравнений фазовых состоянии.

Оба эти метода имеют свои преимущества и недостатки. Основное преимущество первого метода заключается в том, что здесь мы имеем дело с непосредственными замерами, отвечающими реальной работе скважин. К недостаткам этого метода относится то, что при неоднократных замерах газового фактора могут быть получены различные их значения вследствие неточности замеров дебитов газа и нефти, изменения температуры окружающего воздуха и давления в сепараторе, неустановившегося характера фазовых превращении в сепараторе.

С точки зрения теорий аналитический метод расчёта сепарации газа от нефти является более обоснованным, но точность результатов таких расчётов во многом зависит от принятой методики расчётов и от выбора констант равновесия.

При расчёте сепарации нефти от газа используют следующие уравнения:

(1)

, (2)

где Yi - мольная концентрация i-го компонента в газовой фазе;

Xi - мольная концентрация i-го компонента в жидкой фазе;

Zi - мольная концентрация i-го компонента в исходной смеси;

ki - константы равновесия i-го компонента при известных температуре и давлении смеси в сепараторе;

L и N - мольная доля вещества соответственно в жидкой и газовой фазе.

Расчёты по уравнению (1) и (2) производят следующим образом:

1. выписывают данные о составе пластовой смеси по результатам лабораторных исследований;

2. выбирают условие сепарации по температуре и давлению;

3. выбирают графики или таблицы по константам равновесия применительно к интересующей нас системе;

4. по данным графиков определяют величины ki для каждого компонента при заданных давлениях и температуре;

5. задаются величиной N или L( N+L=1 ) и, решая одну из систем уравнения (1) или (2), находят или ;

Если или , то задача решена правильно и принятые величины N и L верны; если или , то другие принятые значения N и L неверны, тогда принимают другие значения этих величин и расчёт повторяют.

7.2 Расчёт газонефтяных сепараторов

Качество работы газонефтяных сепараторов первой ступени определяется в основном условиями работы осадительной и каплеуловительной секции. При этом эффективность сепарации газа оценивается удельным количеством капельной жидкости (нефти), уносимой потоком газа из сепаратора и характеризуемой коэффициентом уноса жидкости

Kж=Gж/Gг, (3)

где Gж - объёмный расход капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, м3/сут; Gг - объёмный расход газа на выходе из сепаратора, м3/сут.

При этом все объёмные расходы газа и жидкости приведены к давлению и температуре в сепараторе. Принимается также, что в сепараторе газообразная и жидкая фазы находятся в термодинамическом равновесии.

Рекомендуется при расчетах и проектировании газонефтяных сепараторов принимать

Kж 10-8, (4)

Технико-экономическое совершенство газонефтяных сепараторов определяется его пропускной способностью и металлоёмкостью. Максимально допустимую скорость (м/с) газового потока в гравитационных сепараторах при давлении сепарации рекомендуется определять по формуле

wF (p) 0,245p-0,5, (5)

где p - давление в сепараторе, МПа.

В вертикальных сепараторах допустимые скорости потока газа относятся к полному поперечному сечению сепаратора, а в горизонтальных к поперечному сечению аппарата, а не занятому жидкостью.

Таким образом, объёмная пропускная способность сепаратора по газу, приведённая к нормальным условиям, будет определяться следующим образом:

QFП = FwF (p)pTo/poTz, (6)

где F - площадь поперечного сечения потока газа в сепараторе; p - давление в сепараторе, МПа; T - температура в сепараторе, К; z - коэффициент сжимаемости реального газа;

po,To - нормальные давления и температура (po=0,1013 МПа, To=273 К).

В первом приближении, подставляя скорость и пренебрегая различием объёмов реального и идеального газов при давлениях первой ступени сепарации нефти на промыслах по 0,6 МПа, получают (м3/с)

, (7)

Можно пользоваться формулой, выражая Qгп в м3/сут

, (8)

Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепаратора по газу (8) пропускная способность его по жидкости (м3/с) должна быть не менее:

, (9)

где G(p) - отношение объёма газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе, к объёму нефти (объём газа приведён к нормальным условиям); B - обводнённость добываемой продукции.

Для заданных размеров газонефтяного сепаратора доля сечения, занятая потоком газа, должна удовлетворять неравенству

, (10)

где fг - доля поперечного сечения сепаратора, занятая потоком газа; D - диаметр газонефтяного сепаратора, м; Qж - объёмный расход жидкости, проходящий через сепаратор, м3/с.

7.3 Расчёт процесса сепарации нефти от газа в газонефтяных сепараторах первой ступени

В качестве исходных данных приняты результаты лабораторных исследовании пластовой смеси Мало-Балыкского месторождения, поступающего на ДНС. Расчеты проведены табличным методом по методике описанной в разделе 8.1. При определении констант равновесия давление в сепараторе принято равным 0,6 МПа, а температура равна среднегодовой температуре нефти в сепараторе 14оС.

Из результатов табличного расчёта плотность товарной нефти при температуре 14С равна:

кг/м3

Газовый фактор:

 м3/м3

Для примера приведём расчет по вышеописанной методике, но для случая одноступенчатой сепарации при давлении в сепараторе 0,1 МПа.

Определим плотность и газовый фактор смеси по следующим формулам:

кг/м3

м3/м3

Заключение

нефтегазовый пластовый месторождение

В результате проведённых расчётов определили, что в результате первой ступени сепарации газа при давлении в сепараторе 0,6 МПа и температуре 14оС, в составе смеси газа преобладает присутствие легких углеводородов (метан, этан, пропан). В жидкой же фазе содержится большее количество тяжёлых углеводородов (пентан, гексан, октан), не углеводородные компоненты пластовой смеси перешли после сепарации в большинстве в газообразное состояние. Газовый фактор при этом составляет 293,19 м3/м3, плотность нефти при этом равна 825,07кг/м3.

Из расчета сепарации газа при тех же условиях, но при давлении в газосепараторе равной 0,1МПа (случай одноступенчатой сепарации) получили, что в этом случае в составе жидкой смеси значительно уменьшается доля лёгких углеводородов. Плотность жидкой фазы при этом равна 858,03 кг/м3, газовый фактор 372,99 м3/м3.

Следовательно, при одноступенчатой системе разгазирования нефти происходит большая, по сравнению с многоступенчатой системой, потеря лёгких углеводородов из жидкой фазы. Поэтому, применение многоступенчатой системы разгазирования можно, с этой точки зрения, считать более совершенной технологией сепарации газа от нефти.

Литература

1. Технологическая схема разработки Мало-Балыкского месторождения. ТюменьНИПИнефть, 1992.

2. Отчёты отдела геологии, отдела добычи и разработки.

3. ”Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях” М.Н.Персиянцев, М.:”Недра” 1999 г.

4. ”Сбор и обработка нефти и газа на промысле” А.М. Лобков, М.: “Недра” 1968 г.

5. ”Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти”, В.П. Тронов, Казань: ”ФЭН” 1997 г.

Размещено на Allbest.ru