В процессе сепарации из нефти выделяется попутный нефтяной газ, а с ним отделяется также бутан, пентан, гексан и другие тяжёлые углеводороды, которые входят в состав бензина. Наша цель — снизить долю этих компонентов в попутном нефтяном газе.
Ключевые слова: сепарация, мольный состав нефти, мольная доля отгона.
Специфика разновидностей нефтегазосбора обычно связана со схемой размещения скважин, с объёмами добычи, устьевыми давлениями скважин, составом пластовой продукции, расположением линий электропередачи и транспортных магистралей, а также с топографической картой местности, на которой расположен промысел. Месторождения Западной Сибири имеют свои системы нефтегазосбора. В этих системах нашли применение комплексные сборные пункты (КСП), на которых происходят частичная подготовка нефти и ее откачка на центральный сборный пункт (ЦСП) или на центральный пункт подготовки нефти (ЦППН). Сепарация газа осуществляется в две-три ступени. Сепарация первой ступени происходит на КСП (ДНС) при давлении 0,4- 0,8 МПа. Газ поступает на ГПЗ, удаленный на расстояние 100 и более км. В обводненную продукцию вводят деэмульгатор. В зависимости от конкретных условий:
– всю обводненную нефть на ЦППН сепарируют и обезвоживают;
– проводят частичное обезвоживание нефти;
– подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии без применения насосов.
Иногда ведется раздельная подготовка безводной и обводненной нефти. В состав КСП входят установка предварительного сброса воды и отбора газа, нагреватели и отстойники (электродегидраторы) для глубокого обезвоживания нефти. Горячую воду из отстойников подают в трубопровод перед первой ступенью сепарации. На ЦППН осуществляются вторая и третья ступени сепарации газа [1].
Чтобы определить мольный состав нефти из блока сепаратора (из первой ступени сепарации) необходимо знать молярной состав сырой нефти, молярную концентрацию газа из сепаратора и мольную долю отгона. На первой ступени сепарации мы определили оптимального давления (0,8 МПа) и температуры (15 оС).
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:
, (1.1)
где 
- мольная доля i- го компонента в исходной эмульсии;
— мольная доля i- го компонента в образовавшейся газовой фазе;
— константа фазового равновесия i- го компонента;
— мольная доля отгона.
Поскольку 
=1, то по уравнению (1.1) получим:
(1.2)
Уравнение (1.2) используется для определения методам последовательного приближения мольной доли отгона 
при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.
Путём подбора определили такую величину 
при которой выполнится условие =1.
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 37,85 молей газа. В таблице 1 приведены расчёты [2].
Таблица 1
|
Компонент смеси |
Молярный состав сырой нефти (z) |
N'=37,85 |
Моли
|
z- |
Мольный состав нефти
|
|
N2 (Азот) |
0,34 |
0,0088 |
0,009 |
0,3312 |
0,53 |
|
CO2 (Двуокись углерода) |
0,04 |
0,001 |
0,037 |
0,0027 |
0,0043 |
|
CH4 (Метан) |
27,75 |
0,6922 |
26,199 |
1,5511 |
2,48 |
|
С2Н6 (Этан) |
6,80 |
0,13 |
4,419 |
1,881 |
3,01 |
|
С3Н8(Пропан) |
11,82 |
0,1118 |
4,232 |
7,59 |
12,15 |
|
i-С4Н10(i-бутан) |
3,14 |
0,0174 |
0,659 |
2,48 |
3,97 |
|
n-С4Н10(n-бутан) |
5,71 |
0,0238 |
0,899 |
4,81 |
7,7 |
|
i-С5Н12(i-пентан) |
2,27 |
0,0028 |
0,107 |
2,16 |
3,46 |
|
n-С5Н12(n-пентан) |
2,57 |
0,0024 |
0,090 |
2,48 |
3,97 |
|
Остаток |
39,56 |
0,0104 |
0,395 |
39,16 |
62,71 |
|
Итого: |
100 |
1,0005 |
37,546 |
62,45 |
100,00 |
|
|
- |
0,0568 |
- |
- |
- |
+
Нефть, полученная из блока сепаратора, проходит вторую ступень сепарации. Содержание углеводородов (
) в нефтяной эмульсии приведены в таблице 1. По перечисленным выше данным определим мольную долю отгона N' для второй ступени сепарации. Давление второй ступени берём в пределах 0,3–0,5 МПа, а температуру – 15–35 оС.
Результаты расчетов компонентного состава попутного нефтяного газа на второй ступени сепарации Вынгапурского месторождения (мольные доли) по первому варианту [3] сведены в таблицу 2.
Таблица 2
|
Компонент смеси |
Вторая ступень сепарации (15 ⁰C) | ||||
|
N'=2,39 |
N'=2,973 |
N'=3,682 |
N'=4,585 |
N'=5,805 | |
|
0,5 МПа |
0,45 МПа |
0,4 МПа |
0,35 МПа |
0,3 МПа | |
|
N2 (Азот) |
0,0041 |
0,0036 |
0,0031 |
0,0026 |
0,0022 |
|
CO2 (Двуокись углерода) |
0,0009 |
0,0008 |
0,0007 |
0,0007 |
0,0006 |
|
CH4 (Метан) |
0,5439 |
0,5053 |
0,4607 |
0,4099 |
0,3527 |
|
С2Н6 (Этан) |
0,1824 |
0,1930 |
0,2032 |
0,2116 |
0,2158 |
|
С3Н8(Пропан) |
0,1770 |
0,1952 |
0,2170 |
0,2434 |
0,2752 |
|
i-С4Н10(i-бутан) |
0,0281 |
0,0312 |
0,0350 |
0,0398 |
0,0460 |
|
n-С4Н10(n-бутан) |
0,0385 |
0,0428 |
0,0482 |
0,0551 |
0,0640 |
|
i-С5Н12(i-пентан) |
0,0046 |
0,0051 |
0,0058 |
0,0067 |
0,0079 |
|
n-С5Н12(n-пентан) |
0,0039 |
0,0043 |
0,0049 |
0,0056 |
0,0066 |
|
Остаток |
0,0171 |
0,0191 |
0,0217 |
0,0250 |
0,0295 |
|
Итого: |
1,0004 |
1,0005 |
1,0004 |
1,0004 |
1,0004 |
|
|
0,0921 |
0,1026 |
0,1156 |
0,1322 |
0,1540 |
Таблица 3
|
Компонент смеси |
Вторая ступень сепарации (0,5МПа) | ||||
|
N'=2,39 |
N'=2,853 |
N'=3,4 |
N'=4,056 |
N'=4,859 | |
|
15 °С |
20 °С |
25 °С |
30°С |
35 °С | |
|
N2 (Азот) |
0,0041 |
0,0036 |
0,0032 |
0,0028 |
0,0024 |
|
CO2 (Двуокись углерода) |
0,0009 |
0,0008 |
0,0008 |
0,0008 |
0,0007 |
|
CH4 (Метан) |
0,5439 |
0,5049 |
0,4634 |
0,4202 |
0,3757 |
|
С2Н6 (Этан) |
0,1824 |
0,1885 |
0,1933 |
0,1961 |
0,1966 |
|
С3Н8(Пропан) |
0,1770 |
0,1969 |
0,2184 |
0,2412 |
0,2650 |
|
i-С4Н10(i-бутан) |
0,0281 |
0,0316 |
0,0355 |
0,0398 |
0,0445 |
|
n-С4Н10(n-бутан) |
0,0385 |
0,0436 |
0,0494 |
0,0559 |
0,0632 |
|
i-С5Н12(i-пентан) |
0,0046 |
0,0054 |
0,0063 |
0,0073 |
0,0085 |
|
n-С5Н12(n-пентан) |
0,0039 |
0,0045 |
0,0053 |
0,0063 |
0,0074 |
|
Остаток |
0,0171 |
0,0206 |
0,0249 |
0,0301 |
0,0364 |
|
Итого: |
1,0004 |
1,0005 |
1,0004 |
1,0005 |
1,0004 |
|
|
0,0921 |
0,1057 |
0,1214 |
0,1394 |
0,1600 |
Исходя из полученных данных, мы сможем сказать, что со снижением давления и с увеличением температуры потеря углеводородов (
и выше увеличивается. Полученные результаты показывают, что давление в 0,5 МПа и температура 15⁰C считаются оптимальными, при этом мольная доля отгона равняется 2,39. Это число показывает, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 2,39 молей газа.
Литература:
- Техика и технология добычи и подготовки нефти и газа: Учебное пособие. Ибрагимов Г. З., Артемьев В. Н., Иванов А. И., Кононов В. М. Издательство МГОУ, 2005. — C.213–216.
- Леонтьев С. А., Галикеев Р. М., Фоминых О. В. Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважинной продукции: учебное пособие. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. с.52–55.
3. Марченко А. Н., Леонтьев С. А., Фоминых О. В. Обоснование рациональных технологических параметров подготовки скважинной продукции вынгапуровского месторождения // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 3.с.211–219.
