Выбор оптимального давления и температуры на первой ступени сепарации при подготовке нефти



В процессе сепарации из нефти выделяется попутный нефтяной газ и с этими газами отделяется бутан, пентан, гексан и другие тяжёлые газы, которые входят в состав бензина. Наша цель — снизить долю этих компонентов в попутном нефтяном газе.

Ключевые слова: сепарация, попутный нефтяной газ.

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, попутного нефтяного газа, пластовой воды, АСПО, минеральных солей и механических примесей. Такая продукция чаще всего непригодна для магистральной трубопроводной транспортировки от нефтепромысла до нефтеперерабатывающего завода. Поэтому скважинная продукция проходит специальную промысловую подготовку, которая включает такие процессы:

– отделение попутного газа;

– отделение воды;

– обессоливание нефти;

– стабилизация нефти.

Сепарация, то есть разделение продукции скважины на составляющие фазы, может начинаться в пласте. Например, отделение газа может начинаться при снижении пластового давления ниже давления насыщения на забойном участке скважины [1]. Чтобы иметь представление о выборе оптимального число ступеней сепарации, необходимо рассмотреть два способа разгазирования нефти — дифференциальный (многоступенчатый) и контактный.

При дифференциальном разгазировании понижение давления в каждой ступени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет за собой плавное выделение небольших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод смеси этих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.

При контактном разгазировании нефти в сепараторе происходит, наоборот, резкое снижение давления, в результате чего нефть кипит, при этом бурно выделяются легкие углеводороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых, которые при нормальных условиях (Р=0,101 МПа и t=0 ⁰C) являются жидкостями.

Из этого следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживаются давление насыщения или высокие давления (3–4 МПа), то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию (6–8 ступеней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую сепарацию нефти от газа [2].

Рассмотрим трехступенчатую сепарацию на Вынгапуровском месторождении.

Таблица 1

Компонентный состав пластовой нефти Вынгапуровского месторождения

Компоненты	Мольная доля компонента в нефти %
СО2	0,04
N2	0,34
CH4	27,75
C2H6	6,8
C3H8	11,82
и — C4H10	3,14
н — C4H10	5,71
и — C5H12	2,27
н — C5H12	2,57
С6+	39,56
Плотность, кг/ м3	817,4
Обводненность, %	72,5
Газовый фактор, м3/т	200

Вынгапуровское месторождение своей большей частью находится в пределах Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа в 104 км к западу от Ноябрьска. Нефти Вынгапуровского месторождения относятся к легким нефтям из-за высокого газовогоа фактора (свыше 100 м³/т).

Рассмотрим первую ступень трехступенчатой сепарации. Процесс первой ступени сепарации скважинной продукции происходит в дожимной насосной станции (ДНС). На первом этапе мы постепенно уменьшали рабочее давление на первой ступни сепарации (от 0,8 МПа до 0,4 МПа) при постоянной температуре 15 ^оС, при этом не изменяя давление и температуру на второй ступении сепарации (Р = 0,3 МПа, Т = 15^оС).

Таблица 2

Результаты расчетов компонентного состава попутного нефтяного газа на первой ивторой ступенях сепарации ДНС Вынгапуроского месторождения (мольные доли) по первому варианту

Компонент смеси	Первая ступень сепарации (15 ⁰C)
	0,80МПа	0,72Мпа	0,64МПа	0,56МПа	0,48МПа	0,4МПа
N2 (Азот)	0,0088	0,0085	0,0083	0,008	0,0077	0,0074
CO2 (Двуокись углерода)	0,001	0,001	0,0009	0,0009	0,0009	0,0009
CH4 (Метан)	0,6922	0,6773	0,6608	0,6424	0,6216	0,5978
С2Н6 (Этан)	0,13	0,1313	0,1323	0,1327	0,1325	0,1313
С3Н8(Пропан)	0,1118	0,1195	0,1279	0,137	0,1468	0,1571
i-С4Н10(i-бутан)	0,0174	0,019	0,021	0,0232	0,0259	0,0291
n-С4Н10(n-бутан)	0,0238	0,0262	0,0291	0,0327	0,0371	0,0425
i-С5Н12(i-пентан)	0,0028	0,0032	0,0036	0,0042	0,0049	0,0059
n-С5Н12(n-пентан)	0,0024	0,0027	0,003	0,0035	0,0042	0,0051
Остаток	0,0104	0,0118	0,0135	0,0158	0,0189	0,0234
Итого:	1,0005	1,0005	1,0005	1,0005	1,0005	1,0005
+	0,0568	0,0629	0,0703	0,0794	0,091	0,106

Таблица 3

Результаты расчетов компонентного состава попутного нефтяного газа на первой ивторой ступенях сепарации ДНС Вынгапуроского месторождения (мольные доли) по второму варианту

Компонент смеси	Первая ступень сепарации 0,8 МПа
	10 ⁰C	15 ⁰C	20 ⁰C	25 ⁰C	30 ⁰C
N2 (Азот)	0,009	0,0088	0,0085	0,0083	0,0081
CO2 (Двуокись углерода)	0,001	0,001	0,001	0,001	0,0009
CH4 (Метан)	0,7078	0,6922	0,6761	0,6594	0,6424
С2Н6 (Этан)	0,1293	0,13	0,1302	0,1301	0,1296
С3Н8(Пропан)	0,1036	0,1118	0,12	0,1282	0,136
i-С4Н10(i-бутан)	0,0157	0,0174	0,0192	0,0212	0,0232
n-С4Н10(n-бутан)	0,0211	0,0238	0,0266	0,0297	0,033
i-С5Н12(i-пентан)	0,0024	0,0028	0,0033	0,0039	0,0045
n-С5Н12(n-пентан)	0,002	0,0024	0,0028	0,0033	0,0039
Остаток	0,0086	0,0104	0,0127	0,0155	0,0189
Итого:	1,0005	1,0005	1,0005	1,0005	1,0005
+	0,0498	0,0568	0,0647	0,0736	0,0836

Из расчетов видно, что снижение давления и повешение температуры влияет отрицательно на потерю компонентов и выше. При давлении 0,8 МПа и температуре 15⁰C происходит максимальное выделение азота, двуокиси углерода, метана и этана [3]. Мы выбрали те показатели, которые соответствуют требованиям. По данным компании «КогалымНИПИнефть» и «ООО ЛУКОЙЛ– Западная Сибирь» температура флюидов на всех ступенях сепарации составляет 20⁰C. Обычно температура флюидов на всех ступенях сепарации принимается, исходя из фактических условий эксплуатации объекта, либо по расчету из проектов обустройства месторождения [4].

Литература:

1. 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.
2. Техника и технологии сбора и подготовки нефти и газа: Учебник. / Земенков Ю. Д., Александров М. А., Маркова Л. М., Дудин С. М., Подорожников С. Ю., Никитина А. В.// — Тюмень: Издательство, — 2015. — С.32–34.
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.
4. https://zs.lukoil.ru