Способы выделения газа из нефти. Способы разгазирования нефти


Способы выделения газа из нефти

Различают контактный и дифференциальный способы дегазации нефти.

При контактном способе порция исходной смеси помещается в герметичную ём­кость, в которой создают те или иные термобарические условия, поддерживаемые до тех пор, пока исходная смесь не придёт в состояние равновесия. Выделяющий­ся при этом газ непрерывно находится в контакте с жидкостью, т.е. отвод любого компонента недопустим. Разумеется, такое разгазирование не может иметь ника­кого практического применения, но при прочих равных условиях оно характери­зуется максимальным выходом нефти.

При дифференциальном разгазировании порция исходной смеси помеща­ется в герметичную ёмкость в которой поддерживаются определённые термоба­рические условия, причём, пока смесь не придёт в состояние равновесия; после чего давление в ёмкости начинают понижать, постепенно стравливая газ. Даже если этот процесс проводить очень медленно без нарушения равновесия он при прочих равных условиях будет характеризоваться меньшим выходом нефти по сравнению с контактным разгазированием. Разумеется, такое разгазирование так же не имеет никакого практического применения вследствии своей периодично­сти.

На практике применяют лишь разновидности дифференциального метода разгазирования, осуществляемые исключительно в неравновесных условиях. Принято различать так называемое однократное и многократное разгазирование. При однократном разгазировании исходная смесь непрерывно поступает в сепа­ратор, в котором поддерживаются определённая температура и давление, причём, выделившийся газ и дегазированная жидкость непрерывно отводятся. При прочих равных условиях, в этом случае выход нефти минимален и он тем ниже, чем больше перепад давления на входе и выходе сепаратора и чем выше в нём темпе­ратура. На практике подобное разгазирование применяют лишь в старых схемах обустройства углеводородных месторождении.

При многократном разгазировании исходная смесь непрерывно последова­тельно проходит ряд сепараторов (ступени сепарации), в каждом из которых под­держивается определённые температура и давление, причём, в каждой последую­щей ступени давление несколько ниже чем в предыдущей. Газы, выделившиеся на каждой ступени сепарации, непрерывно отводятся, а жидкость подаётся на cле-

дующую ступень сепарации. Таким образом, данная схема разгазирования пред­ставляет собой попытку приблизиться к истинно дифференцированному разгази-рованию. Чем больше ступеней сепарации, тем это приближение больше. При прочих равных условиях выход дегазированной нефти в этом случае выше чем при однократном разгазировании, но всё же меньше, чем при истинно дифферен­цированном, не говоря уже о контактном. На практике это самый распространён-

 

ный и современный способ разгазирования, причём, число ступеней дегазации в России достигает 4, а в Западных странах - 6.

Если разгазирование нефти осуществляется в сепараторах при небольших давлениях (4-9 атм), то расчеты разгазирования можно производить по извест­ному закону Рауля - Дальтона, гласящему, что парциальное давление 1-го компо­нента в паровой фазе (Р·уi) равно парциальному давлению того же компонента в жидкой фазе (xi·Pi):

P·yi=xi ·Pi (148)

где: р - общее давление в смеси;

Pi - давление насыщенного пара i-го компонента над жидкостью изэтого компонента;

уi и хi - мольные концентрации 1-го компонента соответственно в газо­вой и жидкой фазах в долях от единицы.

Уравнение Рауля - Дальтона позволяет зная температуру или давление смеси и состав одной из фаз, рассчитать состав другой фазы. В самом деле:

1. Пусть имеется состав некой жидкой фазы:

х1+х2 + х3 +… + хП= 1

Пусть данная жидкая фаза находится при некой известной температуре.Тогда, по справочным таблицам можно найти давление насыщенных паров каж­дого компонента: ™

р1; р2; рз ; … рп

Соответствующие произведения этих величин образуют ничто иное как парциальные давления компонентов в газовой фазе, а сумма этих произведений и есть общее давление:

Р = х1·Р1+х2·Р2 + х3·Рз+…+хп·Рп

т.е.:

P= (149)

Данное уравнение называют обычно уравнением начала однократного раз-газирования. Оно характеризует то давление при котором из нефти при данной

температуре начинают выделяться газообразные компоненты. Наконец, из урав­нения Рауля - Дальтона можно рассчитать состав второй фазы:

(150)

2. Пусть при некой температуре имеется состав газовой фазы находящейся при неком общем давлении Р, т.е.:

y1+y2+y3+…+yn=1

Тогда, соответствующие произведения этих величин на общее давление Р образуют парциальные давления каждого компонента в газовой фазе. Зная темпе­ратуру по справочным таблицам можно найти соответствующие значения давле­ния насыщенных паров компонентов и исходя из закона Рауля - Дальтона рассчи­тать состав второй фазы:

(151)

Преобразуем уравнение (151) следующим образом:

но:

значит и:

Тогда:

Р= (152)

Данное уравнение обычно называют уравнением конца однократного раз-газирования или уравнением начала однократной конденсации, т.к. оно характери­зует ту величину общего давления, при котором из насыщенных паров смеси при данной температуре начинает образовываться жидкость.

Если разгазирование осуществляется в сепараторах при давлениях более 9 атм., закон Рауля - Дальтона становится не применим и все расчеты ведут через константы фазового равновесия.

Константа фазового равновесия характеризуется отношением мольной до­ли i-го компонента в газовой фазе (уi) к мольной доле того же компонента в жид­кой фазе ( xi ) при данной температуре и давлении; т.е.:

Ki= =f(P,t) (153)

Из выше приведенного уравнения следует, что:

Тогда уравнение (11) может быть записано в виде:

(154)

Из уравнения (11) следует, что:

yi=Ki·xi (155)

xi= (156)

но:

тогда, уравнение (11) можно записать в виде:

(157)

Для количественной оценки распределения углеводородов между жидкой и газообразной фазой при данной температуре и давлении расчеты удобно произ­водить для 100 молей исходной углеводородной смеси с неким единым средним молекулярным весом.

Пусть zi - % содержание каждого углеводорода в смеси. L и V - число мо­лей соответственно жидкой и паровой фаз, т.е.:

L+V=100 (158)

и:

zi=L·xi+V·yi (159)

Откуда

Откуда

или для одного моля:

(160)

Таким образом, расчет сепарации газа от нефти с применением констант фазового равновесия сводится к следующим последовательным операциям:

1. Выясняют мольный состав углеводородной смеси, а так же давление и температуру при которых будет происходить сепарация;

2. По справочным графикам или таблицам находят константы фазового равновесия для каждого компонента в отдельности;

3. Задаются произвольной величиной молей газовой или жидкой фазы (обычно в пределах 0,45 - 0,55) и решая систему находят сумму xi и yi;

4. Если значения этих сумм равны единице, значит L и V выбраны пра­вильно; если нет, то задаются этими значениями вновь и расчет повторяют.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

СПОСОБЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ГАЗА ИЗ НЕФТИ — Студопедия.Нет

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 12Следующая ⇒

Различают контактный и дифференциальный способы дегазации нефти.

 

Контактный способ дегазации нефти.

При контактном способе порция исходной смеси помещается в герметичную ёмкость, в которой создаются определённые термобарические условия, поддерживаемые до тех пор, пока исходная смесь не придёт в состояние равновесия.

Выделяющийся при этом газ непрерывно находится в контакте с жидкостью, т.е. отвод любого компонента недопустим.

Разумеется, такое разгазирование не может иметь никакого практического применения, но при прочих равных условиях оно характеризуется максимальным выходом нефти.

 

Дифференциальный способ дегазации нефти

При дифференциальном разгазировании порция исходной смеси помещается в герметичную ёмкость, в которой поддерживаются определённые термобарические условия до тех пор, пока исходная смесь не придёт в состояние равновесия.

Затем, давление в ёмкости начинают плавно понижать, стравливая газ, стараясь при этом не нарушать равновесия.

Разумеется, такое разгазирование не может иметь никакого практического применения вследствие своей периодичности, и при прочих равных условиях оно характеризуется меньшим выходом нефти по сравнению с контактным разгазированием.

На практике применяют лишь две разновидности дифференциального метода разгазирования, осуществляемые в неравновесных условиях.

Принято различать, так называемое,  однократное и многократное (многоступенчатое) разгазирование.

 

Однократный способ дегазации нефти

При однократном разгазировании исходная смесь непрерывно поступает в сепаратор, в котором поддерживается определённая температура и давление.

Выделившийся газ и дегазированная жидкость непрерывно отводятся.

При прочих равных условиях, в этом случае выход нефти минимален и он тем ниже, чем больше перепад давления на входе и выходе сепаратора и чем выше в нём температура (потери нефти, уносимой вместе с газом в виде паро–капельной смеси достигают 3 – 4 % масс.).

Подобное разгазирование применяют лишь в старых схемах обустройства углеводородных месторождений.

 

Многократный (многоступенчатый) способ дегазации нефти

При многократном (многоступенчатом) разгазировании исходная смесь непрерывно последовательно проходит ряд сепараторов (ступени сепарации), в каждом из которых поддерживается определённая температура и давление, причём, в каждой последующей ступени давление несколько ниже, чем в предыдущей.

Газы, выделившиеся на каждой ступени сепарации, непрерывно отводятся, а жидкость подаётся на следующую ступень сепарации.

Таким образом, данная схема разгазирования представляет собой попытку приблизиться к истинно дифференцированному разгазированию.

Чем больше ступеней сепарации, тем это приближение больше.

При прочих равных условиях выход дегазированной нефти в этом случае выше, чем при однократном разгазировании, но всё же меньше, чем при истинно дифференцированном, не говоря уже о контактном.

Это самый распространённый и современный способ разгазирования, причём, число ступеней дегазации в РФ достигает 4, а в Западных странах – 6.

5.СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ И РЕЖИМЫ ИХ РАБОТЫ

Общие сведения

При современном централизованном сборе продукции скважин каждая ступень сепарации представляет собой отдельную самостоятельную установку, состоящую из нескольких параллельно работающих сепараторов.

При этом, как правило, вторая и последующие ступени сепарации монтируются в непосредственной близости друг от друга; часто на одной площадке ЦПС или даже на площадке УКПН.

Первая же ступень сепарации, как правило, достаточно удалена и связана с ДНС,

Кроме того, расстояние от добывающих скважин, как правило, тоже достаточно велико,  даже де первой ступени сепарации.

В результате, к моменту подхода продукции скважин к установке первой ступени сепарации давление в трубопроводе, как правило, уже существенно ниже давления насыщения.

А раз так, то продукция в трубопроводе находится, по крайней мере, в двухфазном состоянии, т.е. уже имеется свободный газ.

При этом возможны следующие ситуации:

1. Если темп падения давления в сборном коллекторе небольшой, а длительность пребывания продукции в нём значительна, то продукция поступает на сепарацию в состоянии близком к равновесному.

2. Если темп падения давления в сборном коллекторе значителен, а длительность пребывания продукции в нём невелика, то продукция поступает на сепарацию в неравновесном состоянии.

В первой ситуации возможно два варианта:

1. На сепарационной установке дальнейшего снижения давления не осуществляют, т.е. используют её лишь для механического разделения фаз.

При этом, процесс сепарации не сопровождается осложнениями даже если нефть обладает метастабильными свойствами, т.к. процесс разделения фаз завершен уже в трубопроводе.

2. На сепарационной установке осуществляют дальнейшее снижение давления, т.е. продолжают процесс разгазирования.

При этом, если нефть метастабильна и склонна к пенообразованию, то в сепарационной аппаратуре образуется обильная пена, резко снижающая качество сепарации, т.к. она ведёт к резкому повышению количества капельной нефти в отходящем газе и сохранению в нефти на выходе с установки значительного количества растворённого и окклюдированного газа, что объясняется высоким гидростатическим сопротивлением пенного слоя, имеющего свойства вязкоупругой жидкости.

Во второй ситуации так же возможно два аналогичных варианта,  но при любом из них будет наблюдаться выделение добавочного количества газа с образованием пенного слоя.

Помимо пенообразования на эффективность работы сепарационных установок большое влияние оказывает характер движения газо – жидкостной смеси в подводящих трубопроводах.

Наилучшее разделение фаз достигается при равномерном поступлении смеси.

Однако, чаще всего, продукция скважин движется в виде газовых и жидкостных пробок.

При этом наблюдаются значительные пульсации давления и неравномерная подача газо – нефтяной смеси в сепаратор.

В результате, перегрузка аппаратуры по той или иной фазе может достигать трёхкратного значения, а сама аппаратура испытывает сильную вибрацию.

 

Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 14; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ

studopedia.net

Процесс - разгазирование - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Процесс - разгазирование

Cтраница 1

Процесс разгазирования ( испарения) нефтей может происходить уже непосредственно в пластовых условиях при понижении давления в пласте ниже давления насыщения. В дальнейшем этот процесс более интенсивно проявляется при движении нефти по стволу скважины, в нефтесборных трубопроводах, депульсаторах, сепараторах I и II ступени, а также в аппаратах промежуточной и концевой ступени сепарации после термохимических и термоэлектрохимических установок по обезвоживанию или обессоливанию нефти.  [1]

Процесс разгазирования выработки сложен и опасен. Неправильные действия при разгазированни могут привести к взрывам газа или отравлению людей.  [2]

Процесс разгазирования пластовой нефти снижением давления ниже давления насыщения совместно с заводнением - один из вариантов водогазового воздействия. Для исследования эффективности такого процесса также проведены экспериментальные исследования.  [4]

Процесс разгазирования модели пластовой нефти называется КОНТАКТНЫМ, если компонентный состав системы вне зависимости от ее агрегатного состояния сохраняется постоянным при любом давлении в ней.  [5]

Рассмотрим процесс разгазирования жидкости, в которой растворено 5 газовых компонентов.  [6]

Рассмотрим процесс разгазирования насыщенного конденсата при различных условиях. Расчеты выполнены для условий: давления абсорбции - 40 и 50 кгс / см2; давление и температура раз-газирования соответственно - 1 кгс / см2, 3 кгс / см2, 25 кгс / см2 и - 20 С, 0 С, 20 С.  [7]

Понимание процессов разгазирования необходимо для правильного контроля за режимом работы пласта и скважины.  [8]

Особенности процесса разгазирования в трубопроводе - это большая скорость движения смеси ( до 10 - 15 м / с), непрерывное снижение давления по ходу движения и наличие интенсивного перемешивания жидкости. Эти особенности позволяют предполагать, что в трубопроводе равновесие фаз отсутствует.  [9]

В процессе разгазирования по мере движения водо-нефтяной смеси по стволу скважины давление непрерывно уменьшается. Когда оно становится ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ, объем которого непрерывно увеличивается. При этом происходит интенсивное перемешивание нефти и воды, а также дробление последней. Часть воды будет испаряться в пузырьки выделяющегося газа, влаго-емкость которого по мере снижения давления возрастает.  [10]

Рассмотрим теперь процесс разгазирования неподвижного объема многокомпонентной газожидкостной смеси.  [11]

Рассмотрим теперь процесс разгазирования неподвижного объема многокомпонентной газожидкостной смеси. Дисперсная фаза представляет собой пузырьки небольших размеров.  [13]

При расчете процесса разгазирования дистиллята в емкости орошения, в верху колонны добавляется одна тарелка. На этой тарелке температура и давление принимаются ранными, соответственно, температуре и давлению в емкости орошения.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru