Техника и технология сепарации нефти от газа

 

Введение

 

Одной из важнейших проблем при эксплуатации газопроводов является образование газогидратов. Отлагаясь на внутренних стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность и могут привести к аварийной остановке эксплуатации газопровода. Затраты нефтегазовых компаний на предупреждение и борьбу с газогидратными пробками составляют значительную часть стоимости эксплуатации месторождений и транспорта газа. Поэтому сокращение эксплуатационных затрат на предупреждение и борьбу с гидратообразованием в промысловых системах добычи газа и дальнейшего его транспорта вызывает немалый интерес со стороны многих добывающих и эксплуатирующих компаний нефтегазовой отрасли [8].

Очень важно знать места возможного гидратообразования в системе добычи газа, чтобы своевременно предупредить или ликвидировать гидратные пробки. Для обнаружения зон гидратообразования и их своевременного предотвращения необходимо знать состав транспортируемого газа, его плотность, изменение температуры и давления в газопроводе, влажность газа. По составу, давлению и температуре газа определяются условия образования гидратов, а по влагосодержанию — возможность образования гидратов в данных условиях.

1. К причинам образования гидратов относят в том числе недостаточную очистку газа перед подачей его в газопровод и неправильное распределение давления по длине трубопровода. Поэтому в рамках данной курсовой работы предлагается выяснить, как условия сепарации (давления сепарации) влияют на гидратообразование по длине газопровода. Параллельно будет рассматриваться влияние давления на этот процесс. 
   Теоретические основы расчета фазового равновесия углеводородных смесей.

 

Максимальное выделение из нефти углеводородов и сопутствующих газов наступает при равновесном состоянии между нефтью и газом, т. е. когда давление и температура в каждой точке газа и нефти постоянные. Пока такого состояния нет, система не может находиться в равновесии. Незначительное изменение давления или температуры в какой-либо точке (или зоне) системы, находящейся в равновесии, приведет к нарушению равновесного состояния, которое может продолжаться до тех пор, пока указанное изменение давления или температуры не распространится на весь объем жидкой и газовой фаз. После этого давление и температура в системе станут опять постоянными по всему объему обеих фаз и наступит опять равновесное состояние. Но оно будет отличным от первого как по температуре или давлению, так и по количеству и составу газовой фазы. Продолжительность установления равновесного состояния и перехода от одного равновесного состояния в другое зависят от степени термостатирования системы, от величины изменения температуры и давления, от массы нефти и газа и от соотношения их масс.

Строго говоря, равновесного состояния между газом и нефтью в природе не может быть. Оно может очень приближаться к нему, беспрерывно нарушаться вследствие изменения температуры или давления в какой-либо точке (или зоне) системы и устанавливаться вновь. Поэтому систему, в которой быстро чередуются друг за другом равновесные состояния при бесконечно малых изменениях давления и температуры, называют также равновесной.

Приведенные рассуждения относятся к условиям, в которых нефть и газ находятся в неподвижном состоянии. Встряхивание нефти ускоряет процесс приведения системы в равновесное состояние. В промысловых газосепараторах нефть и газ поступают непрерывно, а иногда пульсирующим потоком, с температурой и давлением несколько отличными, чем установленными в газосепараторе, и вывод их происходит относительно быстро. Эти явления, а также различное влияние внешней среды (солнечные лучи, ветер и др.) не способствуют установлению равновесного состояния системы нефть–газ в газосепараторе. Вследствие этого углеводороды и сопутствующие газы не могут полностью выделиться из нефти даже при температуре газовой фазы выше температуры нефти, что имеет место в летнее время под влиянием солнечных лучей. Поэтому в нефти могут оставаться больше, чем это следует по закону межфазного равновесия, углеводородов, азота, обладающих относительно высоким давлением насыщенных паров.

Влияние неравновесных условий на величину газового фактора и состав газа при сепарации должно зависеть от условий сепарации и состава нефти и особенно от количества в ней азота.

В практике сбора и обработки нефти и газа приходится решать задачи распределения углеводородов между газом и нефтью, например при сепарации газа, испарении и нагреве нефти, извлечении углеводородов из нефти и газа, конденсации газа и пр. Это может быть осуществлено путем расчета или экспериментально. При расчете исходят из предположения, что система газ–нефть находится в равновесных условиях при заданных давлении и температуре. Это предположение может привести иногда к значительным расхождениям по составу газа, особенно если содержание азота в одной из фаз составляет 30% мольных и более.

 

1. Коэффициенты распределения

 

Коэффициентом распределения или константой равновесия i-го компонента смеси Кi. называют отношение молярной доли этого компонента в паровой фазе yi к его молярной доле в жидкой фазе хi:

 

.

(1.1.1)

 

Термин «коэффициент распределения» не получил широкого распространения. Значительно чаще используются термины «константа фазового равновесия» или «константа равновесия».

Пусть паровая фаза подчиняется законам идеальных газов. В этом случае справедлив закон Дальтона, и летучесть компонента равна его парциальному давлению fi = yi∙p, где р — общее давление, уi — молярная доля компонента в паровой фазе.

Предположим, что жидкая фаза является идеальным раствором и подчиняется закону Рауля в его первоначальной формулировке

 

,

(1.1.2)

 

где — парциальное давление компонента в системе; — давление насыщенного пара чистого компонента; хi — молярная доля компонента в растворе.

Если в формуле (1.1.2) парциальное давление на летучесть и приравнять летучести компонента в паровой и жидкой фазах, то получим следующее выражение для коэффициента распределения i-го компонента:

 

,

(1.1.3)

 

т.е. при принятых предположениях коэффициент распределения зависит только от общего давления и давления насыщенного пара чистого i-го компонента при данной температуре. Если соблюдаются законы Дальтона и Рауля (1.1.2), то на значении Кi не сказывается то, с какими веществами и в какой пропорции данный компонент образует смесь. Отсюда и возник прочно вошедший в употребление термин «константа равновесия». Этот термин неудачен, так как паровая и жидкая фазы реальных систем не подчиняются законам Дальтона и Рауля, и значения коэффициентов распределения компонентов зависят не только от термобарических условий, но и от состава смеси.

Значения коэффициентов распределения, рассчитываемые с использованием выражения (1.1.3), называют идеальными константами равновесия. Они применяются как начальные приближения коэффициентов распределения при решении задач расчета парожидкостного равновесия многокомпонентных систем. Например, если для упругости насыщенных паров использовать формулу

 

,

(1.1.4)

 

то, подставив ее в уравнение (1.1.3) и зная такие характеристики вещества, как ацентрический фактор ω, критические температура Тc давление рс, можно рассчитать идеальные константы равновесия.

Очевидно, что давление насыщенного пара имеет физический смысл лишь при температуре ниже критической. Поэтому при Т > значение надо рассматривать лишь как формальную экстраполяцию [2].

 

2. Определение составов фаз равновесных двухфазных многокомпонентных систем

 

При движении газоконденсатной смеси в пласте и промысловых сооружениях, когда скорость установления термодинамического равновесия между фазами смеси значительно превышает скорость изменения давления или температуры, паровая и жидкая фазы находятся в термодинамическом равновесии.

Если многокомпонентная многофазная неоднородная по форме, структуре и размерам молекул система, помещенная в замкнутое пространство, находится в термическом (без изменения температуры) и механическом (без изменения давления) равновесии, то в этой системе все же возможен переход вещества из одной фазы в другую. Изменение числа молей ni любого компонента i в какой-либо однородной фазе j всей системы вызывает изменение изобарно- изотермического потенциала этой фазы

 

,

(1.2.1)

 

где Uf, Sf и Vf — внутренняя энергия, энтропия и объем однородной фазы соответственно.

Гиббс показал, что термодинамическое равновесие между фазами неоднородной системы наступает в том случае, когда изобарно- изотермический потенциал системы достигает своего минимального значения:

 

,	(1.2.2)

 

где

.

(1.2.3)

 

Таким образом, в условиях термодинамического равновесия происходит равновесный массообмен компонентов между фазами, т. е. количество каждого компонента, перешедшего из первой фазы во вторую за данный промежуток времени, равно количеству, перешедшему из второй фазы в первую за тот же промежуток времени.

В замкнутом объеме при термодинамическом равновесии масса или число молей каждого компонента в системе остаются неизменными.

Производная , т. е. приращение изобарно-изотермического потенциала данной фазы системы при увеличении данного вещества на единицу при постоянных энтропии, объеме и числе молей остальных компонентов пк, получила название «химический потенциал». Химическим потенциалом вещества φ называется удельный (в расчете на единицу массы) изобарно-изотермический потенциал

 

,

(1.2.4)

 

 

где i и S — удельные (в расчете на единицу массы) энтальпия и энтропия соответственно.

Химический потенциал можно выразить через различные термодинамические функции, например

 

.

(1.2.5)

 

 

Для однокомпонентного чистого вещества производная химического потенциала но давлению равна молярному объему этого вещества:

 

.

(1.2.6)

 

 

Удельный массовый изобарно-изотермический (химический) потенциал φ позволяет рассчитать изменение характеристической функции любой системы при изменении количества вещества в системе.

При термодинамическом равновесии давления, температуры и химические потенциалы каждого компонента во всех фазах равны:

 

; ; .

(1.2.7)

 

 

При невысоких давлениях и температурах справедливо уравнение Дальтона—Рауля о равенстве парциальных давлений компонентов в паровой и жидкой фазах:

 

,

(1.2.8)

 

 

где yi, xi — молярные концентрации i-го компонента в паровой и жидкой фазах соответственно; р — давление паров смеси; Qi — упругость насыщенных паров i-го компонента в чистом виде при заданной температуре системы.

Давление паров смеси над жидкостью в условиях термодинамического равновесия складывается из парциальных давлений компонентов, входящих в жидкость:

 

.

(1.2.9)

 

 

Из уравнения равновесия (1.8) следует, что распределение углеводородов между фазами двухфазной равновесной системы протекает в соответствии с упругостью насыщенных паров углеводородов и их молярными концентрациями.

При нарушении равновесия в системе вследствие изменения температуры или давления начинается перераспределение углеводородов между фазами, которое происходит до тех пор, пока парциальные давления каждого компонента в паровой и жидкой фазах не сравняются.

Углеводороды, обладающие при данной температуре упругостью насыщенных паров Q большей, чем общее давление р системы, будут иметь более высокую концентрацию в паровой фазе, чем в жидкой, и, наоборот, углеводороды с давлением насыщенных паров меньшим, чем давление паров смеси, будут иметь более высокую концентрацию в жидкой фазе, чем в паровой. Следовательно, состояние углеводородов, находящихся в смеси, определяется не только давлением и температурой, но еще и составом фаз.

Используя законы Дальтона—Рауля, зная температуру и давление, при которых находится смесь, по концентрации компонента в одной фазе можно найти его концентрацию в другой.

Действительно, пусть задан состав жидкой фазы

 

,

(1.2.10)

 

 

где х1, х2, …, xп — молярные концентрации соответствующих компонентов в жидкой фазе, доли единицы.

Пусть упругости насыщенных паров компонентов при заданной температуре Q1, Q2, …, Qп. Давление паров такой смеси по закону Рауля будет

 

,

 

 

 

или

,

 

где x1Q1, x2Q2, …, xnQn — парциальные давления компонентов в жидкой фазе.

Определив давление паров жидкой смеси р, концентрацию всех компонентов в равновесной паровой фазе можно найти по уравнению

 

.

 

Если же известен состав паровой фазы, то состав равновесной жидкой фазы можно также определить, используя уравнение Дальтона—Рауля.

Пусть задан состав паровой фазы смеси

 

,

 

где y1, y2, …, yп — молярные концентрации углеводородов в паровой фазе, доли единицы.

Определить общее давление в системе, как в предыдущем случае нельзя, так как неизвестен состав жидкой фазы. Давление ларов смеси по данным состава паровой фазы можно определить, исходя из следующего.

Для каждого компонента можно написать

 

, , .

 

Суммируя концентрации компонентов в жидкой фазе, получим

 

.

 

Отсюда давление паров смеси, если известен состав паровой фазы, можно определить из соотношения

 

.

(1.2.11)

 

 

Определив по этой формуле давление паров смеси р, концентрацию компонентов в жидкой фазе находят из соотношения

 

 

.

 

Решение двухфазных многокомпонентных систем, при котором определяются только составы паровой и жидкой фаз. не позволяет определить молярные доли паровой и жидкой фаз, рассчитать материальный баланс работы сепараторов, конденсаторов, испарителей, разделительных колонн, процессов сжатия и охлаждения углеводородных газов [3].

 

3. Уравнения фазовых концентраций

 

Пусть N-компонентная смесь состава ηi разделилась на паровую фазу состава уi и находящуюся с ней в равновесии жидкую фазу состава xi. Молярная доля паровой фазы равна V, а жидкой фазы — L. Запишем уравнение материального баланса для i-го компонента смеси

 

.

(1.3.1)

 

 

Поскольку V + L = 1, то заменим в уравнении (1.3.1) L на (1–V). Кроме того, учтем определение (1.1.1) и заменим уi, на произведение Kixi. Тогда из уравнения (1.3.1) получим

 

(1.3.2)

 

и

 

.

(1.3.3)

 

 

Уравнения (1.3.2) и (1.3.3) называют уравнениями фазовых концентраций компонентов смеси. Они позволяют определить молярные доли компонентов в паровой и жидкой фазах смеси состава ηi при заданных значениях коэффициентов распределения Ki и известном значении молярной доли паровой фазы V.

Поскольку и , то и с учетом выражений (1.3.2) и (1.3.3) можно записать следующее уравнение для расчета молярной доли паровой фазы V смеси состава ηi при заданных значениях Кi:

 

.

(1.3.4)

 

 

Уравнение (1.3.4) также называется уравнением фазовых концентраций. Функция F(V) является монотонно убывающей, поскольку

 

.

(1.3.5)

 

 

Это свойство функции F(V) используется при решении задач расчета парожидкостного равновесия многокомпонентных систем. В частности, в зависимости от значения корня функции F(V) получают следующие критерии фазового состояния смеси состава ηi, соответствующие заданным коэффициентам распределения.

1. V < 0. Этот случай соответствует однофазному ненасыщенному жидкому состоянию. F(0) < 0 и, следовательно, необходимым критерием того, что при заданных значениях коэффициентов распределения смесь находится в ненасыщенном жидком состоянии, является выполнение условия

 

.

(1.3.6)

 

 

2. V = 0. Этот случай соответствует насыщенному жидкому состоянию (точка кипения). F(0) = 0.

Имеем следующее необходимое условие однофазного насыщенного жидкого состояния:

 

.

(1.3.7)

 

3. 0 < V < 1. Этот случай соответствует двухфазному парожидкостному состоянию. F(0) > 0, F(1) < 0. Следовательно, необходимые условия двухфазного состояния имеют вид

 

; .

(1.3.8)

 

4. V = 1. Этот случай соответствует однофазному насыщенному состоянию (точка росы). F(l) = 0. Отсюда следует необходимое условие существования смеси в насыщенном газовом состоянии

 

.

(1.3.9)

 

5. V > 1. Этот случай соответствует однофазному ненасыщенному газовому состоянию. F(l) > 0. Отсюда вытекает необходимое условие существования смеси в ненасыщенном газовом состоянии

 

.

(1.3.10)

 

Подчеркнем, что полученные критерии идентификации фазового состояния смеси являются необходимыми, но не достаточными. Критерии (1.3.7), (1.3.8), (1.3.9) являются достаточными только в том случае, если коэффициенты распределения соответствуют составам равновесных фаз, т.е. тем составам, при которых летучести каждого компонента в паровой и жидкой фазах равны. Неравенства (1.3.6) и (1.3.10) используются только как вспомогательные критерии в процессе решения задач расчета давления начала кипения и давления начала конденсации многокомпонентной системы методом последовательных приближений. Очевидно, что входящие в неравенства (1.3.6) и (1.3.10) значения коэффициентов распределения не могут соответствовать равновесным составам фаз, так как эти неравенства являются критериями однофазного ненасыщенного состояния смеси, т.е. того состояния, при котором фазовое равновесие невозможно [2].

 

2. Конструкции двухфазных сепараторов.

 

Принцип действия сепарационных процессов основан на изменении фазовых соотношений систем при изменении параметров системы, т. е. это процесс извлечения легких углеводородов многократным или однократным испарением при снижении давления.

Попутный газ отделяют от нефти в два этапа, разделенных во времени и пространстве: первый этап осуществляется при промысловой подготовке нефти в сепараторах различного давления гравитационным разделением. Полного отделения газа при этом не происходит. В нефти остается в растворенном состоянии до 1,5—2,0 % углеводородов С|—С4. Для более глубокого извлечения легких фракций нефть направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок являются стабильная нефть и газоконденсат.

Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов.

Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом: при увеличении давления в сепараторе уменьшается содержание пропана, бутанов, пентанов и высших углеводородов, увеличивается содержание метана.

На количество и состав выделяющегося газа существенно влияет температура сепарации. С повышением температуры увеличивается количество выделяющегося газа, а также содержание в нем тяжелых углеводородов. При изменении режима сепарации на практике, как правило, температуру нефтегазовой смеси искусственно не меняют. Поэтому влияние температуры на процесс сепарации связано с изменением температуры окружающей среды и дебита скважины.

На унос углеводородов с газом влияет также расход нефти в сепараторах, особенно при сепарации в вертикальных гравитационных сепараторах. Увеличение расхода нефти приводит к резкому возрастанию уноса газа вместе с нефтью, так как часть газа не успевает выделиться. Количество уносимого газа тем больше, чем выше скорость движения нефти. При сепарации больших количеств газонефтяной смеси приходится увеличивать число сепараторов.

Газовый фактор сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и изменение расхода нефти.

С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при постоянной пропускной способности сепаратора [4].

В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие четыре секции (рис. 1).

I. Основная сепарационная  секция, служащая для выделения  из нефти газа. На работу сепарационной  секции большое влияние оказывает  конструктивное оформление ввода  продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование различного рода  насадок – диспергаторов, турбулизирующих  ввод газожидкостной смеси).

II. Осадительная секция, в  которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с  небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.

III. Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение  в сепараторе и предназначенная  как для сбора, так и для  вывода нефти из сепаратора. Нефть  может находиться здесь или  в однофазном состоянии, или в  смеси с газом – в зависимости  от эффективности работы сепарационной  и осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

Рисунок 1 – Общий вид и детали вертикального сепаратора [5]:

I– основная сепарационная секция; II – осадительная секция; III – секция сбора нефти; IV – каплеуловительная секция; 1 – корпус; 2 – раздаточный коллектор; 3 – поплавок; 4 – дренажная труба; 5 – наклонные плоскости; 6 – ввод газожидкостной смеси; 7 – регулятор давления "до себя"; 8 – выход газа; 9 – перегородка, выравнивающая скорость газа в жалюзийном каплеуловителе; 10 – жалюзийный каплеуловитель; 11 –  регулятор уровня; 12 – сброс нефти; 13 – сброс грязи; 14 – люк; 15 – заглушки; 16 – предохранительный клапан

 

IV. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части  сепаратора и служащая для  улавливания мельчайших капелек  жидкости, уносимых потоком газа.

На рисунке 1 показаны общий вид и разрез сепаратора с жалюзийной насадкой 10. Сепаратор работает следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 6 к раздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 5, увеличивающие путь движения нефти к облегчающие тем самым выделение окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 10 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 10, стекают в поддон и по дренажной трубе 4 направляются в нижнюю часть сепаратора.

Каплеулавливающая насадка 10 может быть различной конструкции. Работа ее должна основываться на следующих принципах: 1) столкновении потока газа с различного рода перегородками; 2) изменении направления потока; 3) изменении скорости потока; 4) использовании центробежной силы; 5) использовании коалесцирующей набивки (различного рода металлических сеток).

Рисунок 2 – Общий вид и разрез горизонтального сепаратора [5]:

1 – ввод газонефтяной  смеси; 2 – диспергатор; 3 – наклонные  плоскости; 4 – жалюзийная насадка-каплеуловитель; 5 – перегородка для выравнивания потока газа; 6 – выход газа; 7 – люк; 8 – регулятор уровня; 9 – поплавковый уровнедержатель; 10 – сброс грязи; 11 – перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 – сливная трубка

 

На рисунке 2 приведены общий вид и разрез горизонтального сепаратора, в котором частицы жидкости оседают под действием как гравитационных, так и инерционных сил. Этот сепаратор работает следующим образом. Нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попадает в диспергатор газа 2, где происходит дробление (диспергирование) нефтегазовой смеси. Диспергирование нефти приводит к существенному увеличению поверхности контакта нефть-газ, в результате чего происходит интенсивное выделение газа из нефти. Однако глубокое отделение газа от нефти получается в том случае, когда выделившийся в трубопроводе газ отделяется от нефти до подхода к сепаратору. После диспергатора из газа под действием гравитационных сил значительная часть капельной нефти оседает на наклонные плоскости 3, а незначительная часть ее в виде мельчайших капелек уносится основным потоком газа. Для изменения структуры потока наклонные плоскости следует выполнять с уступами (порогами), способствующими выделению газа из жидкости.

Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими осесть под действием силы тяжести, встречает на своем пути жалюзийную насадку 4, в которой происходят "захват" (прилипание) капелек жидкости и дополнительное отделение их от газа; при этом образуется пленка, стекающая в поддон, из которого по трубе 12 она попадает под уровень жидкости, в сепараторе.