РАСЧЁТ ПРОЦЕССА
СЕПАРАЦИИ НЕФТИ ОТ ГАЗА
В ГАЗОНЕФТЯНЫХ
СЕПАРАТОРАХ ПЕРВОЙ СТУПЕНИ.
В качестве исходных данных приняты
результаты лабораторных исследовании пластовой смеси месторождения, поступающего на ДНС. Расчеты проведены табличным методом (см.
таблицы 8.3.1, 8.3.2) 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 14оС 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 в таблицах 8.3.3 и 8.3.4. Определим плотность и газовый
фактор смеси по следующим формулам:
кг/м3
м3/м3
Выводы.
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.