СПОСОБ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ ПРИ МНОГОСТУПЕНЧАТОЙ СЕПАРАЦИИ
METHOD OF PRELIMINARY OIL PREPARATION AT OIL-FIELDS AT MULTISTAGE SEPARATION

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к процессам первичного обезвоживания и дегазирования нефти.
Известен способ разделения текучей среды, в частности, нефти, газа и воды при добычи такой текучей среды из месторождений (RU 2349749 С2, МПК E21B 43/34 (2006.01), опубл. 27.06.2006), в котором текучую среду транспортируют по трубопроводу к сепаратору для гравитационного разделения, а выше по потоку от сепаратора ее подвергают воздействию сдвиговых усилий для дробления потока на капли мелкого размера специальным устройством с добавлением воды, после которого в текучую среду добавляют деэмульгатор для предотвращения повторного инвертирования фаз, при этом разделенные компоненты отводят из сепаратора раздельно через отводящие трубопроводы.
Этот способ не учитывает температуру разделяемой текучей среды, которая входит в уравнения фазового равновесия, описывающие процесс разделения жидкой и газовой фаз. Поэтому при низких значениях температуры эффективность этого способа снижается.
7
Известен способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин (RU 2193910 C1, МПК B01D 19/00, опубл. 10.12.2002), включающий многоступенчатое разгазирование газонефтяной смеси с компримированием отсепарированного газа, дросселированием газа из газовой скважины и ввода его через теплообменник в трубопровод сбора продукции нефтяных скважин перед входом в сепаратор первой ступени, при этом в трубопроводе создают пробково-эмульсионный или пленочно-диспергированный режим течения газонефтяной смеси.
6
Известен способ подготовки нефти (RU 2074953 C1, МПК E21B 43/00 опубл. 10.03 1997), включающий многоступенчатую сепарацию, при которой в поступающую на последних ступенях сепарации нефть подают выделенный на первой ступени сепарации газ, а перед отправкой на товарную обработку в нее подают выделенный в результате общей сепарации газ, причем осуществляют газирование микроскопическими пузырьками размером 0,1-0,2 мм в количестве 1-1,5% от объема поступающей жидкости.
Эти способы требуют специального устройства для газирования нефти и недостаточно учитывают температуру, при которой производится разделение фаз, что также приводит к снижению эффективности способов при понижении температуры окружающей среды, особенно при ее отрицательных значениях.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ предварительной подготовки нефти на промыслах (RU 2283680 С1, МПК B01D 19/00 (2006.01), опубл. 20.09.2006), включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды.
Данный способ за счет ввода нагретой воды непосредственно в газожидкостную смесь на входе блока сепараторов способствует повышению качества разделяющихся фаз: нефти, газа и воды, при этом давление в сепараторе поддерживается на некотором оптимальном уровне для данной категории нефти (легкая, тяжелая). Критериями эффективности этого способа являются минимальное остаточное содержание воды в нефти и минимальный расход реагента-деэмульгатора, которые обеспечиваются поддержкой давления в сепараторе для данной категории нефти (легкая, тяжелая) на некотором оптимальном уровне.
Недостатком этого способа является отсутствие в нем учета испарения части жидких углеводородов в газовую фазу, которые вместе с выделенным газом подаются на факел и являются фактической потерей товарной нефти.
3
Известно, что этот процесс (испарение углеводородов) ускоряется при повышении температуры, которое будет иметь место при подаче нагретой до 100°С воды в разделяемую газожидкостную смесь согласно данному способу. В эти потери попадают в основном углеводороды с 5-ю и 6-ю атомами углерода (бензиновые фракции) и выше, имеющие температуры кипения (при нормальных условиях) +27,9°С (изопентан), +36,1°С (н-пентан), +49,7°С (неогексан), +68,7°С (н-гексан) и т.д. По разным оценкам их массовая доля в отсепарированном газе может составлять (от массы добытой нефти): 1,45% (статья А. Лукин «Сжигаем деньги на факелах», EnergyLand.info. - Интернет-портал сообщества ТЭК, URL: http://www.energyland.info/analitic-show-56947 (дата обращения 02.02.2012)), 0,57% (статья В.З. Ямпольский и др. «Перспективы оптимизации установок подготовки нефти на примере компании ТНК-ВР», журнал «Нефтегазовые технологии» №8, 2009. - с.2-4, URL: http://ad.cctpu.edu.ru/2009/08_09.pdf (дата обращения 02.02 2012)). Таким образом, в денежном выражении убыток от потери товарной нефти при применении указанного способа-прототипа может превысить экономию от снижения расхода реагента-деэмульгатора. В частности, сумма приведенной в описании способа экономии составляет 240 тыс.руб. на 100 тыс.м нефти (RU №2283680 МПК B01D 19/00, с.6, стр.28-31). Потери от испарения жидких углеводородов в газовый поток даже в размере даже 0,5% от того же объема нефти составят примерно 567 тыс. рублей (при себестоимости добычи нефти $12 за баррель с учетом 50% обводненности и при курсе $1=30 руб.).
Задачей изобретения является снижение испарения жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) при многоступенчатой сепарации нефтегазовой смеси с подачей нагретой воды в разделяемую газожидкостную смесь.
Поставленная задача достигается тем, что способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации, включает также, как и в прототипе, закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды.
Согласно изобретению на входы всех последовательно соединенных сепараторов параллельно одновременно подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой и воду, охлажденную от 5 до 10°С, при этом температуру газожидкостной смеси на входе в первый сепаратор поддерживают от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышают от 5 до 10°С.
Известно, что наилучшее разделение нефти и воды в гравитационных сепараторах достигается, если входной поток представляет собой непрерывную водяную фазу с содержанием воды 70-80% (RU №2349749 МПК E21B 43/34, с.5, стр.25-44, с.6, стр.26-32). При прохождении газожидкостной смеси через ряд последовательно соединенных сепараторов она разделяется в каждом сепараторе на 3 потока (нефть, газ и воду), которые отводятся по раздельным трубопроводам, а на вход каждого последующего сепаратора подается поток с нефтяного выхода предыдущего сепаратора. При этом содержание воды во входном потоке каждого следующего сепаратора становится меньше оптимального значения (70-80%), что снижает качество разделения смеси на нефть и воду. Температура входного потока каждого следующего сепаратора становится меньше за счет потери энергии на испарение смеси в предыдущем сепараторе, что снижает качество разделения на жидкость и газ. Поэтому каждый следующий сепаратор при таком последовательном соединении работает менее эффективно, чем предыдущий. Чтобы снизить этот негативный эффект в способе-прототипе воду, подаваемую на вход первого сепаратора (из четырех последовательно соединенных), нагревают до максимально возможного значения 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой. Но это приводит к чрезмерному перегреву смеси в первом сепараторе и испарению большого количества углеводородов, которые при нормальных условиях являются жидкостью, что является фактически потерями товарной нефти, поскольку эти углеводороды в газовом потоке подаются на факельную установку.
При параллельной одновременной подаче в каждый сепаратор воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, и воды, охлажденной от 5 до 10°С, температуру всей газожидкостной смеси в каждом сепараторе можно поддерживать на любом значении в указанном диапазоне путем регулировки расходов нагретой и охлажденной воды. Например, снизить ее в первом сепараторе, чтобы уменьшить испарение и унос в газовый поток жидких углеводородов, и повысить во втором и последующих сепараторах, чтобы повысить их эффективность. Вода, охлажденная от 5 до 10°С, может быть получена, например, за счет компримирования и дросселирования отсепарированного газа. Конкретные значения температур газожидкостной смеси в каждом сепараторе экспериментальным или расчетным путем выбирают так, чтобы уменьшить испарение и унос в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) и при этом как в способе-прототипе сохранить низкое содержание воды в нефти после первичной сепарации и низкий расход реагента-деэмульгатора.
Особенно это свойство предлагаемого способа играет важную роль при компенсации сезонных колебаний температуры поступающей на подготовку нефтегазовой смеси, когда ее темпе ратура может меняться от +5°С зимой до +35°С летом (RU 2 283680 С1, МПК B01D 19/00 (2006.01), опубл. 20.09.2006, с.6., стр.26-27). В предлагаемом способе эти сезонные колебания температуры нефтегазовой смеси легко компенсируются изменением расходов нагретой и охлажденной воды, позволяя поддерживать заданные постоянные температуры внутри сепараторов круглогодично и экономить унос жидких углеводородов в газовый поток.
5+высшие
Экономия уноса углеводородов C (углеводороды с 5-ю, 6-ю и более атомами углерода) определяется как разность суммы концентраций этих углеводородов на выходе по газу каждого сепаратора по способу-прототипу (с одинаковым значением температуры в каждом сепараторе, равным максимальной температуре в предлагаемом способе) и по предлагаемому способу (с разными значениями температуры в каждом сепараторе), взятая в процентах.
Таким образом, достигается технический результат, который заключается в снижении потерь товарной нефти при ее предварительной подготовке на промыслах при многоступенчатой сепарации за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше).
На фиг.1 представлена схема реализации способа предварительной подготовки нефти на промысле при многоступенчатой сепарации.
В таблице 1 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,25 МПа).
В таблице 2 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,4 МПа).
В таблице 3 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,25 МПа).
В таблице 4 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,4 МПа).
5+высшие
В таблице 5 показана экономия уноса углеводородов C в газовый поток при многоступенчатой сепарации пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) при разных значениях температур и давлений.
В таблице 6 показана экономия уноса углеводородов C5+высшие в газовый поток при многоступенчатой сепарации пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) при разных значениях температур и давлений.
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации может быть осуществлен с помощью следующей схемы. Она содержит блок сепараторов 1 (БС), состоящий из N последовательно соединенных сепараторов 2, 3, и 4 (на схеме показано три), каждый из которых снабжен комплектом датчиков давления и температуры (на схеме не показаны). Вход первого сепаратора 2 соединен через задвижку 5 с источником нефтегазовой смеси (например, нефтесборным коллектором, на схеме не показан) и через задвижку 6 - с дозатором реагента-деэмульгатора 7 (Д). Вход сепаратора 2 через индивидуальную задвижку 8 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды (на схеме не показан), а через индивидуальную задвижку 13 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Вход сепаратора 3 через индивидуальную задвижку 9 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды, а через индивидуальную задвижку 14 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Вход сепаратора 4 через индивидуальную задвижку 10 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды, а через индивидуальную задвижку 15 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ).
Вход по воде трубного теплообменника 17 (ТТ) соединен через задвижки 19 и 12 с источником охлажденной воды (на схеме не показан), а вход по тепловой энергии - с выходом факельной установки 18 (ФУ). Трубный теплообменник 17(ТТ) выполнен из термостойких труб, расположенных в зоне термического воздействия факельной установки 18 (ФУ). Выходы по газу каждого сепаратора 2, 3, и 4 соединены через общий трубопровод и задвижку 20 с факельной установкой 18 (ФУ) и через задвижку 21 - с газопроводом для транспортировки и дальнейшего использования газа. Выходы по воде подтоварной каждого сепаратора 2, 3, и 4 соединены через общий трубопровод и задвижку 22 с трубопроводом для транспортировки и дальнейшего использования воды. Выход по нефти первого сепаратора 2 соединен через задвижку 23 со входом второго сепаратора 3, выход по нефти которого через задвижку 24 соединен со входом следующего сепаратора 4 (на схеме показано три сепаратора, но их количество может быть увеличено при аналогичной схеме соединения). Выход по нефти последнего сепаратора 4 блока сепараторов 1 (БС) через задвижку 25 соединен с нефтепроводом для транспортировки и дальнейшего использования подготовленной нефти.
7
Схема работает следующим образом. Нефтегазовую смесь от нефтедобывающих скважин и нефтесборный коллектор (на схеме не показаны) через задвижку 5 подают на вход первого сепаратора 2 блока сепараторов 1 (БС) при этом дозатором 7 (Д) через задвижку 6 в нее вводят реагент-деэмульгатор. Воду, охлажденную от 5 до 10°С подают через задвижки 12 и 11 в трубопровод для параллельной одновременной подачи во все сепараторы 2, 3, и 4 через индивидуальные задвижки 8, 9 и 10. Вода, охлажденная от 5 до 10°С, может быть получена с помощью теплообменника (на схеме не показан), например, за счет компримирования и дросселирования отсепарированного газа (RU 2193910 Cl, МПК B01D 19/00, опубл. 10.12.2002).
Эта же воду для нагрева подают через задвижки 12 и 19 в трубный теплообменник 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Общий расход воды с помощью задвижки 12 поддерживают на определенном расчетом или экспериментом значении исходя из того факта, что наилучшее разделение нефти и воды в гравитационных сепараторах достигается, если входной поток представляет собой непрерывную водяную фазу с содержанием воды 70-80% (RU 2349749 С2, МПК Е21В 43/34 (2006.01), опубл. 27.06.2006, с.6, стр.28). В холодный (зимний) период, когда температура нефтегазовой смеси понижается до 5°С ее нагревают путем смешивания с водой, нагретой энергией факельной установки 18 (ФУ). Нагретую воду с выхода трубного теплообменника 17 (ТТ) через общую задвижку 16 и индивидуальные задвижки 13, 14 и 15 подают на входы сепараторов 2, 3, и 4 (соответственно). Расход нагретой воды поддерживают таким образом, чтобы температура смеси, которую регистрируют датчиками температуры, входящими в комплекты датчиков каждого сепаратора 2, 3 и 4 соответствовала заданным значениям (определяют расчетным или экспериментальным путем). В жаркий (летний) период, когда температура нефтегазовой смеси повышается до 35°С, нагретую воду заменяют водой, охлажденной от 5 до 10°С, которую через общую задвижку 11 и индивидуальные задвижки 8, 9 и 10 подают на входы сепараторов 2, 3 и 4 (соответственно). Во все промежуточные сезонные периоды соотношение между количеством охлажденной и нагретой воды задают с помощью задвижек 11 и 16 и определяют по соответствию показаний комплектов датчиков температуры в каждом сепараторе 2, 3 и 4 требуемым значениям температуры для разных компонентных составов нефтегазовой смеси (определяется экспериментальным или расчетным путем). Воду подтоварную после разделения с нефтью из каждого сепаратора через задвижку 22 подают в трубопровод (на схеме не показан) для транспортировки и дальнейшего использования. Нефтяной газ, выделяемый в каждом сепараторе подается через общий трубопровод частично через задвижку 20 на факельную установку 18 (ФУ) с трубным теплообменником 17 (ТТ) и частично через задвижку 21 на газопровод (на схеме не показан) для транспортировки и дальнейшего использования. Давление в каждом сепараторе 2, 3 и 4 блока сепараторов 1 поддерживают с помощью задвижек 23 и 24 также, как и в способе-прототипе таким образом, чтобы оно обеспечивало минимальное отрицательное воздействие на добывающие скважины и уменьшалось от сепаратора к сепаратору на 0,01 Мпа. Таким образом, меняя расход воды через индивидуальные задвижки 8-10 и 13-15, можно круглогодично поддерживать заданные температуры газожидкостной смеси в каждом сепараторе независимо от температуры поступающей нефтегазовой смеси и снижать потери товарной нефти за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких углеводородов.
5+высш
Технологическая эффективность способа оценена следующим образом. На основе уравнений фазового равновесия с использованием констант равновесия по методике, утвержденной СибНИИНП (СТО 51.00021-84) составлена программа расчета на ЭВМ процесса многоступенчатой сепарации нефти. В качестве примера приведены результаты расчета по Самотлорскому месторождению для более легкой (таблицы 1, 2) и более тяжелой нефти (таблица 3, 4) с разными давлениями на входе в блок сепараторов, указанными в способе-прототипе (0,25 МПа и 0,4 МПа). Расчеты проводились по способу-прототипу (примеры 1, 3, 5, 7) и по предлагаемому способу (примеры 2, 4, 6, 8). По способу-прототипу температура нефтегазовой смеси задавалась 30°С на входах всех трех сепараторов (количество сепараторов можно увеличить до 4-х, как в способе-прототипе, но из расчетов видно, что основная экономия достигается в первых двух сепараторах, а последующие сепараторы оказывают незначительное влияние на процесс сепарации). По предлагаемому способу температура на входе первого, второго и третьего сепараторов задавалась 10, 20 и 30°С (соответственно), поддерживать которые позволяет предлагаемый способ за счет регулировки расходов охлажденной и нагретой воды, подаваемых в каждый сепаратор. Давление в расчетах по предлагаемому способу задавалось также как и по способу-прототипу. Как видно из таблиц 1-4, унос в газовый поток углеводородов C (строка 11 таблиц) снижается существенно в первом и втором сепараторах, что составляет около 40 и 20% соответственно (строка 13 таблиц). В 7-ми случаях из 8-ми зафиксировано незначительное повышение уноса и в третьем сепараторе, которое не оказывает заметного влияния на общую экономию.
5+высш
5+высш
В таблицах 5 и 6 приведены результаты аналогичных расчетов экономии уноса в газовый поток C Для других значений температур на входах сепараторов. При этом температура в первом сепараторе задавалась от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышали от 5 до 10°С. Как видно из таблиц, при некоторых значениях температур на третьей ступени сепарации наблюдается отрицательная экономия (унос углеводородов C возрастает), но она вполне компенсируется положительной экономией уноса на второй ступени сепарации, а значительная экономия уноса на первой ступени сепарации дает в целом положительный эффект предлагаемого способа во всех рассмотренных случаях.
Таким образом, заявленные условия предварительной подготовки нефти на промыслах в рассмотренном примере позволяют уменьшить содержание в газовом потоке на выходе сепараторов жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) на 20-60%.
Таблица 1
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Пример 1 (по прототипу)
Пример 2 (по предлагаемому способу)
№
Пластовая нефть, моль.%
Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
1 ступень
2 ступень
3 ступень
1 ступень
2 ступень
3 ступень
0,25 МПа, T=30°С
0,24 МПа, T=30°С
0,23 МПа, T=30°С
0,25 МПа, T=10°С
0,24 МПа, T=20°С
0,23 МПа, Т=30°С
1
2
3
4
5
7
8
9
1
Двуокись углерода
0,09
0,36
0,65
0,67
0,41
0,58
0,59
2
Азот
0,45
1,18
0,00
0,00
1,36
0,00
0,00
3
Метан
33,72
50,19
49,70
48,36
57.81
49,71
40,24
4
Этан
1,68
4,37
4,54
4,66
4,91
5,10
5,07
5
Пропан
4,79
15,18
15,59
16,01
15,16
17,81
20,17
6
Изобутан
1,69
4,35
4,47
4,59
3,19
4,21
5,34
7
Н-бутан
4,40
13,45
13,84
14,21
10,73
13,94
17,39
8
Изопентан
1,89
2,69
2,77
2,84
1,53
2,13
2,83
9
Н-пентан
2,66
4,64
4,77
4,90
2,81
3,84
5,03
10
C<sub>6+высшие</sub>
48,63
3,59
3,67
3,76
2,09
2,68
3,34
11
В том числе C<sub>5+высшие</sub>
10,92
11,21
11,50
6,43
8,65
11,20
12
Газовый фактор, м<sup>3</sup>/т
92,097
0,054
0,069
86,01
0,17
0,21
13
Экономия уноса C<sub>5+высшие</sub>, %
41,12
22,84
2,61
Таблица 2
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Пример 3 (по прототипу)
Пример 4 (по предлагаемому способу)
№
Пластовая нефть, моль, %
Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
1 ступень
2 ступень
3 ступень
1 ступень
2 ступень
3 ступень
0,4 МПа, T=30°С
0,39 МПа, T=30°С
0,38 МПа, T=30°С
0,4 МПа, Т=10°C
0,39 МПа, T=20°С
0,38 МПа, T=30°С
1
2
3
4
5
7
8
9
1
Двуокись углерода
0,09
0,39
0,43
0,44
0,44
0,39
0,40
2
Азот
0,45
1,32
2,33
2,43
1,51
1,78
1,76
3
Метан
33,72
55,93
54,44
53,61
63,83
56,19
48,19
4
Этан
1,68
4,65
4,67
4,76
5,10
5,30
5,41
5
Пропан
4,79
14,64
14,80
15,05
13,72
16,08
18,40
6
Изобутан
1,69
3,58
3,63
3,69
2,42
3,19
4,08
7
Н-бутан
4,40
11,57
11,72
11,91
8,46
10,99
13,82
8
Изопентан
1,89
1,97
1,99
2,02
1,08
1,50
2,01
9
Н-пентан
2,66
3,47
3,50
3,56
2,00
2,72
3,60
10
C<sub>6+высшие</sub>
48,63
2,48
2,49
2,53
1,44
1,86
2,33
11
В том числе C<sub>5+высшие</sub>
7,92
7,98
8,11
4,52
6,08
7,94
12
Газовый фактор, м<sup>3</sup>/т
86,48
0,081
0,065
81,16
0,256
0,26
13
Экономия уноса C<sub>5+высшие</sub>, %
42,93
23,81
2,10
Таблица 3
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Пример 5 (по прототипу)
Пример 6 (по предлагаемому способу)
№
Пластовая нефть, моль.%
Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
1 ступень
2 ступень
3 ступень
1 ступень
2 ступень
3 ступень
0,25 МПа, T=30°С
0,24 МПа, T=30°С
0,23 МПа, T=30°С
0,25 МПа, T=10°С
0,24 МПа, T=20°С
0,23 МПа, Т=30°С
1
2
3
4
5
7
8
9
1
Двуокись углерода
0,47
2,70
2,41
2,48
2,90
2,88
3,11
2
Азот
0,08
0,31
0,00
0,00
0,34
0,00
0,00
3
Метан
32,73
72,17
71,95
71,04
78,39
73,28
66,60
4
Этан
0,55
2,07
2,09
2,16
2,18
2,33
2,52
5
Пропан
1,2
5,18
5,36
5,54
4,82
5,89
7,03
6
Изобутан
1,26
3,99
4,14
4,28
2,73
3,76
5,01
7
Н-бутан
1,33
5,16
5,37
5,54
3,81
5,16
6,75
8
Изопентан
1,45
2,34
2,42
2,50
1,29
1,87
2,60
9
Н-пентан
0,9
1,81
1,87
1,93
1,05
1,50
2,06
10
C<sub>6+высшие</sub>
60,03
4,27
4,39
4,53
2,49
3,33
4,32
11
В том числе C<sub>5+высшие</sub>
8,42
8,68
8,96
4,83
6,70
8,98
12
Газовый фактор, м<sup>3</sup>/т
57,96
0,039
0,05
56,224
0,110
0,116
13
Экономия уноса C<sub>5+высшие</sub>, %
42,64
22,81
-0,22
Таблица 4
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Пример 7 (по прототипу)
Пример 8 (по предлагаемому способу)
№
Пластовая нефть, моль, %
Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
1 ступень
2 ступень
3 ступень
1 ступень
2 ступень
3 ступень
0,4 МПа, T=30°С
0,39 МПа, T=30°С
0,38 МПа, T=30°С
0,4 МПа, T=10°С
0,39 МПа, T=20°С
0,38 МПа, T=30°С
1
2
3
4
5
7
8
9
1
Двуокись углерода
0,47
0,39
0,43
0,44
0,44
0,39
0,40
2
Азот
0,08
1,32
2,33
2,43
1,51
1,78
1,76
3
Метан
32,73
55,93
54,44
53,61
63,83
56,19
48,19
4
Этан
0,55
4,65
4,67
4,76
5,10
5,30
5,41
5
Пропан
1,2
14,64
14,80
15,05
13,72
16,08
18,40
6
Изобутан
1,26
3,58
3,63
3,69
2,42
3,19
4,08
7
Н-бутан
1,33
11,57
11,72
11,91
8,46
10,99
13,82
8
Изопентан
1,45
1,97
1,99
2,02
1,08
1,50
2,01
9
Н-пентан
0,9
3,47
3,50
3,56
2,00
2,72
3,60
10
C<sub>6+высшие</sub>
60,03
2,48
2,49
2,53
1,44
1,86
2,33
11
В том числе C<sub>5+высшие</sub>
7,92
7,98
8,11
4,52
6,08
7,94
12
Газовый фактор, м<sup>3</sup>/т
86,48
0,081
0,065
81,16
0,256
0,26
Экономия уноса С<sub>5+высшие</sub>, %
43,92
24,17
0,32
Таблица 5
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Экономия уноса, %
№
Температура на входе в первый сепаратор, °С
Повышение температуры от сепаратора к сепаратору, °С
Давление на входе 0,25 Мпа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа
Давление на входе 0,4 МПа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа
1 ступень
2 ступень
3 ступень
1 ступень
2 ступень
3 ступень
1
2
3
4
5
7
8
9
1
10
10
41,12
22,84
2,61
42,93
23,81
2,10
2
10
5
41,12
32,20
22,87
42,93
33,58
24,04
3
10
7,5
41,12
27,56
13,04
42,93
28,82
13,44
4
15
10
31,87
12,04
-9,48
33,71
12,66
-10,60
5
15
5
31,87
22,12
12,09
33,71
23,43
12,82
6
15
7,5
31,87
17,13
1,57
33,71
18,05
1,48
7
12,5
10
36,54
17,40
-3,30
33,38
18,42
-4,07
8
12,5
5
36,54
27,21
17,74
33,38
28,57
18,50
9
12,5
7,5
36,54
22,48
7,39
33,38
23,68
7,52
Таблица 6
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Экономия уноса, %
№
Температура на входе в первый сепаратор, °С
Повышение температуры от сепаратора к сепаратору, °С
Давление на входе 0,25 Мпа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа
Давление на входе 0,4 МПа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа
1 ступень
2 ступень
3 ступень
1 ступень
2 ступень
3 ступень
1
2
3
4
5
7
8
9
1
10
10
42,64
22,81
-0,22
43,92
24,17
0,32
2
10
5
42,64
33,29
22,99
43,92
34,60
24,35
3
10
7,5
42,64
28,11
11,72
43,92
29,64
12,99
4
15
10
33,37
11,98
-13,06
34,63
12,58
-13,74
5
15
5
33,37
23,04
11,94
34,63
24,17
12,82
6
15
7,5
33,37
17,63
-0,11
34,63
18,54
0,16
7
12,5
10
38,24
17,51
-6,47
39,36
18,54
-6,33
8
12,5
5
38,24
28,23
17,52
39,36
29,64
18,67
9
12,5
7,5
38,24
23,04
6,03
39,36
24,17
6,82