Что такое контактный способ разгазирования
лопных углеводородов и определяет поте[П1,иальные ресурсы пеф1яного газа, а также его углеводородный состав.
Ресурсы нефтяного газа определяются как произведение объема добытой нефти на газовый фактор. Под газовым фактором понимается объем выделившегося газа, отнесенный к 1 т или 1 м добытой нефти.
Разгазирование (дегазация) — это процесс выделен:1я газа из нефти посредством изменения термодинамических условий. Процесс разделения двухфазной смеси на два самостоятельных 1Ютока (сепарация) — жидкостный и газовый осуществляется в сепараторах.
Существенное влияние на газовый фактор и углеводородный состав нефтяного газа, отделившегося в сепараторах, оказывает характер разгазирования пластовой нефти (контактное, ступенчатое, дифференциальное). При контактном разгазировапии газ, выделившийся из нефти, не удаляется из системы, а все время остается в контакте с жидкой фазой. Идеального контактного разгазирования можно достичь только в лабораторных условиях. Именно такое разг.азирование применяют при определении полного пластового газового фактора нефти. Выделившийся при этом газ отделяют только после полного разгазирования нефти. В промышленных условиях контактн111М разгазирова-пием с достаточной точностью можно считать разгазирование нефти при движении ее в трубопроводных коммуникациях системы сбора. При ступенчатом разгазировании разделение газожидкостной смеси на две самостоятельные фазы происходит в несколько лриемов по мере разгазирования системы. В качестве примера ступенчатого разгазирования можно привести разгазирование на промыслгх с двух-, трех-и четырехступенчатой сепарацией нефти. Давление на каждой последующей ступени сепарации снижается. Отделившийся на каждой ступени газ отводится по газопроводу потребителю. При ступенчатом разгазировании нефти правомерно говорить о газовом ()акторе на каждой ступени сепарации. При дифференцированном разгазировании газ по мере его выделения отводится от нефти. Дизференциальное разгазирование является предельным случаем ступенчатого, когда число ступеней стремится к бесконечности.
В промысловых условиях приходится встречаться с контактным и ступенчатым разгазироваиием нефти. Контактное разгазирование нефти происходит в трубопроводах между ступенями сепарации, ступенчатое разгазирование — в целом на месторождении с двумя и большим числом пунктов отбора газа со ступенчатым изменением давления от пластового до атмосферного.
Опыт эксплуатации показал, что в течение первых десяти лет разработки нефтяных месторождений нефтяной газ в основном не утилизируется (сжигается в факелах). Это обусловлено следующим. С од-ной стороны, нефтяной газ, являясь неизбежным спутником нефти, извлекается из недр земли в объемах, пропорциональных объемам добытой нефти, независимо от возможностей использо)зания его в народном хозяйстве. С другой стороны, отсутствие П01ребителей газа на местах его добычи и отставание строительно-монтажных работ по сооружению объектов сбора и подготовки газа осложняют подачу газа в индустриальные центры, где он может быть испэльзован. Дело
Рнс. 7.5. Прингишиальпая схема КСП:
/ — узел нерпой ступени сепарацин. 2 — каплеуловитель для тонкой очистки газа; 3 — технологический насос; 4 — УГ1Н; 5 — насос инешнен перекачки; 6 — замерный узел; 7 — аварийная сепарационная установка; S — аварийные резервуары. Технологические линии: / — смрая нефть (газожг1дкостная смесь) с пром1.1сла; — газ пс)требителю; / — газ на факел; /V — разгазированная нефть; V — газонасыщспнап нефть на головные сооружении магистрального нефгепронода; V! пода на очистные сооружения
в то.м, что транспортировка сырого (иеотбеизине1нюго и неосушеиного) газа ио газопроводам сопровождается интенсивным выпаданием конденсата, а при компримировании — и образованием кристаллогидратов, которые приводят к частичной или полной закупорке газопровода, увеличивают гидравлические сопротивления, ведут к потерям пропан-бутановых и пентановых фракций, резко снижают транспортабельность газа и сокращают дальность его подачи.
Одним из перспективных направлений в успешном решении проблемы н0л1юг0 и рационального использования нефтяного газа в народном хозяйстве является его транспортировка совместно с нефтью в однофазном (растворенном) состоянии на большие расстояния к пунктам газопотребления.
Получение газонасыщенных нефтей должно идти за счет сохранения газа в нефти в процессе ее добычи и промысловой подготовки. В соответствии с этим дальнейшее совершенствование герметизированных схем сбора и п(здготовки нефти должно идти по пути создания таких технологических схем, которые позволяют перекачивать нефть в газонасыщенном с0ст0ян1ш не только по внутрипромысловым, но и по межпромысловым и магистральным нефтепроводам. Промышленная реализация такой схемы в настоящее время уже осуществлена на многих месторождениях Западной Сибири.
В состав комплексного сборного пункта (КСП) (рис. 7.5) входят первая ступень сепарации нефти, установка подготовки нефти (УПН), на которой газснасыщенная нефть обезвоживается, аварийная сепарационная установка и узел учета нефти. Давление на первой ступени сепарации выбграется исходя из возможности бескомпрессорной подачи выделившегося газа потребителю. Для обеспечения однофазно-сти потока газонасыщенной нефти на всем пути движения через установку подготовки и создания бескавнтационного режима работы насосов внешней перекачки следует использовать технологические насосы, развивающие давление, необходимое для предотвращения раз-газирования нес[)ти при нагреве в печах. При обосновагши выбора давления на первой ступени сепарации следует также исходить из того
факта, что от этого давления существенно зависят количество и состав свободного и растворенного в нефти газа.
Растворенный газ существенно влияет на физические свойства нефти, которые должны учитываться в технологии (!е перекачки на большие расстояния, а также при выборе технологи1еского оборудования насосных станций. При фиксированной температуре давление, при котором начинается процесс вьгделе1тя свободного газа, называется давлением насыщения газонасыщенной нефти. Это давление определяется экспери.ментально с помощью прибора, позволяющего при плавном снижении давления улавливать момент появления первого пузырька газа в объеме пробы нефти. Давление насыщения можно принимать с некоторым приближением, равным давлению сепарации нефти. Хотя эти давления в общем случае могут быть различными.
Вязкость и плотность газонасыщенной нефти должны определяться экспериментально на специально разработанных приборах, в которых исследуемая проба нефти находится под давлением, Сбеспечивающим ее однофазное состояние. Эти параметры можно описать эмпирическими зависимостями.
Для плотности газонасыщенной нефти справедливо выражение
где ро — плотность дегазированной нефти при фиксированных температуре и давлении; b — эмпирическая константа; /,, — количество растворенного в нефти газа.
Для аналитического описания динамической вяз:ocти газонасыщенной нефти р можно предложить эмпирическую зависимость
р,(Г, Гр) = р„ехр[(То-Г)гг-(с-Г)Гр1, (7.3)
где Рп -динамическая вязкость дегазированной нефти при температуре Т„; и, с, d — эмпирические константы. Константа и характеризует крутизну вискограммы дегазированной нефти.
При фиксированно.м значении количества растворенного газа выражение (7.3) позволяет получить зависимость вязкости газонасыщенной нефти от температуры:
fx, (Г) = р, (Го) ехр \и* (Та
где р (Г„) — вязкость газонасыщенной нефти при температуре Т,,] и.. — крутизна вискограммы газонасыщенной нефти.
При постоянной температуре Т и переменном значении Гр выражение (7.3) принимает простой вид:
р = Ргехр(-аГр), (7 5)
где Рт- — вязкость дегазированной нефти при температуре Т; а = c
Td. Влияние растворенно1-о газа на вязкость несзти можно проследить по графику па рис. 7.6. При построении графика использовалась безразмерная вязкость ц (отнесенная к вязкости дегазированной
Источник
Растворимость газов в нефти. От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость
От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.
Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.
Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях.
Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:
, (2.11)
где Vг – объём растворённого газа при данной температуре;
– коэффициент растворимости газа;
Vж – объём жидкости-растворителя;
Р – давление газа над поверхностью жидкости.
Коэффициент растворимости газа показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж) при данном давлении:
. 
. (2.12)
Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.
Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от его содержания в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.
Однократное стандартное (контактное) разгазирование (ОСР) – процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно.
При дифференциальном разгазировании часть жирных газов остается растворенным в нефти, чем предотвращаются неоправданные потери ценного углеводородного сырья.
Строгое соблюдение условий дифференциального разгазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому этот процесс заменяют на ступенчатое дегазирование, используя многократное (ступенчатое) разгазирование.
Газовый фактор пластовой нефти
где Vг – объём газа, выделившегося из объема Vн нефти в процессе её изотермического контактного разгазирования. Vн – объём дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе её разгазирования.
Объём выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведён к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15 К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).
По статистическим данным Г. Ф. Требина из 1200 залежей около 50 % имеют газовый фактор от 25 до 82 м 3 /м 3 . То есть в 1 м 3 нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м 3 газа.
Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м 3 /м 3 , для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м 3 /м 3 .
Источник
Контактное разгазирование
15. Контактное разгазирование
Форма выделения газа из пластовой нефти, при которой на любом уровне давления весь выделившийся газ находится в равновесии с нефтью.
Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации . academic.ru . 2015 .
Смотреть что такое «Контактное разгазирование» в других словарях:
контактное разгазирование нефти — Разгазирование нефти, когда общий состав системы остается неизменным [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN flash liberation of gas … Справочник технического переводчика
Разгазирование пластовой нефти — 14. Разгазирование пластовой нефти Процесс перехода газа из растворенного состояния в свободное. В лабораторной практике используют две формы разгазирования контактное и дифференциальное, и вытекающие из них стандартную и ступенчатую сепарации… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
форма — 3.2 форма (form): Документ, в который вносятся данные, необходимые для системы менеджмента качества. Примечание После заполнения форма становится записью. Источник: ГОСТ Р ИСО/ТО 10013 2007: Менеджмент организации. Руководство по документированию … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ОСТ 153-39.2-048-2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов — Терминология ОСТ 153 39.2 048 2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов: 14.2 Форма 1 «Титульный лист». Содержит четыре поля. поле 1 (вверху листа)… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ОСТ 39-112-80: Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов — Терминология ОСТ 39 112 80: Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов: 12. Газосодержание Количество углеводородов, перешедших в газовую фазу при изменении условий от пластовых до атмосферных … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Форма 3 — 14.4 Форма 3 «Пояснительная записка». Содержит 2 поля: в поле 1 (вверху справа) название месторождения и номер скважины; в поле 2 текстовый материал. В пояснительной записке должны содержаться краткие сведения о выполненном исследовании:… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Форма 14 — 14.15 Форма 14 «Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазирование. Состав газа». Таблицу заполняют результатами анализа компонентного состава газа, выделившегося на различных ступенях дифференциального или контактного разгазирования.… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Форма 13 — 14.14 Форма 13 «Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазирование». В графе 1 записывают давления ступеней (в первой строке пластовое давление, во второй строке давление насыщения). Предпоследняя строка предназначена для атмосферного… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Источник
