Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ технологий использования и промысловой подготовки попутного нефтяного газа к транспорту 11
1.1. Анализ использования попутного нефтяного газа 14
1.2. Анализ требований к попутному нефтяному газу 22
1.3. Анализ системы нефтегазосбора и разгазирования нефти 32
1.4. Анализ существующих технологий подготовки попутного нефтяного газа с целью выделения легких жидких углеводородов (отбензинивания) применительно к промысловому обустройству нефтяных месторождений 35
1.5. Анализ способов использования (утилизации) низконапорного газа...43
Выводы по разделу 1 44
2. Оптимизация процесса сепарации нефти и разработка технико-технологических решений по подготовке попутного нефтяного газа на основе рациональных режимов сепарации нефти 46
2.1. Исследование процесса сепарации нефти и определение рациональных режимов сепарации нефти с целью снижения расхода пластовой нефти и подготовки попутного нефтяного газа - снижения содержания легких жидких углеводородов 46
2.2. Исследование процесса сепарации нефти с целью обеспечения требований к газу в части метанового индекса, низшей теплотворнойспособности 63
Выводы по разделу 2 68
3. Разработка технологических решений по подготовке попутного нефтяного газа к транспорту и использованию легких жидких углеводородов 70
3.1. Разработка технологических решений по подготовке попутного нефтяного газа к транспорту и использованию легких жидких углеводородов..70
3.2. Разработка и обоснование технических требований к попутному нефтяному газу в части содержания легких жидких углеводородов 78
3.3. Разработка принципиальных технологических схем подготовки попутного нефтяного газа к транспорту. Классификация и выбор технологии промысловой подготовки попутного нефтяного газа к транспорту 88
3.4. Оценка увеличения выхода нефти при смешении с выделяемыми легкими жидкими углеводородами 100
Выводы по разделу 3 103
4. Разработка технологии утилизации низконапорного газа
4.1. Способ утилизации низконапорного газа 105
4.2. Расчет экономического эффекта от внедрения технологии утилизации низконапорного газа 116
Выводы по разделу 4 119
Основные выводы и рекомендации 120
Список использованных источников
- Анализ требований к попутному нефтяному газу
- Исследование процесса сепарации нефти с целью обеспечения требований к газу в части метанового индекса, низшей теплотворнойспособности
- Разработка и обоснование технических требований к попутному нефтяному газу в части содержания легких жидких углеводородов
- Расчет экономического эффекта от внедрения технологии утилизации низконапорного газа
Введение к работе
з Актуальность проблемы
Энергетической стратегией России на период до 2030 года предусматривается увеличение добычи нефти до 530 - 535 млн. тонн и обеспечение коэффициента утилизации попутного нефтяного газа на уровне не ниже 95 процентов, при этом предусматривается снижение удельных потерь на предприятиях ТЭК до 2,5 %. К числу основных проблем развития нефтяного комплекса относятся нерациональное недропользование и отсутствие комплексных технологий добычи и экономически эффективной утилизации углеводородов. По минимальным оценкам в России на факелах ежегодно сжигается до 20 млрд. м3 попутного нефтяного газа, при этом потери легких жидких углеводородов могут составлять до 2 млн. т.
Для достижения стратегических целей развития нефтяного комплекса решаются задачи ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспортировке и переработке нефти, особо остро поставлена задача максимально полной утилизация и сбережения ресурсов попутного нефтяного газа.
Внедрение прогрессивных технологий для нефтедобывающих предприятий и в целом для экономики страны позволяет снизить нереализованный потенциал ресурсо- и энергосбережения, сократить потери легких углеводородов и повысить выход товарной нефти.
Поэтому рассматриваемая и решаемая в работе проблема, являясь частью стратегических задач развития ТЭК России, является актуальной.
Цель работы
Снижение потерь легких углеводородов и повышение выхода товарной нефти разработкой ресурсосберегающей технологии подготовки попутного нефтяного газа и решением проблем рационального использования низконапорного попутного нефтяного газа.
4 Основные задачи исследований
-
Анализ технологий использования и промысловой подготовки попутного нефтяного газа, требований к качеству попутного нефтяного газа.
-
Исследование процесса сепарации нефти и разработка технологических решений по подготовке попутного нефтяного газа на основе рациональных режимов сепарации нефти, по снижению потерь (недобора) легких углеводородов и повышению выхода нефти.
-
Разработка требований к попутному нефтяному газу и технологии подготовки попутного нефтяного газа.
-
Разработка и апробация способа утилизации низконапорного попутного нефтяного газа.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования являются системы промыслового сбора и подготовки нефти и попутного нефтяного газа, а предметом - процессы сепарации нефти, низкотемпературной конденсации попутного нефтяного газа и компримирования.
Научная новизна выполненной работы
-
Обосновано применение низкотемпературной конденсации в качестве основополагающей технологии подготовки попутного нефтяного газа и условия осуществления данной технологии, способа использования (утилизации) низконапорного попутного нефтяного газа.
-
Изучены зависимости выхода нефти (снижение расхода сырья) и содержания фракций легких жидких углеводородов, растворенных в газе от давления 1-й и 2-й ступеней трехступенчатой сепарации нефти и доказаны рациональные режимы сепарации, обеспечивающие увеличение выхода нефти (снижение расхода сырья) до 1 % масс, и подготовку попутного нефтяного газа, используемого в качестве топливного до требований по содержанию метана, плотности и метановому индексу.
-
Изучены зависимости выхода, давления насыщенных паров легких
5 жидких углеводородов от условий подготовки газа и разработаны требования к извлечению легких жидких углеводородов из попутного нефтяного газа в зависимости от газового фактора пластовой нефти и состава газа сепарации. Практическая ценность и реализация
-
Предложена технология сепарации нефти и выделения ЛЖУ из попутного нефтяного газа, обеспечивающая максимальное сохранение ЛЖУ в нефти.
-
Разработаны и внедрены технологии подготовки попутного нефтяного газа для повышения выхода нефти (снижения расхода сырья) и снижения содержания фракций легких жидких углеводородов, выбор технологической схемы производится в зависимости от газового фактора пластовой нефти и состава газа сепарации.
-
Разработан способ утилизации низконапорного газа, обеспечивающий использование низконапорного газа процессов сепарации и очистки нефтепромысловой сточной воды двухступенчатым компримированием с помощью эжекторов типа «газ-жидкость» и «газ-газ» до давления транспорта потребителю (Патент 2412336 РФ), применение которого позволяет снизить затраты на утилизацию низконапорного газа в количестве 61,9 млн. рублей.
Основные защищаемые положения
-
Процесс низкотемпературной конденсации в качестве основополагающей технологии подготовки попутного нефтяного газа.
-
Увеличение выхода нефти (снижение расхода сырья) до 1 % масс, и подготовка попутного нефтяного газа, используемого в качестве топливного до требований по содержанию метана, плотности и метановому индексу за счет изменения условий трехступенчатой сепарации нефти.
-
Извлечение легких жидких углеводородов из попутного нефтяного газа и выбор технологии подготовки попутного нефтяного газа в зависимости от газового фактора пластовой нефти и состава газа сепарации.
-
Способ утилизации низконапорного газа, позволяющий с
наименьшими энергозатратами направлять низконапорный попутный нефтяной газ процессов сепарации и очистки нефтепромысловой сточной воды двухступенчатым компримированием с помощью эжекторов типа «газ-жидкость» и «газ-газ» потребителю.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Область исследований диссертационной работы соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, в части пункта 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».
Апробация результатов исследований
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: 28-й (2004 г), 31-й (2007 г), 34-й (2010 г) научно-практических конференциях, семинарах и научно-технических советах Открытого акционерного общества Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко (г. Тюмень, ОАО «Гипротюменнефтегаз»); V-й конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры (г. Ханты-Мансийск, Югорский государственный Университет, февраль 2005); научно-практической конференции «Молодежная составляющая инновационного развития Тюменской области - 2007» (г. Тюмень, декабрь 2007); Совещании «Передовые технологии в области использования попутного нефтяного газа» (г.Томск, ОАО «ТомскНИПИнефть» 22 - 23 апреля 2010 г); Н-й научно-практической конференции «Использование попутного нефтяного газа. Спрос и предложения на рынке оборудования по
7 использованию ПНГ» (г. Нижневартовск, ОАО «НижневартовскНИПИнефть», октябрь 2010); XXV юбилейном Всероссийском межотраслевом совещании «Проблемы утилизации попутного нефтяного газа и оптимальные направления его использования. Энергоэффективность», г. Геленджик, 27.09 - 1.10.2011 г; семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Института геологии и нефтегазодобычи Тюменского государственного нефтегазового университета Министерства образования и науки РФ (ТюмГНГУ).
Публикации
Результаты выполненных исследований опубликованы в 9 печатных работах, в том числе в 6 изданиях, рекомендованных ВАК РФ. По результатам исследований получен 1 патент РФ на изобретение.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 132 страницах, содержит 18 таблиц, 34 рисунка. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 98 наименований.
Анализ требований к попутному нефтяному газу
Одним из главных вопросов создания и эксплуатации ПХПНГ, помимо геолого-технических, являются экономические. Закачка ПНГ на длительное хранение приводит к дополнительным затратам (строительство и эксплуатация компрессорных станций и газопроводов высокого давления) [13], условно компенсируемых только отсутствием штрафных санкций за сжигание на факеле и сохранением газа, используемого в дальнейшем в качестве топлива.
Закачка газа в продуктивные пласты (водогазовое, газовое и термоводогазовое воздействия на нефтяной пласт, сайклинг-процесс) являются способом поддержания пластового давления или повышения нефтеотдачи, а не методом утилизации газа, поскольку газ с некоторой временной задержкой будет вновь выходить вместе с добываемой нефтью (повышение газового фактора нефти) [14, 15]. Выработка тепловой энергии на котельных, печах нагрева и т.п. - вариант широко используется на месторождениях для обеспечения тепловой энергией производственных процессов и т.п.
Выработка механической энергии для привода мощного динамического оборудования (компрессоров, насосов) в последнее время приобретает все большее распространение, причиной является появление в последнее время надежного (как импортного, так и отечественного) оборудования -газопоршневых двигателей и газовых турбин. Использование газопоршневых двигателей и газовых турбин в качестве привода динамического оборудования позволяет снизить энергетические потери и исключить систему «генератор электроэнергии - электродвигатель».
Вариант переработки газа с получением сухого отбензиненного газа, сдаваемого в магистральный газопровод и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), транспортируемой до потребителя по железной дороге или разделения ШФЛУ на смесь пропан-бутановую техническую (СПБТ), транспортируемую до потребителя по железной дороге и стабильный газовый бензин (СГБ), смешиваемого с товарной нефтью рационален при больших ресурсах добываемого газа и близрасположенности магистрального газопровода и железной дороги. Для удаленных месторождений (более 200 км) данный вариант рационален только при больших объемах добычи газа. Так, выполненные технико-экономические расчеты по использованию попутного нефтяного газа Новопортовского месторождения при максимальной добыче газа 4,0 млрд, м3/год и транспорте сухого отбензиненного газа на КС «Байдарацкая» по газопроводу длиной 232 км показывают срок окупаемости инвестиций более 8 лет, при транспорте сухого отбензиненного газа на ДКС Бованенковского месторождения по газопроводу длиной 360 км срок окупаемости инвестиций составит более 16 лет. Для данного месторождения при добыче газа менее 2 млрд, м /год переработка газа с получением сухого отбензиненного газа нерациональна. Переработка и сжижение газа с получением сжиженного природного газа, транспортируемого в сжиженном состоянии, последующей регазификации и сдачи в магистральный газопровод и широкой фракции легких углеводородов, транспортируемой до потребителя по железной дороге или разделения ШФЛУ на смесь пропан-бутановую техническую (СПБТ), транспортируемую до потребителя по железной дороге и стабильный газовый бензин (СГБ), смешиваемого с товарной нефтью [16, 17] - вариант в настоящее время не доведенный до промышленной реализации.
Перевод ПНГ в газогидратную форму, дальнейшее транспортирование в гидратном состоянии, последующей регазификации, осушки и сдачи потребителю - вариант в настоящее время не доведенный даже до экспериментальной оценки в лабораторных условиях или на экспериментальных полигонах [18].
Газохимическая переработка газа с получением метанола, транспортируемого до потребителя по железной дороге - вариант, в настоящее время доведенный до промышленной реализации только для природного газа, газохимическая переработка попутного нефтяного газа в настоящее время не доведена до промышленной реализации и подразумевает первоначальную переработку с отбензиниванием газа и только дальнейшее химическое превращение в метанол [19, 20].
Газохимическая переработка с получением синтетических жидких углеводородов, смешиваемых с товарной нефтью или транспортируемых до потребителя по железной дороге - вариант, реализованный только в странах третьего мира по причине наложения эмбарго на ввоз нефтепродуктов в данные страны. В настоящее время известен опытный завод в США, штат Аляска, [21], целью которого является опробование технологии переработки газа с получением синтетических жидких углеводородов, однако, как и в случае с метанолом, в качестве сырья используется природный газ или газ, по своим составам и свойствам подобный природному газу (сухой отбензиненный газ). Известны работы отечественных ученых [22] по газохимической переработке попутного нефтяного газа, однако данные работы имеют отношение к предмету химмотологии или нефтехимии.
Известно [23, 24], что попутный нефтяной газ содержит большое количество углеводородов тяжелее пропана, которые являются ценным нефтехимическим сырьем, а легкие жидкие углеводороды, содержащиеся в попутном нефтяном газе после сепарации нефти при их извлечении могут увеличить выход нефти.
Перед подачей попутного нефтяного газа потребителю для всех вариантов использования газа необходимо предусматривать мероприятия по выделению легких жидких углеводородов и смешением их с нефтью, при этом товарная нефть должна удовлетворять требованиям по давлению насыщенных паров не более 66,7 кПа.
Исследование процесса сепарации нефти с целью обеспечения требований к газу в части метанового индекса, низшей теплотворнойспособности
В качестве исходных данных использовались составы и свойства пластовой нефти, растворенного газа и стабилизированной нефти.
Анализ результатов расчетов снижения расхода сырья при трехступенчатой сепарации нефти и снижения содержания ЛЖУ в общем потоке газа сепарации (рисунки 2.2-2.7) для легких, средних и тяжелых нефтей показывает:
Увеличение давления на первой ступени сепарации для легкой нефти Еты-Пуровского месторождения (см. рисунки 2.2, 2.3) выше 1,6 МПа к существенному снижению расхода поступающей нефти и снижению содержания ЛЖУ в ПНГ не приводит; диапазон рациональных давлений сепарации нефти Еты-Пуровского месторождения: на первой ступени сепарации - максимальное давление не более 1,6 МПа (изб.) и на второй ступени сепарации - минимальное давление, необходимое для подъема нефти на высоту концевой ступени сепарации.
Рациональным режимом сепарации для средней нефти на примере нефтей Салымской группы месторождения является: давление первой ступени сепарации 1,0 МПа (изб.), давление второй ступени сепарации 0,15 МПа (изб.) (см. рисунки 2.4, 2.5).
Рациональным режимом сепарации для тяжелой нефти Русского месторождения является: максимальное давление на первой ступени сепарации (не более 1,6 МПа (изб.) и минимальное давление на второй ступени. Влияние давления первой ступени сепарации на снижение расхода поступающей нефти и снижение содержания ЛЖУ в ПНГ для нефти Русского месторождения незначительно, ключевым является давление второй ступени сепарации нефти.
Так как основная часть газа отделяется на 1-ой ступени сепарации, то интенсивность сепарации (отношение газового фактора ступени сепарации к общему газовому фактору при ступенчатой сепарации), определяемая массовой концентрацией растворенных компонентов, при дальнейшей ступенчатой сепарации снижается по отношению к интенсивности сепарации 1-ой ступени. Уменьшение разницы давлений 2-ой ступени сепарации и КСУ приводит к убыванию числа зарождающихся пузырьков газа и соответственно к заметному замедлению процесса разгазирования на КСУ (особенно для тяжелых компонентов). Т.е. чем выше давление 2-ой ступени, тем выше интенсивность сепарации и больше тяжелых фракций увлекается с газом КСУ. В тоже время увеличение разницы давлений 1-ой и 2-ой ступеней сепарации приводит к заметному ускорению процесса разгазирования на 2-ой ступени сепарации. Однако, при высоком давлении 2-ой ступени сепарации газ легче, чем при низком давлении 2-ой ступени сепарации, следовательно, дальнейшее разгазирование нефти на КСУ, насыщенной более «легкими» компонентами (при высоком давлении 2-ой ступени сепарации) приводит к большей интенсивности сепарации по «тяжелым» компонентам, нежели при разгазировании нефти на КСУ, насыщенной более «тяжелыми» компонентами (при низком давлении 2-ой ступени сепарации) [72, 73]. Количество газа, выделяемое из нефти, уменьшается с уменьшением головных углеводородов, содержащихся после сепарации. Основное количество головных углеводородов (пропан и более легкие) переходит в газ, а бутан и более тяжелые остаются в нефти [40].
Пример использования критерия «снижение расхода сырья» для выбора рациональных проектных режимов работы сепарационного оборудования приведено для ДНС-1 Еты-Пуровского месторождения.
Типовая проектная схема предусматривает возможность поддержания давления первой ступени сепарации на ДНС не более 0,8 МПа (изб.), что при давлении второй ступени 0,2 МПа (изб) обеспечивает величину снижения расхода сырья Аф/ Мфо4,3 % масс, содержание ЛЖУ в газе 185,2 г/м3.
Режимы сепарации нефти: давление первой ступени сепарации 1,0 МПа (изб.), давление второй ступени сепарации 0,15 МПа (изб.), позволяют снизить расход сырья на 0,25 % масс, чем при типовых проектных режимах (для наглядности и анализа трехмерный график, приведенный на рисунке 2.2 поясняется номограммой, приведенной на рисунке 2.8); следующие режимы сепарации нефти: давление первой ступени сепарации 1,6 МПа (изб.), давление второй ступени сепарации 0,15 МПа (изб.), позволяют снизить расход сырья на 0,6 % масс, чем при типовых проектных режимах.
Разработка и обоснование технических требований к попутному нефтяному газу в части содержания легких жидких углеводородов
Расчеты показывают (таблица 3.1), что выделяемые ЛЖУ при компримировании и охлаждении рациональнее подавать на вторую ступень сепарации, при этом увеличения производительности компрессорной станции низких ступеней сепарации не происходит. Давление насыщенных паров нефти при добавлении ЛЖУ, выделенных в результате охлаждения газа во всех вариантах соответствует требованию ГОСТ 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» - 66,7 кПа.
На основании заключения о рациональности подготовки низконапорного газа 2-ой и 3-ей ступеней сепарации и подаче выделяемых легких жидких углеводородов на вторую ступень сепарации нефти, разработана принципиальная технологическая схема сепарации нефти и выделения ЛЖУ из попутного нефтяного газа, обеспечивающая максимальное сохранение ЛЖУ в нефти. Принципиальная технологическая схема приведена на рисунке 3.6. л
Описание линии газа и ЛЖУ технологической схемы (рисунок 3.6). Газ из промежуточного С2 и концевого сепараторов КСУ сжимается в компрессоре К1 до давления 0,7 МПа (изб.) и направляется в аппарат воздушного охлаждения ВХ1, где охлаждается до температуры плюс 40 С. Далее газ охлаждается в холодильной машине XI до температуры плюс 5 С. Выделившаяся в результате охлаждения жидкость (водный конденсат и легкие жидкие углеводороды) отделяется в сепараторе СЗ, далее жидкость дросселируется и поступает в промежуточный сепаратор С2. Газ из сепаратора СЗ смешивается с газом первой ступени сепарации и направляется потребителю.
3.2. Разработка и обоснование технических требований к попутному нефтяному газу в части содержания легких жидких углеводородов
В попутном нефтяном газе, направляемом с промыслов на подготовку или переработку после сепарации содержится большое количество легких жидких углеводородов, которые при извлечении из попутного нефтяного газа и смешении С нефтью могут увеличить выход нефти при условии соблюдения требований по давлению насыщенных паров (не более 66,7 кПа). Легкие жидкие углеводороды -ценная бензиновая фракция [79], используемая как нефтехимическое сырье и как компонент, повышающий качество автомобильных бензинов.
Ранее (раздел 1) было отмечено, что требования к попутному нефтяному газу, направляемого с промыслов на дальнейшую подготовку, переработку или потребителю, отсутствуют.
Требования к качеству попутного нефтяного газа, направляемого потребителю должны быть направлены на: Снижение потерь нефти от уноса капельной нефти потоком газа; Снижение потерь нефти от уноса углеводородов нефти излишне растворенных в газе. Снижение потерь нефти от уноса капельной нефти потоком [80] газа относится к конструктивным особенностям сепарационного оборудования и в область исследований данной работы не входит.
Однако, стоит отметить, что проведенные промысловые замеры коэффициента уноса (концентрации) капельной нефти потоком газа 1-й ступени сепарации на УПН Средне-Хулымского месторождения, УПН Усть-Тегусского месторождения показывают, что унос капельной нефти находится в пределах 0,03 -ь 5,0 г/м газа в зависимости от режимов сепарации, а для легких нефтей с газовым фактором свыше 400 м /т - до 250 г/м газа. Так, современное типовое сепарационное оборудование обеспечивает унос капельной нефти потоком газа не более 0,1 г/м . С целью снижения потерь нефти унос капельной нефти потоком газа должен быть не более 0,1 г/мл.
Для снижения потерь нефти от уноса углеводородов нефти излишне растворенных в газе автором предлагается использовать критерий - коэффициент извлечения легких жидких углеводородов Клжу [78], характеризующий извлечение легких жидких углеводородов из газа сепарации, численно равный отношению массы выделенных легких жидких углеводородов к массовому содержанию углеводородов С4+ в попутном нефтяном газе после вычисляемый по формуле: где: Клжу - коэффициент извлечения легких жидких углеводородов; Шлжу - масса извлеченных легких жидких углеводородов; т с и ж - масса углеводородов С4+ в газе сепарации и отбензиненном газе, соответственно; Qrc и Qw - объем газа сепарации и отбензиненного газа, соответственно; М; - молярная масса углеводородов С4+; х[с и х[ - мольная доля углеводородов С4+ в газе сепарации и отбензиненном газе, соответственно.
Для разработки технических требований к качеству попутного нефтяного газа, направляемого с промыслов на дальнейшую подготовку, переработку или потребителю, в части содержания легких жидких углеводородов, рассматриваются зависимости извлечения легких жидких углеводородов от газового фактора пластовой нефти, состава газа сепарации. Данные зависимости имеют ограничение - соблюдение требований по давлению насьщенных паров товарной нефти не более 66,7 кПа при смешении с выделенными из попутного нефтяного газа легкими жидкими углеводородами.
Расчет экономического эффекта от внедрения технологии утилизации низконапорного газа
Технологические схемы подготовки попутного нефтяного газа к транспорту с давлением, превышающим давление 1 -й ступени сепарации, включают: - модуль подготовки и компримирования газа до давления 1-й ступени сепарации (схемы по вариантам І-ІІІ); - модуль подготовки и компримирования газа до давления транспорта. Модуль подготовки и компримирования газа до давления транспорта состоит из блоков: - Блок компримирования газа высокого давления; - Блок охлаждения компримированного газа высокого давления в аппаратах воздушного охлаждения. Принципиальная технологическая схема подготовки попутного нефтяного газа к транспорту с давлением, превышающим давление 1-й ступени сепарации, приведена на рисунке 3.13. - Принципиальная технологическая схема подготовки попутного нефтяного газа к транспорту с давлением, превышающим давление 1-й ступени сепарации
Охлаждённый (при температуре газа более 40 С) в аппарате воздушного охлаждения АВОЗ до температуры 30 ч- 40 С попутный нефтяной газ 1-й ступени сепарации смешивается с подготовленным и компримированным газом низких ступеней сепарации, освобождается от сконденсировавшейся влаги, очищается от капельной жидкости (нефти) и механических примесей в фильтр-сепараторе СЗ, компримируется компрессором К2 до давления транспорта, далее охлаждается в аппарате воздушного охлаждения АВ04 до температуры 30 ч- 40 С, сепарируется от сконденсировавшихся влаги и жидких углеводородов в газосепараторе С4 и направляется потребителю. Выделенные в результате компримирования и охлаждения газа легкие жидкие углеводороды подаются в процесс подготовки нефти. При охлаждении газа до температуры менее 30 С образуются нестабильные легкие жидкие углеводороды, при подаче которых в процесс подготовки нефти происходит их циклическое накопление, увеличение давления насыщенных паров нефти, в связи с этим дополнительные процессы по выделению легких жидких углеводородов из газа с давлением более 0,7 МПа (изб.) должны отсутствовать, либо выделяемые легкие жидкие углеводороды должны выводиться из процесса подготовки нефти и реализовываться как отдельный продукт [83].
Оценка увеличения выхода нефти при смешении с выделяемыми легкими жидкими углеводородами Для определения и обоснования режимов подготовки газа - необходимой температуры охлаждения газа с целью выделения легких жидких углеводородов, направляемых на смешение с товарной нефтью, рассматриваются зависимости выхода легких жидких углеводородов, давления насыщенных паров легких жидких углеводородов и товарной нефти от температуры подготовки газа.
Для оценки увеличения выхода нефти при смешении с выделяемыми при подготовке попутного нефтяного газа легкими жидкими углеводородами в зависимости от температуры охлаждения газа рассматривается зависимость выхода товарной нефти с определенным давлением насыщенных паров (ДНП), не превышающим величины 66,7 кПа от выхода легких жидких углеводородов с определенным давлением насыщенных паров. В свою очередь зависимость выхода легких жидких углеводородов рассматривается от температуры подготовки газа. В общем виде система уравнений может быть представлена: выход (кг, т) и давление насыщенных паров (кПа) легких жидких углеводородов, соответственно; (2тн,ДНПт - выход (кг, т) и давление насыщенных паров (кПа) товарной нефти, соответственно; Тохл - температура охлаждения газа, С.
Зависимости выхода легких жидких углеводородов Оджу от давления Р и температуры охлаждения Тохл выводятся основании расчетов фазовых переходов [63, 66-71, 84] при охлаждении и сепарации попутного нефтяного газа.
Зависимости выхода легких жидких углеводородов Олжу от давления Р и температуры охлаждения Тохл индивидуальны для каждого месторождения, с целью упрощения и снижения трудозатрат при оценке выхода легких жидких углеводородов при промысловой подготовке газа рекомендуется рассматривать зависимости выхода легких жидких углеводородов только от температуры охлаждения Тохл (после холодильника XI см. рисунки 3.10, 3.12 или дросселя Др см. рисунок 3.11). Так, в работах [85, 86] при расчетах давления насыщенных паров смеси нефтей и конденсатов (легких нефтей), обосновано применение правила аддитивности, так что в расчетах ДНП смеси в дальнейшем будет использовано это правило. блжу ДНПЛЖУ + QH ДНПН ( 2ЛЖУ +QH)- 66,7кПа (3.13) где: блжу,ДЯЯлжу - выход (кг, т) и давление насыщенных паров (кПа) легких жидких углеводородов, соответственно; (2Н,ДНПН - выход (кг, т) и давление насыщенных паров (кПа) нефти, соответственно; 66,7 кПа - давление насыщенных паров товарной нефти, регламентируемое ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».
Максимальное количество легких жидких углеводородов QmKy при смешении с которыми ДНП товарной нефти не превышает требуемого значения 66,7 кПа определяется после преобразования формулы (3.13):
