ПРОЦЕССЫ
СЕПАРАЦИИ
Сепарация газа от нефти начинается
как только давление нефти снизится до
давления насыщения. Это может произойти
в пласте или в стволе скважины. Выделение
газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением
давления. Выделившийся газ стремится
в сторону пониженного давления: в пласте
– к забою скважины, в скважине – к ее
головке (устью) и дальше в газосепаратор.
Перемещаясь в сторону пониженного давления,
газ в виде пузырьков, расширяющихся и
соединяющихся в более крупные, увлекает
нефть и в то же время опережает ее. Процесс
этот продолжается до входа в газосепаратор.
Перед входом в газосепаратор продукция
скважины всегда состоит из двух фаз –
жидкой и газовой. Соотношение между объемами
фаз зависит от состава головных углеводородов
в пластовой нефти, давления, поддерживаемого
в газосепараторе, и давления насыщения
нети в пластовых условиях. Если в скважину
поступают из пласта нефть и дополнительно
газ, выделившийся из нефти вследствие
снижения давления от давления насыщения
до давления, установленного в газосепараторе,
а также оставшаяся нефть с окклюдированным
в ней газом. В газосепараторе происходят
два основных процесса: отделение свободного
газа и выделение из нефти окклюдированного
газа; отделение газа, выделяющегося в
результате перепада давления нефти у
входа в газосепаратор и поддерживаемого
в нем. Вследствие того, что выделение
исновной массы газа из нефти закончилось
перед входом в газосепараторо, основным
процессом в нем является процесс отделения
свободного газа от нефти, процесс
же выделения газа из нефти является вспомогательным,
происходящим практически при постоянном
давлении.
Кроме
процессов сепарации газа в
газосепараторе происходят и
другие процессы: а)очистка газа
от частиц жидкости, попавших
в сепарационную и осадительную
секции в результате разбрызгивания жидкости
при ее вводе в газрсепаратор и условий
ее движения в нем; б) подъем пузырьков
газа, окклюдированных в слое нефти, находящейся
в секции сбора жидкости.
Процессы
очистки газа от основной массы
очистки жидкости, попвших в сепарационную секцию, и очистка
нефти от основной массы газа в виде пузырьков,
попавших в секцию сбора жидкости, завершаются
в газосепараторе.
Выделение
капель нефти из потока газа
может происходить под влиянием
нравитационной, инерционной и пленочной
сепарации. Гравитационная сепарация
осуществляется вследствие разности плотностей
жидкости и газа, т. е. под действием их
силы тяжести. Инерционная сепарация происходит
при резких поворотах потока газа. В результате
этого жидкость как более инертная выпадает
из потока газа, осаждаясь на жидкость,
находящуюся в газосепараторе, или на
внутреннюю его поверхность, а газ, как
менее инертный, перемещается к входу
в газоотводную трубу. На этом же принципе
построена и циклонная сепарация, осуществляемая
подачей газа в центробежный циклон, в
котром жидкость отбрасывается к внутренней
поверхности циклона и затем стекает вниз
в нефтяное пространство газосепаратора,
а газ выходит через центральную трубу
циклона. Циклонная сепарация при определенных
условиях весьма эффективна. Циклон можно
установить внутри газосепаратора, либо
снаружи.
На
количество и размер частиц
жидкости, попадающих в газосепаратор,
существенное влияние оказывают
условия ввода в него продукции
скважины, а на количество частиц
газа в виде пузырьков, попадающих секцию сбора жидкости,
оказывает важное влияние конструкция
подвода в нижнюю часть газосепаратора
и вывода нефти из него.
Подвод
жидкости на слой ее, находящийся
в секции сбора жидкости, может
быть осуществлен стеканием
с поверхности корпуса непосредственно или по наклонно-расположенной
плоскости (дефлектору), находящейся внутри
газосепаратора, или непосредственным
сбросом на ее поверхность.
ПЛЕНОЧНАЯ
СЕПАРАЦИЯ
Пленочная сепарация капель
нефти может происходить в газосепараторе
за счет действия инерционных (центробежных)
сил и в результате действия турбулентных
пульсаций, имеющих место в потоке газа.
Турбулентные пульсации, перемешивая
капли нефти в потоке газа, смещают
их в радиальном направлении к внутренней
поверхности газосепаратора. Отдельные
капли, достигая этой поверхности. Смачивают
ее и образуют на ней сплошную жидкостную
пленку. Жидкость на этой пленке держится
достаточно хорошо и при достижении определенной
толщины начинает непрерывно опускаться
вниз.
Эффект
пленочной сепарации имеет место
в той или иной степени во
всех газосепараторах. Он увеличивается
с повышением относительной величины
пленочных поверхностей и зависит
от формы и взаимного их расположения.
Вследствие этого полезно в газосепараторах
предусматривать пленочные поверхности.
Последние состоят из стальных материалов
(швеллерки, сетки, дырчатые листы, отбойные
щитки из листовой стали, жалюзийной решетки,
полые трубки и пр.), а также из полых неметаллических
тел – насадок (кольца Рашига), располагаемых
на стальных решетках.
Наличие
соответствующих удачно расположенных
форм твердых поверхностей внутри
газосепаратора позволяет значительно
снизить содержание капельной влаги и газе, выходящем
из него.
Эффект
пленочной сепарации капель нефти
из потока газа зависит также
от величины турбулентности газового
потока, т. е. от средней величины
параметра Рейнольдса, а также
от его величины в отдельных
местах, при прохождении газа между отбойными
поверхностями. При достижении скорости
движения газа в узких местах до определенной
величины (25 – 30 м/сек), называемой критической,
одновременно с сепарацией капель нефти
на пленку начнется срыв жидкости с поверхности
пленки и унос ее газом из газосепаратора.
ПЕНООБРАЗОВАНИЕ
Пена представляет газожидкостную
систему, состоящую из пузырьков газа,
разделенных тонкими пленками нефти. Пенообразование
зависит от условий подвода жидкости на
ее слой, находящийся в нижней части газосепаратора,
а также от наличия в нефти пенообразующих
веществ. Пенообразование усиливается
при падении жидкости с высоты на слой
нефти. Стекание же жидкости по внутренней
поверхности корпуса газосепаратора или
по наклонной поверхности (дифлектор),
кончающейся у поверхности корпуса газосепаратора,
почти не влияет на величину образовавшейся
пены. Пенообразование усиливается пузырьками
газа, всплывающими на поверхность нефти.
Для
уменьшения пенообразования в
продукцию скважины перед входом
ее в газосепаратор добавляют поверхностно-активные
вещества (ПАВ).
Одним
из самых известных способов
снижения пенообразования является
пропуск нефти через подогретую
воду. Для этой цели применяют
особые сепараторы, называемые подогревателями,
в нижнюю часть которых встроена печь, подогревающая
пластовую воду.
Оба
эти способа уменьшения пенообразования,
т. е. применение ПАВ и пропуск
нефти через подогретую воду,
способствуют снижению вязкости
нефти (нефтеводной эмульсии).
ВЫБОР
РАЗМЕРОВ И ТИПА ГАЗОСЕПАРАТОРОВ
Правильный
выбор размеров и типа газосепараторов
гарантирует надежную и экономически
выгодную бесперебойную его работу
в течение продолжительного времени.
Газосепаратор
следует выбирать таким, чтобы
производительность его при всех
возможных эксплуатационных условиях
была бы ниже номинальной. Номинальной
называют производительность, определяемую
по средним условиям завода, его изготовившего,
или конструкторской организации, по проекту
которой он изготовлен. Размеры его следует
принимать из расчета максимальных кратковременных
расходов, определяемых пульсирующей
работой скважины, а не по среднесуточной
производительности скважины. Учет пульсирующей
работы скважины может потребовать увеличения
пропускной его способности, что необходимо
для среднесуточной производительности
скважины. Если скважина работает с пульсирующим
режимом и при этом за один выброс в газосепаратор
может поступить нефти больше, чем его
емкость, то его производительность следует
выбирать из этих условий, а не из среднесуточной
производительности скважины.
Пренебрежение
этим приведет к тому, что газосепаратор
периодически будет переполняться
нефтью, в результате чего нефть
может поступать в газоотвод
вместе с газом, оседать в
нижней его части, сокращая
этим живое сечение трубы и вызывая указанные выше
осложнения.
Для
нефтей тяжелых и вязких размеры
газосепаратора должны быть больше,
чем для нефтей, обладающих меньшими
плотностью и вязкостью.
Горизонтальные
одноцилиндровые газосепараторы
применяют при высоких газовых факторах и малом количестве
жидкости. Для нефтей, обладающих большим
содержанием пенообразователей, применяют
двухцилиндровые газосепараторы, которые
также приспособлены для пульсирующего
поступления продукции скважины. Сферические
газосепараторы более компактны, дешевле,
чем каждый из предыдущих, легко могут
быть смонтированы один над другим. Эффективность
их увеличивается с увеличением давления
сепарации. При больших объемах газа
и пульсирующих потоках они уступают горизонтальным.
В них ограниченный объем для газа и жидкости,
регулировка уровня сложнее, чем в вертикальном.
Их проще монтировать на салазках и тележках.
Поэтому их полезно использовать в передвижных
и опытно-передвижных установках, где
требуется быстро получить данные о составе
пластовой нефти, количестве и составе
легких углеводородов, выделяющихся из
них и остающихся в нефти при различных
давлениях сепарации.
ГАЗОВЫЙ
ФАКТОР
Газовым
фактором называют количество
газа в м (или в кг) при
стандартных физических условиях,
отнесенное к 1 m (или 1 м ) нефти.
Газ
выделяется на каждой ступени
процесса сепарации, поэтому газовый
фактор может быть определен
или для каждой ступени или
общий для всех ступеней. Общий
газовый фактор равен сумме
объемов газа в м (или
в кг) при стандартных условиях всех ступеней, деленной
на объем в м (или в m) товарной нефти.
Имеющиеся
величины газового фактор и
состава газа на новых месторождениях
позволяют установить ориентировочное
количество газа, добываемого на
промысле, иметь представление ресурсах
газа и отдельных головных углеводородов,
осуществить гидравлические расчеты при
перемещении газа по трубам, установить
размеры и количество газосепараторов,
количество и размеры компрессоров, производительность
завода или установки по извлечению углеводородов
из газа и пр.
Газ
выделяется из нефти в нескольких
пунктах (последовательно расположенные
газосепараторы, мерники, сырьевые
и товарные резервуары и др.).
Поэтому общий газовый фактор
исчисляют как сумму объемного
или весового его количества
при стандартных физических условиях,
отнесенную к 1 m (или м ) товарной нефти.
Величина
газового фактора, состав и
количество углеводородов, содержащихся
в 1 м газа, на разных нефтяных
месторождениях неодинаковы. Они
зависят от условий сепарации,
количества индивидуальных углеводородов,
содержащихся в 1 m пластовой нефти, от
наличия свободного газа в пласте, от положения
скважины на структуре, от литологического
состава пород у забоя скважины, от расстояния
забоя скважины до водо-нефтяного контакта
в пласте и др.
На
нефтяных месторождениях, разрабатываемых
с поддержанием пластового давления,
газовый фактор и состав газа
при постоянных условиях его
сепарации не изменяются. Если
же пластовое давление уменьшается,
то газовый фактор увеличивается,
состав газа изменяется в сторону увеличения
более легких углеводородов.
На
нефтяных месторождениях, разрабатываемых
с поддержанием пластового давления,
величина газового фактора непрерывно
увеличивается (рис.9), доходит до максимума,
и затем резко уменьшается в конечной
стадии разработки. Уменьшение газового
фактора по мере разработки нефтяного
месторождения является следствием истощения
запасов растворенного газа в нефти. Конечный
горизонтальный отрезок правого крыла
кривой соответствует прекращению разработки
залежи. Вместе с этим изменяется и состав
газа. Увеличение газового фактора происходит
за счет предварительного выделения в
пласте легких углеводородов из нефти
вследствие снижения пластового давления.
При этом в скважину поступает вместе
с нефтью также и часть газа, ранее выделившаяся
из нее. К этому газу в скважине добавляется
также газ, выделяющийся из нефти вследствие
падения давления по мере ее подъема вверх.
Рис.9. Изменение газового фактора в процессе
разработки нефтяного месторождения без
поддержания пластового давления.
Следовательно,
газовый фактор на нефтяных
месторождениях, разрабатываемых с
поддержанием пластового давления,
выражает количество газа, выделившегося
из 1 m пластовой нефти, а на нефтяных
месторождениях, разрабатываемых без
поддержания пластового давления.
ВЛАЖНОСТЬ
ГАЗА
Нефтепромысловый газ, в котором
содержатся пары пластовой воды, называется
влажным газом. Почти все нефтепромысловые
газы, выходящие из газосепараторов, являются
влажными газами, вследствие того что
вся или часть нефти, поступающей из скважины
в них, в какой-то степени обводнена. Влажность
нефтепромыслового газа непрерывно увеличивается
с увеличением обводненности нефти, и
при определенных условиях нефтепромысловый
газ может быть насыщен водяными парами.
Вес водяного пара, содержащегося в 1 м
влажного газа при нормальных условиях,
называют абсолютной (объемной) влажностью
газа (концентрация С ). Так как объем этого
пара также равен 1 м , то абсолютная влажность
измеряется плотностью водяного пара
в смеси р (в г/м ), т. е. р = С /1000. Ввиду малых
абсолютных значений р всегда выражается
в г.
Отношение
веса водяного пара, заключенного
в 1 м влажного газа (р ), к
максимально возможному весу
водяного пара в 1 м при
отй же температуре и том
же давлении (р ) называют относительной
влажностью газа, или степенью насыщения
газа, т. е.