1  Контактное разгазирование, 2  дифферен­циальное разгазирование

Так, например, одноступенчатую сепарацию приближенно можно рассматривать как контактный процесс разгазирования, а многоступенчатую  как дифференциальный. В соответствии с этим при одинаковых температурах и конечных давлениях сепа­рации количество и состав газа, выделяющегося из нефти при одноступенчатой сепарации, не совпадают с суммарным количе­ством и составом газа, выделившегося при многоступенчатой сепа­рации.

Экспериментальные данные показывают, что при дифференци­альном разгазировании, в результате сохранения в жидкой фазе бутанов и пентанов, выход нефти увеличивается до 5% (по весу) по сравнению с контактным разгазированием.

13. Классификация сепараторов, основные элементы сепаратора. Разновидности конструкций сепараторов.

14. Сравнительная характеристика сепараторов различных типов.

15. Расчет количества газа, выделяемого из нефти по коэффициенту растворимости.

Состав и число фаз (газа и нефти), которые выделяются в сепара­торе, можно регулировать изменением давления и температуры.

Многоступенчатую сепарацию применяют, как известно, для задержания в нефти тяжелых углеводородов (бутанов и пентанов). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход нефти по сравнению с однократным разгазированием.

Суммарное количество газа (свободного и растворенного) V₀, поступающего в первую ступень сепаратора, определится по фор­муле

(17)

Если нефть добывается с пластовой водой, то формула (17) представится в следующем виде:

(18)

где W  обводненность нефти, %; Q_ж1  расход жидкости (нефть + вода).

Количество газа, оставшегося в растворенном состоянии в нефти на первой ступени сепарации V_р1 с учетом обводненности нефти, будет

(19)

Количество выделившегося из нефти газа на первой ступени

(20)

Количество газа, выделившееся на второй ступени сепарации, определится как разность величин растворенного газа на первой и второй ступенях или разностью давлений на этих ступенях, т. е.

(21)

По данной схеме расчета для последующих ступеней имеем

(21а)

В формулах (17), (19), (20) и (21a) обозначены: Г₀  газовый фактор, приведенный к нормальным условиям, м³/м³; V₀  количество растворенного и свободного газа в нефти перед первой ступенью сепаратора, м³/сут;

V_р1, V_p2, ..., V_рn  коли­чество растворенного газа на различных ступенях, м³/сут;

р₁, р₂, …, р_n  давление на различных ступенях, Па;

V₁, V₂, …, V_n  количество газа, выделяемое из нефти соответственно при давлениях р₁, р₂, …, р_n (в 1, 2, ..., n ступенях), м³/сут;

Q_ж1, Q_ж2, … , Q_{ж n}  соответственно количество жидкости до первой ступени сепарации, а также количество жидкости на 1, 2, ..., n ступенях сепарации, м³/сут;

₁, ₂, …, _n  коэффициенты рас­творимости газа в нефти при условиях сепарации [мс²/кг; м³/(м³кгс/см²)].

Примерные кривые растворимости газа в нефти Г_н и воде Г_в, а также газовый фактор Г и коэффициент растворимости газа  при различных давлениях в сепараторе и постоянной температуре показаны на рис. 58, а, а на рис. 58, б даны те же примерные кривые в зависимости от изменения температуры и давления. Кривые за­висимости обычно получают в лабораторных условиях при разгазировании проб нефти в бомбах PVT.