Выбор нефтегазовых сепараторов (2 часа).
Эффективность процесса сепарации зависит от степени отделения нефтяного газа от капельной жидкости и жидкости от газа, что характеризуется: коэффициентами уноса жидкости потоком газа Кж, газа потоком жидкости Кr, предельной средней скоростью газа в свободном сечении сепаратора Vrmax и временем задержки жидкости в сепараторе t3. Коэффициенты уноса жидкости и газа и показатели совершенства сепараторов Vrmax и t3 зависят от физико-химических свойств нефти и нефтяного газа, их расходов, рабочих давлений и температур, способности нефти к вспениванию, уровня жидкости в сепараторе, конструктивных особенностей сепаратора.
Коэффициенты уноса жидкости и газа определяются по формулам:
Kж=qж/Qr (4.1)
Kr=qr/Qж (4.2)
где qж - объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м3/ч; qr - объемный расход газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора, м3/ч; QK - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, определяемые при рабочих давлениях и температурах сепарации,м3/ч; Qr - объёмный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч.
Чем меньше Кж и Кr при прочих равных условиях, тем совершеннее сепаратор. По практическим данным коэффициентами уноса жидкости и газа имеют следующие значения Кж< 50 см3/1000м3 газа и Кr < 0,02м3/м жидкости.
Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, можно условно подразделить на следующие основные категории:
1) по назначению - замерные и сепарирующие;
2) по геометрической форме и положению в пространстве - цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;
3) по характеру проявления основных сил - гравитационные, инерционные (жалюзийные), центробежные и ультразвуковые;
4) по рабочему давлению - высокого давления - 6,28 МПа (64 кГс/см2), среднего 2,45 МПа (25 кГс/см2), низкого давления 0,588 МПа (6 кГс/см2) и вакуумные;
5) по числу обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые сепарационные установки.
Расчет вертикального гравитационного сепаратора.
Расчет этих сепараторов ведется для газовой и жидкой фаз. Для газовой фазы рассчитывается пропускная способность сепаратора Vr при известных диаметре сепаратора Dс, термобарических условиях в нем (Рс; Тс) свойствах газа и нефти .
Учитывая осаждение в газовом потоке жидких и твердых частиц в поле силы тяжести, максимальная пропускная способность по газу определяется:
(4.3)
где Vrmax - максимальная пропускная способность сепаратора по газу, расход которого приведен к нормальным условиям, м3/сут; dж - диаметр капли жидкости, м (dж = 1х10-4 м); Pс - давление в сепараторе, Па; Тс - температура в сепараторе, К; - вязкость газа, Па × С.
Исходя из условий всплывания пузырьков газа в движущейся в сепараторе нефти, максимальная допустимая способность сепаратора м3/сут.
(4.4)
где dr- диаметр пузырька газа, (принимается dr= 1х10-3) м.
- вязкость нефти, Па-с,
Задача 4.1. Рассчитать пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора диаметром Dc = 1 ,2м. Жидкая фаза - нефть плотностью р = 860 кг/и"' (при давлении в сепараторе Рс = 1,5 МПа, температура Тс = 295 К) и вязкостью при этих условиях h = 7 мПа-с. Плотность газа в нормальных условиях = 1,30 кг/м3. Вязкость газа в условиях сепаратора = 1,35х 1 0-5 Па-с. Коэффициент Z принять равным 1.
Решение: Вычислим плотность газа при условиях сепарации
По формуле (4.3) рассчитаем максимальную пропускную способность сепаратора по газу
Пропускную способность по жидкости рассчитаем по формуле (4.4)
При заданном условии в данном сепараторе можно будет качественно сепарироваться нефть до 6400 м3/сут. с газовым фактором до 626 м3/м3.
Подобрать горизонтальный сепаратор можно по следующей методике.
В основу базового варианта аппаратов принят нормальный ряд емкостей 25, 50, 100 и 200 м3 на рабочее давление 0,6; 1,6; 2,5; 4,0 МПа различного климатического и коррозионного исполнения. Сепараторы оснащены различными конструктивными элементами, формирующими зоны ввода, отстоя и вывода продукции.
Объем сепаратора V рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости и времени пребывания в сепараторе
(4.5)
где Qж - нагрузка по жидкости, м3/мин.;
tз - время пребывания, мин.;
С- коэффициент заполнения объема аппарата жидкостью, равный 0,5, колеблется от 0,4 до 0,6D.
Ориентировочное время пребывания жидкости в аппарате в зависимости от типа нефтей и характера технологического процесса
Таблица 4.1 - Ориентировочное время пребывания жидкости в аппарате
Тип нефтей | Плотность, кг/м3 | Вязкость кинематическая, 10-6 м2/с | Ориентировочное время пребывания жидкости в газонефтяном сепараторе, мин. |
Легкая | до 850 | до 10 | до 5 |
Средняя | 850-890 | 10-45 | 5-10 |
Тяжелая | более 890 | более 45 | 10-30 |
Сернистая | 10-30 |
При сепарации обводненных нефтей в газонефтяном сепараторе рекомендованное время пребывания, приведенное в таблице, применимо и при водосодержании агрегатно-устойчивой эмульсии в пределах 30-60 %, а время пребывания для легких и средних нефтей увеличивается в 1,5 раза, для тяжелых нефтей в 2 и более раза. Время пребывания жидкости в сепараторах может корректироваться по мере накопления данных по свойствам эмульсий в процессе эксплуатации месторождений.
Дата добавления: 2015-04-10; просмотров: 4936;