Теоретическая часть
Эффективность процесса сепарации зависит от степени очистки нефтяного газа от капельной жидкости и жидкости от газа, что характеризуется: коэффициентами уноса жидкости потоком газа Кж, газа потоком жидкости Кг, предельной средней скоростью газа в свободном сечении сепаратора Vг.max и времени задержки жидкости в сепараторе t3. Коэффициентами уноса жидкости и газа и показатели совершенства сепараторов Vг.max 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.
Коэффициентами уноса жидкости и газа определяются по формулам:
Кж = qж/Qг; (2.1)
Кг = qг/Qж, (2.2)
где qж – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м3/ч; qг – объемный расход газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора, м3/ч; Qж – объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, определяемые при рабочих давлениях и температурах сепарации, м3/ч; Qг – объёмный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч.
Чем меньше Кж и Кг при прочих равных условиях, тем совершеннее сепаратор. По практическим данным коэффициенты уноса жидкости и газа имеют следущие значения Кж ≤ 50 см3/1000м3 газа и Кг ≤ 0,02м3/м3 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 МН/м2
(64 кГс/см2), среднего 2,45 МН/м2 (25 кГс/см2), низкого давления
0,588 МН/м2 (6 кГс/см2) и вакуумные;
5) по числу обслуживаемых скважин – индивидуальные и групповые.
Расчетная часть
Расчет вертикального гравитационного сепаратора
Расчет этих сепараторов ведется для газовой и жидкой фаз. Для газовой
фазы рассчитывается пропускная способность сепаратора Vг. при известных
диаметре сепаратора Dс, термобарических условиях в нем (Рс; Тс) и свойств
фаз (ρн, ρг, μн, μг).
Учитывая осаждение в газовом потоке жидких и твердых частиц в поле
силы тяжести, максимальная пропускная способность по газу.
, (2.3)
где υг.max – максимальная пропускная способность сепаратора по газу, расход
которого приведен к нормальным условиям, м3/сут; dж – диаметр капли жид-
кости, м (dж = 1 10-4 м); Рс – давление в сепараторе, Па; Тс – температура в
сепараторе, К; μг – вязкость газа, Па·с.
Исходя из условий всплывания пузырьков газа в движущейся в сепара-
торе нефти, максимальная допустимая способность сепаратора, м3/сут.
, (2.4)
где dг – диаметр пузырька газа, (принимается dг = 1·10-3 м)
μн – вязкость нефти, Па·с.
Задача 2.1. Рассчитать пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора диаметром Dс =1,2 м. Жидкая фаза – нефть плотностью ρ =860 кг/м3 (при давлении в сепараторе Рс = 1,5 МПа, температура Тс = 295 К) и вязкостью при этих условиях μн = 7 мПа·с. Плотность газа в нормальных условиях ρго = 1,30 кг/м3. Вязкость газа в условиях сепаратора μг = 1,35·10-5 Па·с. Коэффициент сверхсжимаемости Z принять равным 1.
Решение: Вычислим плотность газа при условиях сепарации
кг/м3.
По формуле (2.3) рассчитаем максимальную пропускную способность
сепаратора по газу
м3/сут.
Пропускную способность по жидкости рассчитаем по формуле (2.4)
м3/сут.
При заданном условии в данном сепараторе можно будет сепарировать 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, формулирующими зоны ввода, отстоя, вывода продукции.
Объем сепаратора V рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости и времени пребывания в сепараторе
, (2.5)
где Q – нагрузка по жидкости, м3/мин.;
t – время пребывания, мин.;
С – коэффициент заполнения объема аппарата жидкостью, равный 0,5, колеблется от 0,4 до 0,6 D.
Ориентировочные время пребывания жидкости в аппарате в зависимо-
сти от типа нефтей и характера технологического процесса.
Таблица 2.1 – Ориентировочные время пребывания жидкости в аппарате
| Тип нефтей | Плотность кг/м3 | Вязкость кинематическая 10 -6 м2/с | Ориентировочное время пребывания жидкости в га- зонефтяном 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 %. Время пребывания для легких и средних нефтей увеличивается в 1,5 раза. Для тяжелых нефтей в 2 раза и более. Время пребывания жидкости в сепараторах может корректироваться по мере накопления данных по свойствам эмульсий в процессе эксплуатации месторождений.
Задание:
рассчитать пропускную способность вертикального гравитационного
сепаратора по исходным данным, приведенным в таблице 2
Таблица 2 – Исходные данные к задаче 2.1
| Исходные данные | Варианты | |||||||||
| Диаметр сепарато- ра Dс, м | 1,4 | 1,2 | 1,4 | 1,5 | 2,2 | 1,6 | 1,4 | 1,6 | 2,2 | |
| Плотность нефти ρн, кг/м3 | ||||||||||
| Давление в сепара- торе, Pс, МПа | 1,6 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,5 |
| Плотность газа, ρг, кг/м3 | 1,30 | 1,25 | 1,20 | 1,15 | 1,10 | 1,25 | 1,30 | 1,2 | 1,15 | 1,30 |
Температура в сепараторе Tс = 300 K.
Вязкость нефти μн = 8 мПа·с.
Вязкость газа μг = 1,4·10-5 Па·с.
