сепараторах первой ступени

Качество работы газонефтяных сепараторов первой ступени определяется в основном условиями работы осадительной и каплеуловительной секции. При этом эффективность сепарации газа оценивается удельным количеством капельной жидкости (нефти), уносимой потоком газа из сепаратора и характеризуемой коэффициентом уноса жидкости:

К_ж = G_ж/G_г , (12.1)

где G_ж – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, м³/сут; G_г - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м³/сут.

При этом все объемные расходы газа и жидкости приведены к давлению и температуре в сепараторе. Принимается также, что в сепараторе газообразная и жидкая фазы находятся в термодинамическом равновесии.

Рекомендуется при расчетах и проектировании газонефтяных сепараторов принимать

К_ж ≤ 10^-8. (12.2)

Технико-экономическое совершенство газонефтяных сепараторов определяется его пропускной способностью и металлоемкостью. Максимально допустимую скорость (м/с) газового потока в гравитационных сепараторах при давлении сепарации рекомендуется определять по формуле

(12.3)

где p – давление в сепараторе, МПа.

В вертикальных сепараторах допустимые скорости потока газа относятся к полному поперечному сечению сепаратора, а в горизонтальных – к поперечному сечению аппарата, не занятому жидкостью. Таким образом, объемная пропускная способность сепаратора по газу, приведенная к нормальным условиям, будет определяться следующим образом:

(12.4)

где F – площадь поперечного сечения потока газа в сепараторе; p – давление в сепараторе, Мпа; Т – температура в сепараторе, К; z – коэффициент сжимаемости реального газа; р₀ , Т₀ – нормальные давление и температура (р₀ =0,1013 Мпа, Т₀=273К).

В первом приближении, подставляя в эту формулу скорость и пренебрегая различием объемов реального и идеального газов при давлениях первой ступени сепарации нефти на промыслах до 0,6 МПА, получают (м³/с)

(12.5)

Можно пользоваться формулой выражая Q_гп в м³/сут,

(12.6)

Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепаратора по газу пропускная способность его по жидкости (м³/сут) должна быть не менее

(12.7)

где G(p) – отношение объема газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе, к объему нефти (объем газа приведен к нормальным условиям); В – обводненность добываемой продукции.

Для заданных размеров газонефтяного сепаратора доля сечения, занятая потоком газа, должна удовлетворять неравенству

(12.8)

где f_г – доля поперечного сечения сепаратора, занятая газовым потоком; D – диаметр газонефтяного сепаратора, м; Q_ж – объемный расход жидкости, проходящий через сепаратор, м³/сут.

Примеры расчетов

Пример 12.1. Определить необходимый диаметр вертикального сепаратора, если нагрузка на него по жидкости составляет Q_ж = 10000 м³/сут, газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К равен G(p) =100 (объем газа приведен к нормальным условиям), обводненность добываемой продукции В = 0,5.

Решение

Так как сепаратор вертикальный, следовательно, все его поперечное сечение занято потоком газа. Поэтому

(12.9)

так как f_г = 1, то

(м²).

Откуда D =2,05 м.

Из технических характеристик вертикальных сепараторов известно, что максимальный диаметр их не превышает 1,6 м, следовательно, вертикальные сепараторы в данных условиях использоваться не должны.

Пример 12.2. Определить максимальную нагрузку на вертикальный сепаратор диаметром 1,6 м по жидкости, если газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К равен G(p) = 100 нефти (объем газа приведен к нормальным условиям), обводненность добываемой продукции В = 0,5.

Решение

Максимальная пропускная способность вертикального сепаратора по газу при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К составит (все поперечное сечение вертикального сепаратора занято потоком газа)

(м³/сут).

Из технической характеристики вертикальных сепараторов известно, что пропускная способность сепараторов по газу с рабочим давлением 0,6 Мпа и диаметром 1,6 м равна 0,670·10⁶ м³/сут. Это в 2,21 раза завышено по сравнению с рекомендацией полученной из ограничения максимальной скорости потока (не более 0,1 м/с) газа в гравитационном сепараторе при давлении 0,6 МПа и температуре 273 К. Поэтому для дальнейших расчетов пропускную способность сепаратора по газу принимают 303 000 м³/сут.

По определению

где Q_г(p) – объемный поток газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе (объем газа приведен к нормальным условиям), м³/сут; Q_н – объемный поток нефти, поступающей в сепаратор, м³/сут. Если известно G(p) и найдено Q_г(p), то

Q_н = 303 000/100 = 3030м³/сут.

Так как обводненность продукции равна 50 %, то максимальная нагрузка на сепаратор по жидкости составит

Q_ж = 3030/0,5 = 6060 м³/сут.

Определим допустимую нагрузку на сепаратор по жидкости для заданных условий

(м³/сут).

Расчет дает сразу же нужный результат, расхождение на 5 м³/сут вызвано округлениями при расчете.

Пример 12.3. Определить долю сечения горизонтального газонефтяного сепаратора конструкции ЦКБН, которая должна быть занята потоком газа, если нагрузка на сепаратор по жидкости составляет 10 000 м³/сут, из 1 м³ нефти в сепараторе выделяется 100 м³ газа (объем газа приведен к нормальным условиям). Давление в сепараторе 0,6 Мпа, температура 293 К. Диаметр сепаратора 2,2 м. Обводненность нефти 50 %.

Решение

Сразу можно найти долю поперечного сечения сепаратора, занятую потоком газа, чтобы скорость его была не более рекомендуемой (0,1 м/с)

По технической характеристике горизонтального сепаратора НГС6-2200 при рабочем давлении 0,6 Мпа и пропускной способности по жидкости 10 000 м³/сут пропускная способность его по газу составляет 600 000 м³/сут.

Рассчитывают допустимую нагрузку на сепаратор по газу с учетом того, что

(м³/сут),

т.е. пропускная способность по газу сепаратора не может быть реализована.

Пример 12.4. Подобрать горизонтальный газонефтяной сепаратор конструкции ЦКБН, если нагрузка на него по нефти составляет 20000 м³/сут с рабочим давлением 0,6 Мпа и температурой 20 ⁰С. Давление насыщения пластовой нефти 10,2 Мпа, пластовая температура 54 ⁰С, газонасыщенность 136,5 м³/т (объем газа приведен к нормальным условиям), плотность дегазированной нефти при 20 ⁰С и атмосферном давлении 825,1 кг/м³, относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти 1,09, молярные доли – азота 0,0278 и метана 0,3906 в газе однократного разгазирования.

Решение

Для выбора сепаратора необходимо рассчитать его нагрузку по газу, которую можно определить методике ступенчатого разгазирования нефти.

Количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти в сепараторе, приведенное к нормальным условиям, может быть рассчитано по формуле

(12.10)

где Г_т – газонасыщенность пластовой нефти, м³/т, объем газа приведен к нормальным условиям;

(12.11)

p_S20 – давление насыщения нефти при 20 ⁰С, Мпа;

(12.12)

p_s – давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, Мпа; t_пл – пластовая температура, ⁰С;

(12.13)

, N_A – молярная доля метана и азота, соответственно, в газе однократного разгазирования нефти до атмосферного давления при 20 ⁰С;

(12.14)

ρ_н – плотность дегазированной нефти при 20 ⁰С и атмосферном давлении, кг/м³; - относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти.

Находят

Давление насыщения нефти газом при 20 ⁰С

(МПа).

Рассчитывают вспомогательные коэффициенты

Зная вспомогательные коэффициенты, находят количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти при условиях в газонефтяном сепараторе,

(м³/т).

Так как нагрузка на сепаратор по нефти составляет 20000 м³/сут, то соответствующая нагрузка на сепаратор по газу составит

(м³/сут).

Как следует из таблицы 12.1, наиболее подходит сепаратор НГС6-3000 с пропускной способностью по газу 1,50·10⁶ м³/сут. Пропускная способность этого сепаратора по нефти превышает ожидаемую нагрузку на 10000 м³/сут, а по газу меньше ожидаемой на 168000 м³/сут.

Таблица 12.1

Основные параметры сепараторов ЦКБН, рассчитанных на

рабочее давление 0,6 МПА

Задачи для самостоятельного решения

Задача 12.1.Определить максимальную нагрузку на вертикальный сепаратор диаметром 1,6 м по жидкости, если газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К равен G(p) = 100 (объем газа приведен к нормальным условиям), обводненность добываемой продукции В = 0,5

Задача 12.2.Подобрать горизонтальный газонефтяной сепаратор конструкции ЦКБН, если нагрузка на него по нефти составляет 20 000 м³/сут с рабочим давлением 0,6 Мпа и температуре 20 С. Давление насыщения пластовой нефти 10,2 Мпа, пластовая температура 54 С, газонасыщенность 136,5 м³/т (объем газа приведен к нормальным условиям), плотность дегазированной нефти при 20 С и атмосферном давлении 825,1 кг/м³, относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти 1,09, молярные доли- азота 0,0278 и метана 0,3906 в газе однократного разгазирования.

Задача 12.3.На дожимной насосной станции (ДНС) в сепараторе первой ступени поддерживают давление 0,6 Мпа. Длина сборного коллектора, идущего от «Спутника» до ДНС, L= 10 км и (внутренний) диаметр его D= 0,3 м. Сборный коллектор горизонтален. Объем перекачиваемой нефти G= 3800 т/сут, ее плотность ρ=0,8 т/м³, кинематическая вязкость v=100 мм²/с. Определить необходимый начальный напор H_н или начальное давление p_н.

Задача 12.4.Определить необходимый диаметр горизонтального отстойника для предварительного сброса воды с относительной высотой водяной пушки в нем e=0,46, если максимальная нагрузка на него по жидкости не превысит 6300 т/сек, а обводненность эмульсии в зоне отстоя колеблется от 30 до 45%. Вязкость нефти в условиях эксплуатации отстойника из-за температурных колебаний может изменяться от 3,5 до 4 мПа^.с.

Задача 12.5.В начало сборного коллектора длиной L = 10 км, диаметром D = 0,2 м подают товарную нефть в количестве G = G_т+ G_п = 180 т/ч, вязкостью m= 20 мПа^.с и р= 800 кг/м³. Из сборного коллектора нефть отбирают в трех точках соответственно с q₁= 20 т/ч, q₂= 50 т/ч и q₃= 100 т/ч. Расстояние от начала коллектора и до точек отбора нефти следующие: l₁= 4000 м, l₂= 200 м, давление равно 1,6 Мпа. Сборный коллектор проложен горизонтально и местных сопротивлений не имеет.

Задача 12.6.В начало сборного коллектора (рис.12.2) длиной L (см. табл. 12.2) и диа­метром D₁ подается нефть в количестве G₁ вязкостью μ и

Рис. 12.2. Схема сборного коллектора

Таблица 12.2

Исходные данные к задаче 12.6

плотностью J⁰. К коллектору в разных точках под­соединены три трубопровода с подачами g₁, g₂, g₃. Диаметр коллектора в местах подсоединения коллектора изменяется. Протяженности отдельных участков сборного коллектора L₂, L₃ и L₄. Определить диаметры D₂, D₃, D₄ и общие потери напора в коллекторе при условии, что Р_н = 5,5 Мпа и Р_к = 0,55 Мпа. Гостовские размеры диаметров труб даны в приложении 32.

Задача 12.7. Определить диаметры отдельных участков сборного газопровода (рис. 12.3) и подобрать диаметр труб по сортаменту.

Газопровод транспортирует газ от групповых замерно-сепарационных установок (ГЗСУ) до компрессорной станции (КС).

Исходные данные: Q₁ = 630 м³/сут; Q₂ = 700 м³/сут; Q₃ = 730 м³/сут; l₁=3км, l₂ = 2,3км, l₃ = 4,3км, l₄ = 4км, l₅ = 6км. Р₁ = Р₂ = Р₃ = 0,35 МПа, Р_кс=0,12 МПа, ρ_н = 1,4 к/м³; Т = 298 ºК; Z = 1; Р₄ и Р₅ см. в табл. 12.3.

Рис. 12.3. Газопроводная сеть

Таблица 12.3

Исходные данные к задаче 12.7

Задача 12.8. На сепарационную установку (СУ) поступает нефть в количестве: G, тыс.м³/сут с газовым фактором 100 м³/м³ (объем газа приведен к нормальным условиям). Сепарация производится при давлении 0,6 МПа и температуре 293 ºК. Плотности нефти и газа соответственно равны ρ_н, ρ_г (табл. 12.4). Подобрать потребное для СУ количество сепараторов типа ЦКБН, (приложение 33), принимая в качестве критерия выбора минимум металловложений в СУ. Сделать проверку для выбранного сепаратора расчет пропускной способности по жидкости и газу. В расчетах принимать диаметр пузырька газа в жидкости и частицы жидкости в газе d=10^-4 м.

Таблица 12.4

Исходные данные к задаче 12.8

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: