Эффективность процесса сепарации нефти от газа
Эффективность работы сепараторов влияет на стабильный режим работы всей газосборной системы: капли нефти и воды, унесенные газом из сепаратора, могут выпасть в газопроводе, образуя жидкостные пробки, привести к образованию гидратных пробок и просто уменьшить сечение газопровода, снизив тем самым его пропускную способность.
Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями:
1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;
2) количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти.
Коэффициенты уноса определяют по формулам:
(41)
(42)
где
qЖ – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м3/ч;
qГ - объемный расход окклюдированного газа, уносимого потоком жидкости, м3/ч;
QГ - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч;
QЖ - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, при рабочих температуре и давлении, м3/ч.
Чем меньше величина этих показателей, тем эффективнее работа сепаратора.
По практическим данным приняты временные нормы, по которым Кж £ 50 см3/1000 м3 газа и КГ £ 0,02 м3/м3.
Эффективность процесса сепарации зависит от:
1) средней скорости газа в свободном сечении сепаратора. Значения WmaxГ– для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с. Степень очистки газа от жидкости в зависимости от скорости газа представлена на рис.22.
2) времени задержки жидкости в сепараторе τЗ: чем больше время пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив КГ.
3) физико-химических свойств нефти и газа: вязкости, поверхностного натяжения, способности к пенообразованию.
Для невспенивающейся нефти время задержки изменяется от 1 до 5 мин. Для вспенивающейся – от 5 до 20 мин. Выбор конкретного τЗ для различных условий сепарации производится только по результатам исследования уноса жидкости и газа.
Нефть тем легче подвергается процессу разгазирования, чем меньшим поверхностным натяжением она обладает на границе с газом (паром).
4) Конструктивных особенностей сепаратора: способ ввода продукции скважин, наличие полок, каплеуловительных насадок и др.
5) Уровня жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор.
6) Расходов нефтегазовой смеси: при большом расходе увеличивается коэффициент уноса газа, т.к. весь газ не успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует увеличить количество сепараторов.
При высоком газовом факторе увеличение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе.
7) Давления и температуры в сепараторе.
На количество газа, уносимого нефтью из сепаратора, при одной и той же дисперсности газо-жидкостной системы влияет давление сепарации. Вес газового пузырька в слое нефти в сепараторе зависит от его диаметра и от установленного в нем давления.
Показать это можно следующим образом. Пусть Р2>P1. Вес пузырька будет:
Если принять, что вес газа, заключенного в пузырьке при разных давлениях, будет одинаков, то получим
(43)
Отсюда:
(44)
Из уравнения (44) следует, что при повышении давления сепарации диаметр пузырька газа уменьшается при сохранении его веса. Отсюда можно предположить, что при повышении давления сепарации увеличится унос нефтью мелких и в то же время более тяжелых пузырьков, которые при низком давлении всплывают в слое нефти, так как по формуле Стокса (20) скорость всплытия связана с квадратом диаметра пузырька.
Следовательно, при повышении давления сепарации коэффициент уноса газа – увеличится. Это хорошо иллюстрируется рис.22.
Повышение температуры нефти приведет к снижению ее вязкости и, следовательно, к увеличению скорости всплытия пузырька газа. Следовательно, повышение температуры приведет к уменьшению коэффициента уноса газа нефтью КГ.
Дата добавления: 2016-06-09; просмотров: 3318;