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 м33.

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 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: 2016-06-22; просмотров: 2819; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2022 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.027 сек.