Выбор нефтегазовых сепараторов

Вариант

Гидравлический расчет нефтепроводов

Расчетная часть

Задача 1.1. Рассчитать давление на устье Р_у добывающей скважины для следующих условий: выкидная линия горизонтальная, местные сопротивления отсутствуют, длина выкидной линии l = 4200 м, внутренний диаметр выкидной линии d_вн = 0,1 м, дебит скважины Q = 320 м³/сут, плотность нефти ρ_н= 850 кг/м³ ; давление перед входом в сепаратор Р_с = 1,5 МПа, вязкость нефти μ_н = 3,5 мПа*с.

Решение. В связи с тем, что выкидная линия горизонтальная Z₁ = Z₂.

Уравнение Бернулли записывается в виде

Р_у = Р_с + ΔР_тр,

где ΔР_тр – потери давления по длине от устья до сепаратора.

Рассчитаем скорость движения нефти по формуле:

.

Определим число Рейнольдса по формуле:

,

Значит режим течения турбулентный

.

Рассчитаем потери давления по длине трубопровода:

.

Давление на устье скважины определим по формуле

Р_у =1,5 + 0,12 ≈1,6 МПа.

Вывод: На устье скважины давление для данных условий должно быть 1,6 МПа.

Выбор нефтегазовых сепараторов

Расчет вертикального гравитационного сепаратора

Расчет этих сепараторов ведется для газовой и жидкой фаз. Для газовой

фазы рассчитывается пропускная способность сепаратора V_г. при известных

диаметре сепаратора D_с, термобарических условиях в нем (Р_с; Т_с) и свойств

фаз (ρ_н, ρ_г, μ_н, μ_г).

Учитывая осаждение в газовом потоке жидких и твердых частиц в поле

силы тяжести, максимальная пропускная способность по газу.

, (2.3)

где υ_г.max – максимальная пропускная способность сепаратора по газу, расход

которого приведен к нормальным условиям, м³/сут; d_ж – диаметр капли жид-

кости, м (d_ж = 1 10^-4 м); Р_с – давление в сепараторе, Па; Т_с – температура в

сепараторе, К; μ_г – 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 d_г – диаметр пузырька газа, (принимается d_г = 1·10^-3 м)

μ_н– вязкость нефти, Па·с.

Задача 2.1. Рассчитать пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора диаметром D_с=1,2 м. Жидкая фаза – нефть плотностью ρ=860 кг/м³ (при давлении в сепараторе Р_с = 1,5 МПа, температура Т_с = 295 К) и вязкостью при этих условиях μ_н = 7 мПа·с. Плотность газа в нормальных условиях ρ_го = 1,30 кг/м³. Вязкость газа в условиях сепаратора μ_г = 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 0,6D.

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.