Выбор оптимального числа ступеней сепарации
Теоретическая часть
Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан с довольно сложными расчетами при использовании констант равновесия, и поэтому здесь он подробно не приводится. Но для того, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступеней сепарации, необходимо рассмотреть два способа разгазирования нефти в бомбе pVT (давление, объем, температура) – дифференциальный и контактный – и показать, каким из них лучше всего пользоваться при решении этого вопроса. На рисунке. 3.1, а приведена схема многоступенчатой сепарации с условным выделением и отводом за пределы сепаратора смеси отдельных компонентов газа на каждой ступени, т. е. показано дифференциальное разгазирование нефти, характеризующееся постепенным снижением давления (p1, р2, ..., рп), начиная от давления насыщения рн, когда весь газ в нефти растворен, а на рисунке 3.1, б – одноступенчатое (контактное) разгазирование нефти, при котором происходит резкое понижение давления от рн до рп и одноразовый отвод из сепаратора всего выделившегося из нефти газа.
Условно показано также количество поступающей нефти на первую ступень сепарации (Gм) и количество выходящей нефти Gм на последней ступени сепаратора при дифференциальном и контактном разгазировании. Количество нефти, перешедшей на каждой ступени в газовую фазу, на схемах показано штриховкой. Анализ рисунков показывает, что при дифференциальном (многоступенчатом) разгазировании получается больше нефти (Gм = 98 т), чем при контактном (одноступенчатом) (Gм = 95 т) (рисунок. 3.1, а и б),а газа, наоборот – при дифференциальном меньше (кривая 2), чем при контактном (кривая 1) (рисунок 3.1, в).
Как объясняется это положение с физической точки зрения, в чем тут дело?
Объясняется это тем, что при дифференциальном разгазировании понижение давления в каждой ступени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет за собой плавное выделение небольших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод смеси этих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.
При этом практически все ступени сепараторов работают при равновесных условиях, характеризующихся равенством каждого легкого компонента углеводородного газа, находящегося в нефти и газовой фазе.
При контактном разгазировании нефти в сепараторе происходит, наоборот, резкое снижение давления, в результате чего нефть «кипит», при этом бурно выделяются легкие углеводороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых, которые при нормальных условиях (р=0,101 МПа и t=0 °С) являются жидкостями. Этим, собственно, и объясняется, что при контактном разгазировании получается меньше нефти, чем при дифференциальном (рисунок 3.1, а, в).
Из этого следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживаются давление насыщения рн или высокие давления (3—4 МПа), то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию (6—8 ступеней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую сепарацию нефти от газа с давлениями: на первой ступени – 0,6 МПа, на второй – 0,15-0,25 МПа и на третьей – 0,02 МПа, а иногда даже вакуум. Третья ступень сепаратора – концевая является исключительно важной и ответственной, поскольку из нее нефть поступает в парк товарных резервуаров.
Рисунок. 3.1 – Схемы многоступенчатой (дифференциальной) (а), одноступенчатой (контактной) (б) сепарации газа от нефти и количество газа, выделившегося при этих способах разгазирования (в): 1 – контактное; 2 – дифференциальное разгазирование нефти
Согласно ГОСТу нефть в товарных резервуарах должна находиться с упругостью паров 0,06 МПа, что практически можно достигнуть только при горячей ступени сепарации или созданием на третьей ступени вакуума.
Расчетная часть
Задача 3.1. Определить необходимый диаметр вертикального сепаратора, если нагрузка на него по жидкости составляет Qж =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
(3.1)
так как fг = 1, то
(м2).
Откуда D =2,05 м.
Вывод: Из технических характеристик вертикальных сепараторов известно, что максимальный диаметр их не превышает 1,6 м, следовательно, вертикальные сепараторы в данных условиях использоваться не должны.
Задание:
Определить необходимый диаметр вертикального сепаратора при следующих условиях, приведенных в таблице 3.1
Таблица 3.1 – Исходные данные к задаче 3.1
| Исходные данные | Варианты | |||||||||
| Нагрузка на сепаратор по жидкости Qж, м3/сут 104 | 1,1 | 1,2 | 1,4 | 1,5 | 1,2 | 1,1 | 1,2 | 1,13 | 1,15 | |
| Температура в сепараторе, К | ||||||||||
| Давление в сепара- торе, Pс, МПа | 0,6 | 0,8 | 1,0 | 0,6 | 0,8 | 1,0 | 0,8 | 0,6 | 0,6 | 0,8 |
| Обводненность продукции, В | 0,5 | 0,55 | 0,6 | 0,61 | 0,7 | 0,75 | 0,91 | 0,81 | 0,71 | 0,65 |