Выбор нефтегазовых сепараторов. Эффективность процесса сепарации зависит от степени очистки нефтяного газа от капельной жидкости и жидкости от газа

Теоретическая часть

Эффективность процесса сепарации зависит от степени очистки нефтяного газа от капельной жидкости и жидкости от газа, что характеризуется: коэффициентами уноса жидкости потоком газа К_ж, газа потоком жидкости К_г, предельной средней скоростью газа в свободном сечении сепаратора V_г.max и времени задержки жидкости в сепараторе t₃. Коэффициентами уноса жидкости и газа и показатели совершенства сепараторов V_г.max 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.

Коэффициентами уноса жидкости и газа определяются по формулам:

К_ж = q_ж/Q_г; (2.1)

К_г = q_г/Q_ж, (2.2)

где q_ж – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м³/ч; q_г – объемный расход газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора, м3/ч; Q_ж – объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, определяемые при рабочих давлениях и температурах сепарации, м³/ч; Q_г – объёмный расход газа на выходе из сепаратора, м³/ч.

Чем меньше К_ж и К_г при прочих равных условиях, тем совершеннее сепаратор. По практическим данным коэффициенты уноса жидкости и газа имеют следущие значения К_ж ≤ 50 см³/1000м³ газа и К_г ≤ 0,02м³/м³ 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 МН/м²

(64 кГс/см²), среднего 2,45 МН/м² (25 кГс/см²), низкого давления

0,588 МН/м² (6 кГс/см²) и вакуумные;

5) по числу обслуживаемых скважин – индивидуальные и групповые.

Расчетная часть

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.

Задание:

рассчитать пропускную способность вертикального гравитационного

сепаратора по исходным данным, приведенным в таблице 2

Таблица 2 – Исходные данные к задаче 2.1

Исходные данные	Варианты
Диаметр сепарато- ра Dс, м	1,4	1,2	1,4	1,5		2,2	1,6	1,4	1,6	2,2
Плотность нефти ρн, кг/м3
Давление в сепара- торе, Pс, МПа	1,6	1,4	1,3	1,2	1,7	1,5	1,4	1,3	1,2	1,5
Плотность газа, ρг, кг/м3	1,30	1,25	1,20	1,15	1,10	1,25	1,30	1,2	1,15	1,30

Температура в сепараторе T_с = 300 K.

Вязкость нефти μ_н = 8 мПа·с.

Вязкость газа μ_г = 1,4·10-5 Па·с.