Сепараторах первой ступени
Качество работы газонефтяных сепараторов первой ступени определяется в основном условиями работы осадительной и каплеуловительной секции. При этом эффективность сепарации газа оценивается удельным количеством капельной жидкости (нефти), уносимой потоком газа из сепаратора и характеризуемой коэффициентом уноса жидкости:
где Gж – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, м 3 /сут; Gг — объемный расход газа на выходе из сепаратора, м 3 /сут.
При этом все объемные расходы газа и жидкости приведены к давлению и температуре в сепараторе. Принимается также, что в сепараторе газообразная и жидкая фазы находятся в термодинамическом равновесии.
Рекомендуется при расчетах и проектировании газонефтяных сепараторов принимать
Технико-экономическое совершенство газонефтяных сепараторов определяется его пропускной способностью и металлоемкостью. Максимально допустимую скорость (м/с) газового потока в гравитационных сепараторах при давлении сепарации рекомендуется определять по формуле
(12.3)
где p – давление в сепараторе, МПа.
В вертикальных сепараторах допустимые скорости потока газа относятся к полному поперечному сечению сепаратора, а в горизонтальных – к поперечному сечению аппарата, не занятому жидкостью. Таким образом, объемная пропускная способность сепаратора по газу, приведенная к нормальным условиям, будет определяться следующим образом:
(12.4)
где F – площадь поперечного сечения потока газа в сепараторе; p – давление в сепараторе, Мпа; Т – температура в сепараторе, К; z – коэффициент сжимаемости реального газа; р0 , Т0 – нормальные давление и температура (р0 =0,1013 Мпа, Т0=273К).
В первом приближении, подставляя в эту формулу скорость и пренебрегая различием объемов реального и идеального газов при давлениях первой ступени сепарации нефти на промыслах до 0,6 МПА, получают (м 3 /с)
(12.5)
Можно пользоваться формулой выражая Qгп в м 3 /сут,
(12.6)
Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепаратора по газу пропускная способность его по жидкости (м 3 /сут) должна быть не менее
(12.7)
где G(p) – отношение объема газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе, к объему нефти (объем газа приведен к нормальным условиям); В – обводненность добываемой продукции.
Для заданных размеров газонефтяного сепаратора доля сечения, занятая потоком газа, должна удовлетворять неравенству
(12.8)
где fг – доля поперечного сечения сепаратора, занятая газовым потоком; D – диаметр газонефтяного сепаратора, м; Qж – объемный расход жидкости, проходящий через сепаратор, м 3 /сут.
Примеры расчетов
Пример 12.1. Определить необходимый диаметр вертикального сепаратора, если нагрузка на него по жидкости составляет Qж = 10000 м 3 /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
(12.9)
(м 2 ).
Из технических характеристик вертикальных сепараторов известно, что максимальный диаметр их не превышает 1,6 м, следовательно, вертикальные сепараторы в данных условиях использоваться не должны.
Пример 12.2. Определить максимальную нагрузку на вертикальный сепаратор диаметром 1,6 м по жидкости, если газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К равен G(p) = 100 нефти (объем газа приведен к нормальным условиям), обводненность добываемой продукции В = 0,5.
Решение
Максимальная пропускная способность вертикального сепаратора по газу при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К составит (все поперечное сечение вертикального сепаратора занято потоком газа)
(м 3 /сут).
Из технической характеристики вертикальных сепараторов известно, что пропускная способность сепараторов по газу с рабочим давлением 0,6 Мпа и диаметром 1,6 м равна 0,670·10 6 м 3 /сут. Это в 2,21 раза завышено по сравнению с рекомендацией полученной из ограничения максимальной скорости потока (не более 0,1 м/с) газа в гравитационном сепараторе при давлении 0,6 МПа и температуре 273 К. Поэтому для дальнейших расчетов пропускную способность сепаратора по газу принимают 303 000 м 3 /сут.
где Qг(p) – объемный поток газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе (объем газа приведен к нормальным условиям), м 3 /сут; Qн – объемный поток нефти, поступающей в сепаратор, м 3 /сут. Если известно G(p) и найдено Qг(p), то
Qн = 303 000/100 = 3030м 3 /сут.
Так как обводненность продукции равна 50 %, то максимальная нагрузка на сепаратор по жидкости составит
Qж = 3030/0,5 = 6060 м 3 /сут.
Определим допустимую нагрузку на сепаратор по жидкости для заданных условий 
(м 3 /сут).
Расчет дает сразу же нужный результат, расхождение на 5 м 3 /сут вызвано округлениями при расчете.
Пример 12.3. Определить долю сечения горизонтального газонефтяного сепаратора конструкции ЦКБН, которая должна быть занята потоком газа, если нагрузка на сепаратор по жидкости составляет 10 000 м 3 /сут, из 1 м 3 нефти в сепараторе выделяется 100 м 3 газа (объем газа приведен к нормальным условиям). Давление в сепараторе 0,6 Мпа, температура 293 К. Диаметр сепаратора 2,2 м. Обводненность нефти 50 %.
Решение
Сразу можно найти долю поперечного сечения сепаратора, занятую потоком газа, чтобы скорость его была не более рекомендуемой (0,1 м/с)
По технической характеристике горизонтального сепаратора НГС6-2200 при рабочем давлении 0,6 Мпа и пропускной способности по жидкости 10 000 м 3 /сут пропускная способность его по газу составляет 600 000 м 3 /сут.
Рассчитывают допустимую нагрузку на сепаратор по газу с учетом того, что
(м 3 /сут),
т.е. пропускная способность по газу сепаратора не может быть реализована.
Пример 12.4. Подобрать горизонтальный газонефтяной сепаратор конструкции ЦКБН, если нагрузка на него по нефти составляет 20000 м 3 /сут с рабочим давлением 0,6 Мпа и температурой 20 0 С. Давление насыщения пластовой нефти 10,2 Мпа, пластовая температура 54 0 С, газонасыщенность 136,5 м 3 /т (объем газа приведен к нормальным условиям), плотность дегазированной нефти при 20 0 С и атмосферном давлении 825,1 кг/м 3 , относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти 1,09, молярные доли – азота 0,0278 и метана 0,3906 в газе однократного разгазирования.
Решение
Для выбора сепаратора необходимо рассчитать его нагрузку по газу, которую можно определить методике ступенчатого разгазирования нефти.
Количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти в сепараторе, приведенное к нормальным условиям, может быть рассчитано по формуле
(12.10)
где Гт – газонасыщенность пластовой нефти, м 3 /т, объем газа приведен к нормальным условиям;
(12.11)
pS20 – давление насыщения нефти при 20 0 С, Мпа;
(12.12)
ps – давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, Мпа; tпл – пластовая температура, 0 С;
(12.13)
, NA – молярная доля метана и азота, соответственно, в газе однократного разгазирования нефти до атмосферного давления при 20 0 С;
(12.14)
ρн – плотность дегазированной нефти при 20 0 С и атмосферном давлении, кг/м 3 ; 
— относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти.
Давление насыщения нефти газом при 20 0 С
(МПа).
Рассчитывают вспомогательные коэффициенты
Зная вспомогательные коэффициенты, находят количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти при условиях в газонефтяном сепараторе,
(м 3 /т).
Так как нагрузка на сепаратор по нефти составляет 20000 м 3 /сут, то соответствующая нагрузка на сепаратор по газу составит
(м 3 /сут).
Как следует из таблицы 12.1, наиболее подходит сепаратор НГС6-3000 с пропускной способностью по газу 1,50·10 6 м 3 /сут. Пропускная способность этого сепаратора по нефти превышает ожидаемую нагрузку на 10000 м 3 /сут, а по газу меньше ожидаемой на 168000 м 3 /сут.
Основные параметры сепараторов ЦКБН, рассчитанных на
рабочее давление 0,6 МПА
| Сепаратор | Пропускная способность м 3 /сут | Длина сепаратора, мм | Условный диаметр сепаратора, мм | Масса, кг |
| по газу | по жидкости | |||
| НГС6-1400 НГС6-1600 НГС6-2200 НГС6-2600 НГС6-3000 | 0,15·10 6 0,34·10 6 0,60·10 6 1,00·10 6 1,50·10 6 |
Дата добавления: 2016-02-27 ; просмотров: 2857 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
Вопрос 3.8: Сепараторы первой ступени типа УБС и НГС
На I ступени сепарации эффективным оказался двухфазный сепаратор с предварительным отбором газа типа УБС. Блочная сепарационная установка типа УБС конструкции ТатНИИнефтемаша предназначена для первой ступени сепарации нефтяного газа от нефти, с одновременным оперативным учетом их расходов в системах герметизированного сбора и транспорта продукции скважин.
На входе в сепаратор (в конце сборного коллектора) установлен депульсатор 5 и выделен каплеуловитель 8. В депульсаторе происходят расслоение структуры газожидкостной смеси, отбор газа и уменьшаются пульсации расхода и давления. Газожидкостная смесь из сборного коллектора подводится по наклонному 1 (30-40°), горизонтальному 2 (длиной 2-3 м) и наклонному 3 (10-15°) длиной 15-20 м трубопроводу. Из трубопровода 3 в верхней части (выше уровня жидкости в сепараторе) проводится отбор газа по газоотводным трубкам 4 в газосборный коллектор депульсатора 5, подводящий газ в выносной каплеуловитель (каплеотбойник) 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Из каплеуловителя 8 газ направляется в эжектор 9 и дальше в газопровод на ГПЗ. Капельки нефти собираются и стекают в сепаратор. В сепараторе выделяется основная часть газа, который поступает в эжектор 9. Нефть идет на УПН.
 |
Рис. 13 Схема сепараторас предварительным отбором газа типа УБС.
1, 3 — наклонные трубопроводы депульсатора; 2 — горизонтальный трубопровод; 4 — газоотводные трубки; 5 — депульсатор; 6 — перфорированная перегородка; 7 — жалюзийная кассета; 8 — каплеуловитель; 9 — эжектор; 10 — наклонные плоскости; 11 датчик регулятора уровня поплавкового типа; 12 — исполнительный механизм сброса нефти: 13 — успокоительные перегородки; 14 — перегородка.
Блочные сепарационные установки типа УБС выпускаются на пропускную способность по жидкости 1500 – 16000 м 3 /сут при газовом факторе 120м 3 /т и рабочем давлении 0,6 и 1.6 МПа.
Нефти средней (3*10- 3 Па*с) и особенно высокой (0,1 Па*с) вязкости, а также нефти, склонные к пенообразованию, в данном сепараторе от газа практически не отделяются. Неудовлетворительное разделение газа в таком сепараторе происходит также и в том случае, если нефть обводняется и в сепаратор поступает стойкая водонефтяная эмульсия высокой вязкости.
Для отделения газа от нефти на I и последующих ступенях сепарации, включая горячую (при высокой температуре) сепарацию на последней ступени под вакуумом, в настоящее время выпускается нормальный ряд нефтегазовых (двухфазных) сепараторов типа НГС на пропускную способность по нефти 2000 — 3000 т/сут и по газу 150 — 4400 тыс.м 3 /сут и рабочем давлении до 6,4 МПа. В отличие от установок типа УБС у них отсутствует депульсатор, а два сетчатых каплеотбойника из вязаной проволоки устанавливаются в емкости сепаратора.
При повышенном газосодержании сепарируемой продукции на первой ступени сепарации применяют блочные установки СУ-2. Установки рассчитаны на газосодержание жидкости до 500 м7м 3 и рабочее давление до 4,0 МПа. Основной конструктивный элемент этих установок — двухемкостной гидроциклонный сепаратор. Продукция скважин поступает в сепаратор, где происходит разделение нефти и газа. Нефть с остаточным растворенным газом замеряется турбинным расходомером, а газ — дифманометром.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Источник