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
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:
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)
Можно пользоваться формулой выражая Qгп в м 3 /сут,
Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепаратора по газу пропускная способность его по жидкости (м 3 /сут) должна быть не менее
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
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
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)
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
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
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
где Гт – газонасыщенность пластовой нефти, м 3 /т, объем газа приведен к нормальным условиям;
pS20 – давление насыщения нефти при 20 0 С, Мпа;
ps – давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, Мпа; tпл – пластовая температура, 0 С;
ρн – плотность дегазированной нефти при 20 0 С и атмосферном давлении, кг/м 3 ;
Давление насыщения нефти газом при 20 0 С
Рассчитывают вспомогательные коэффициенты
Зная вспомогательные коэффициенты, находят количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти при условиях в газонефтяном сепараторе,
Так как нагрузка на сепаратор по нефти составляет 20000 м 3 /сут, то соответствующая нагрузка на сепаратор по газу составит
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