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: 2865 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
Строение и функции нефтегазового сепаратора
Главная > Реферат >Геология
3 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ЧИСЛА СТУПЕНЕЙ СЕПАРАЦИИ
Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан с довольно сложными расчетами при использовании констант равновесия, и поэтому мы не будем рассматривать это . Однако, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступеней сепарации, необходимо рассмотреть здесь 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 рис. 3, 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 ( р 1 р 2 , . р n), начиная от давления насыщения р н, когда весь газ в нефти растворен, а на рис. 3, б – одноступенчатое (контактное) разгазирование нефти, при котором происходит резкое понижение давления от р н до р n и одноразовый отвод из сепаратора всего выделившегося из нефти газа.
Условно показано также количество поступающей нефти на первую ступень сепарации ( G М ) и количества выходящей нефти G М 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 ( G М=98 т), чем при контактном (одноступенчатом) ( G М=95 т) (см. рис. 3, а и б ), а газа, наоборот – при дифференциальном меньше (кривая 2 ), чем при контактном (кривая 1 ) (см. рис. 3, в ).
Как объяснить это с физической точки зрения?
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 жидкостей. Этим собственно, и объясняется, что при контактном разгазировании получается меньше нефти, чем при дифференциальном (см. рис. 3, в ).
Рис. 3. Схемы многоступенчатой ( дифференциальной) (а), одноступенчатой (контактной) (б) сепарации газа от нефти и количества газа, выделившегося при этих способах разгазирования (в):
1- контактное; 2 – дифференциальное разгазирование нефти
Из этого следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживается давление насыщения р Н или высокие давления (3-4 МПа), то целесообразней 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 – 0,6 МПа, на второй – 0,15 – 0,25 МПа и на третьей – 0,02 МПа, а иногда даже вакуум. Третья ступень сепаратора – концевая (см. рис.4) является исключительно важной и ответственной, поскольку из нее нефть поступает в парк товарных резервуаров.
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.
Рис. 4. Унифицированная технологическая схема комплексов сбора и подготовки нефти, газа и нефтедобывающих районов.
4 СЕПАРАТОРЫ ПЕРВОЙ СТУПЕНИ С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ СБРОСОМ ВОДЫ
В настоящее время на нефтяных месторождениях применяются сепараторы, существенно отличающиеся по своим конструктивным признакам и особенностям. Однако далеко не все они получили широкое распространение на промыслах. На давно разрабатываемых месторождениях (30 лет и выше) такие аппараты называются трапами.
Рассмотрим те из них, которые сравнительно широко применяются и отвечают всем требованиям, которые к ним предъявляются.
4.1 Сепараторы первой ступени
Для сепарации нефти от газа на первой ступени хорошо зарекомендовал себя сепаратор предварительным отбором газа (рис. 5). Работает данный сепаратор следующим образом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным трубопроводам 1 и 2 . Наклон трубопровода 1 может колебаться в пределах 30 – 40 , а трубопровода 2 – 10 – 15 . К трубопроводу 2 вертикально привариваются три — четыре газоотводных трубки 3 диаметром 50 – 100 мм. Верхние концы этих трубок приварены к сборному коллектору (депульсатору) газа 5 подводящего этот газ к корпусу каплеуловителя 8 , в котором устанавливается выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7 . Капельки нефти, уносимые основным потоком газа по сборному коллектору 5 , проходя жалюзийную кассету 7 (или любую другую), прилипают к стенкам жалюзи и, скапливаясь на них, в сплошной пеленки стекает вниз корпус сепаратора. Из корпуса каплеуловителя 8 газ направляется в эжектор 9 , а из него под собственным давлением 0,6 МПа – на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Рис. 5 Схема сепаратора первой ступени с предварительным отбором газа
Нефть, освобожденная от основной массы в трубопроводе 2 , поступает в корпус сепаратора, в котором установлены сплошная перегородка 14 , успокоитель уровня 1З и две наклонные плоскости 10 , увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесцировать и выделиться в наклонном трубопроводе 2 . Выделившийся из нефти газ на нижней плоскости 10 проходит отвод и вместе с газом, выделившимся на верхней плоскости, поступает в эжектор 9 и транспортируется также на НПЗ.
Для вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа 11 с исполнительным механизмом 12 .
Нефти средней (3·10 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 от жидкости в таком сепараторе происходит также и в том случае, если нефть обводняется и в сепаратор поступает стойкая водонефтяная эмульсия высокой, как правило, вязкости.
Для обводненных нефтей обычно применяют различные сепараторы.
4.2 Сепараторы трехфазные
Пластовая вода, добываемая вместе с нефтью, может находиться в потоке в виде отдельной фазы или в виде, как правило, стойкой эмульсии в зависимости от степени перемешивания.
Для отделения нефти от воды и газа в том и другом случае применяют так называемые трехфазные сепараторы (рис. 6) или установки с предварительным сбросом воды (УПС). Эти сепараторы работают, как правило, под давлением 0,6 МПа и устанавливаются или на БДНС 12 (см. рис. 1), обеспечивая транспортирование выделившегося газа из нефти до ГПЗ под собственным давлением, или на УПН (см. рис. 4, поз. С -1). Они предназначаются для сброса свободной пластовой воды, сепарации газа от нефти, а также для разделения потока продукции (частично обводненной нефти) перед подачей ее на установки подготовки нефти. Особенностью таких аппаратов (см. рис. 6) является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного 3 и отстойного, сообщающихся между собой через каплеобразователь 12 .
Сепаратор работает следующим образом.
Смесь нефти, воды и газа по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек 8 , в котором поддерживается, как и в отстойном отсеке, постоянное давление с помощью регулятора давления «до себя» 2 . Отсепарированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с небольшим количеством газа из сепарационного отсека 8 по каплеобразователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7 отводится на УПН, вода через исполнительный механизм 9 , работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8 , сбрасывается из корпуса сепаратора в резервуар-отстойник или под собственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор поступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь 12 подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации разрушения этой эмульсии. Сброс отделившейся воды от нефти осуществляется через исполнительный механизм 9 и сборник воды 10 ( 4, 5 — клапаны).
В корпусе сепаратора имеется дырчатый распределитель эмульсии 11 и дырчатый сборник нефти 6 , предназначенные соответственно для равномерного распределения эмульсии по всему сечению аппарата и сбора нефти.
Рис. 6. Трехфазный сепаратор
4.3 Сепараторы концевые
После УПН на последнюю ступень сепараторов нефть, как правило, поступает с высокой температурой (40 — 60 о С), и в вы делящихся из нее газах содержится много пентановых и гексановых (бензиновых) фракций, являющихся при нормальных условиях (р=0,101 МПа и t=0 о С) жидкостями.
Газ, выделившийся из нефти в концевых сепараторах, имеет ценные сырьевые качества, высокую калорийность, но из-за низкого давления, не превышающего, как правило, 0,05 МПа, и отсутствия компрессоров для его компрессирования сжигается факелах или, в лучшем случае, идет на бытовые нужды. В концевом сепараторе должны доизвлекаться все легкие углеводород (C 1 — С 4 ), являющиеся при нормальных условиях газами, в то время как тяжелые углеводороды (С 5 — С 6 ) должны оставаться в нефти и транспортироваться на НП3.
После концевых сепараторов нефть с указанной выше температурой поступает в парк товарных резервуаров (см. рис. 4, Р 1 ), не имеющих, как правило, плавающих крыш и понтонов. Если в этой нефти будут содержаться углеводороды в виде растворенных или окклюдированных газов (С 2 Н 6 , С 3 Н 8 , С 4 Н 10 ), то это может вызвать загазованность территории резервуаров товарного парка (ТП), отравление людей (особенно, если в смеси этих газов будет находиться сероводород H 2 S) и возможность возникновения пожаров и наконец, разрушение крыш резервуаров при интенсивном выделении в них неотсепарированных углеводородов в концевых сепараторах.
В настоящее время в качестве концевых сепараторов рекомендуется применять такие, после которых нефть не содержала бы легкие углеводороды, являющиеся при нормальных условиях газами. Один из таких сепараторов (рис. 7, а ) работает следующим образом *.
Товарная нефть после УПН по нефтепроводу 1 подается в paздаточный коллектор 2 с форсуночными разбрызгивателями 3 , предназначенными для диспергирования (дробления) капель нефти с целью увеличения их поверхности контакта с газовой средой. Мелкодисперсные капельки нефти, оседая в газовой среде, попадают на каплеуловительную сетку (жалюзи) 4 и стекают с нее в виде струек или крупных капель. Дегазированная нефть из концевого сепаратора в товарные резервуары отводится самотеком по нефтепроводу 12 при срабатывании датчика поплавкового типа и открытии исполнительного механизма 13 .
Дегазирование нефти в концевом сепараторе осуществляется, как указывалось выше, при высоких температурах, и в газ переходит значительное количество пентановых и гексановых (бензиновых)
— Сепараторы такого типа могут успешно работать только на нефтях, несклонных к пенообразованию, зависящему от содержания в нефти различных примесей (асфальтенов, нафтенов, смол и т. д.).
Источник