Процесс сепарации - Томский политехнический университет

Министерство образования и науки Российской Федерации
Национальный исследовательский
Томский политехнический университет
1
Основы технологии подготовки нефти,
газа и газового конденсата на промыслах
к.х.н., доцент каф. ХТТ
Tomsk, 2013
Бешагина Е.В.
План занятий:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Общие вопросы о системе сбора, транспорта и подготовке
промысловой продукции.
Основные требования, предъявляемые к качеству подготовки
нефти и газа на промыслах.
Общие сведенья о нефти.
Основные процессы подготовки сырья: сепарация, коалесценция
и отстаивание.
Осложнения, возникающие при подготовке «сложных» нефтей.
Пути их предупреждения и решения.
Низкотемпературные процессы подготовки газов и газовых
конденсатов/стабилизация.
Газовые гидраты.
В начале разработки новой скважины нефть безводная или
малообводненная.
По мере разработки месторождения обводненность возрастает и в
конечном итоге достигает 80-85%
I
III
II
IV
1
2
0
2
4
3
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24 Время, год
Рис.2– Динамика показателей разработки месторождения
1 – добыча нефти, 2 – стабильная добыча нефти, 3 – снижение добычи нефти и
увеличение обводненность, 4 - большие объемы добычи пластовой воды малые
объемы добычи нефти
3
Задача промысловой подготовки нефти
и газа – отделение от нефти основной
части попутного газа, пластовой
воды, солей, механических примесей, и
доведение сырья, до качества
соответствующего ГОСТ.
Технологический процесс сбора и обработки нефти и газа заключается в
последующем изменении состояния продукции нефтяной скважины
состоит из нескольких этапов:
1.
2.
Сбор нефти и газа;
Доведения нефти и газа до нормированных свойств.
Под сбором нефти и газа понимается их перемещение от замерных
установок к пунктам их подготовки .
4
Обобщенная схема сбора, транспорта и
подготовки нефти на промысле
Требования к качеству нефтей по ГОСТ
Показатель
Группа нефти
I
II
III
1. Максимальное содержание воды, %
0,5
1,0
1,0
2. Максимальное содержание хлористых
солей, мг/л
100
300
900
3.Максимальное
содержание
механических примесей, %
0,05
0,05
0,05
4. Максимальное давление насыщенных
паров (ДНИ) при температуре 37,8 °С,
кПа
66,67
66,67
66,67
Требования к подготовленному к газу
ОСТ 51.40-93
Норма для климата
умеренного
Параметр
холодного
с 01.05 по
30.09
с 01.10 по
30.04
с 01.05 по
30.09
с 01.10 по
30.04
1. Точка росы по влаге, не выше оС
-3
-5
-10
-20
2. Точка росы по углеводородам, не
выше, оС
0
0
-5
-10
3. Масса сероводорода (г/м3) не
более
0,007
0,007
0,007
0,007
4. Масса меркаптановой серы ( г/м3)
не более
0,016
0,016
0,016
0,016
5. Объемная доля кислорода (%) не
более
0,5
0,5
1,0
1,0
6. Теплота сгорания низшая МДж/м3
при 20 °С и 101,25 кПа, не менее
32,5
32,5
32,5
32,5
7. Температура газа, оС
Температура газа в самом газопроводе устанавливается
проектом
8. Масса механических примесей и
труднолетучих жидкостей
Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с
ПХГ, ГПЗ и промыслов
 С точки зрения органической химии нефть – это
смесь низко- и высокомолекулярных соединений,
относящихся к различным гомологическим
рядам.
 С позиций аналитической химии нефтяные
системы представляют собой смеси органических
соединений сложного состава. Расшифровка
проводится с помощью современных физикохимических методов анализа (масс –
спектрометрии, хромато-масс-спектрометрии,
ЯМР-спектроскопии и др.).
 В физической химии нефти можно определить
как многокомпонентную смесь сложного состава,
способную в широком интервале значений
термобарических параметров изменять
агрегатное состояние и, соответственно,
объемные свойства. До сих пор нефтяные
системы рассматриваются как молекулярные
растворы, а технологические расчеты
производятся на основе физических законов,
описывающих молекулярные растворы: законы
Рауля-Дальтона, Генри, Амага, Дарси и др.
 С позиций коллоидной химии нефть – это
сложная многокомпонентная смесь, которая в
зависимости от внешних условий проявляет
свойства молекулярного раствора или
дисперсной системы.
КОМПОНЕНТЫ НЕФТИ
 Парафиновые углеводороды
Содержание парафиновых углеводородов в нефти зависит от
происхождения. В нефти содержание парафинов колеблется от долей
процентов до 20%.
! При осуществлении технологического процесса следует учитывать
склонность их при определенных условиях к образованию ассоциатов.
С понижением температуры число молекул углеводородов в
парафиновом ассоциате возрастает, т.к. парафиновая цепь из
зигзагообразной формы переходит в распрямленную, линейную и в
этом состоянии молекулы ВМ парафинов являются склонными к
межмолекулярному взаимодействию (ММВ) и образуют
надмолекулярные структуры.
! Парафиновые надмолекулярные структуры могут существовать в
нефтяной системе только в области низких температур и полностью
дезагрегируются при повышении температуры.





Склонность к ассоциации ВМ парафиновых
углеводородов определяется:
длиной цепей;
наличием в них разветвлений;
концентрацией парафина и других ВМ углеводородов и
их соотношением;
растворимостью парафиновых углеводородов;
температурой системы и др. факторами.
 Нафтеновые углеводороды (циклоалканы)
Нафтеновые углеводороды в нефтях присутствуют в основном в
виде углеводородов гибридного строения. Структурными
звеньями гибридных углеводородов, кроме 5- и 6-членных
колец, являются парафиновые цепи и ароматические циклы.
Нафтены могут преобладать над другими классами
углеводородов в нефти. Содержание их колеблется от 25 до 75%
масс.
Наибольшей устойчивостью обладают 5- и 6-членные циклы,
например:
циклопентан, циклогексан, метилциклогексан, этилциклогексан.
!
В отличие от парафиновых углеводородов с тем же числом
атомов углерода циклоалканы находятся в ассоциированном
состоянии при более высокой температуре.
 Ароматические углеводороды
Арены представлены в нефтях различными гомологическими рядами:
моноциклические углеводороды ряда бензола; бициклические – ряда
нафталина; три- и тетра - циклические углеводороды.
Арены, особенно полициклические, имеют повышенную склонность к
ММВ. Полициклические ароматические углеводороды образуют
двумерную (плоскостную) структуру и склонны к ММВ и в области
высоких температур с образованием ССЕ.
 Смолисто-асфальтеновые вещества
Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) – высокомолекулярные
гетероциклические соединения. Их содержание в нефти может доходить
до 25-50% вес.
Смолы – вещества, растворимые в низкокипящих алканах, в нафтеновых
и ароматических углеводородах.
Асфальтены – вещества, растворимые в сероуглероде CS2 и в
тетрахлоруглероде СС14, в ароматических углеводородах, но не
растворимые в низкокипящих алканах.
 Нефть представляет собой по отношению к асфальтенам
смесь растворителей, лиофобных (метановые
углеводороды и, возможно, нафтены) и лиофильных
(ароматические углеводороды и, особенно, смолы).
 Если дисперсионная среда (нефть) содержит
растворители (углеводороды) хорошо растворяющие
асфальтены, то они, как правило, не образуют ассоциатов.
Если же дисперсионная среда лиофобна по отношению к
асфальтенам, то в таких нефтях асфальтены образуют
ассоциаты, которые коагулируют и выпадают в твердую
фазу, если степень ассоциации асфальтенов высока.
Состав нефти, добытой из залежи пласта и оставшейся в пласте после
завершения разработки
Содержание, %
Нефть
Асфальтены
Смолы
Парафины
Сера
Добытая
1.70
10.30
5.70
1.40
Остаточная
26.36
14.23
6.24
1.66
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ
ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Сепарация нефти от газа;

Сброс пластовой воды (предварительное
обезвоживание).
Теоретические основы технологии и
конструкции аппаратов
20
 Сепарацией газа от нефти называют процесс
отделения от жидкой фазы (нефти) газообразной
фазы.
 Сепарация происходит при снижении давления и
повышении температуры, а также вследствие
молекулярной диффузии углеводородных и
других компонентов, содержащихся в нефти, в
пространство с их меньшей концентрацией,
находящееся над нефтью.




Отделение нефти от газа и воды в различных
сепараторах производится с целью:
получения нефтяного газа, который используется как
химическое сырье или как топливо;
уменьшения перемешивания нефтегазового потока и
снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;
уменьшения пенообразования (оно усиливается
выделяющимися пузырьками газа);
уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при
дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой
ступени до установки подготовки нефти (УПН).
Сепараторы условно можно подразделить
на следующие категории:
22
 по назначению: замерные и сепарирующие;
 по геометрической форме: цилиндрические, сферические;
 по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и







наклонные;
по характеру основных действующих сил: гравитационные,
инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.
по технологическому назначению нефтегазовые сепараторы
делятся на:
- двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и
газовую фазу;
- трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду;
- сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны на максимальное
содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;
- концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти
от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в
резервуары;
- сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить
выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;
 - сепараторы с предварительным отбором





газа: раздельный ввод жидкости и газа в
аппарат увеличивает пропускную
способность данных аппаратов по
жидкости и газу;
по рабочему давлению:
высокого давления
6МПа;
среднего давления
2,5 – 4МПа;
низкого давления
до 0,6МПа;
вакуумные
(давление ниже
атмосферного).
24
 Основная сепарационная секция. Предназначается для отделения




основной части жидкости (нефти, газового конденсата, воды) от
входящего газожидкостного потока, для обеспечения высокоэффективной
предварительной сепарации и равномерного распределения потока по
сечению аппарата применяют конструктивные устройства:
тангенциальный ввод потока, при котором жидкость под действием
центробежной силы отбрасывается к стенке сосуда и стекает по ней, а газ
распределяется по сечению аппарата и выводится;
отражательные устройства (пластины прямоугольной или круглой
формы, полусферы), устанавливаемые на входе в сепаратор;
встроенный циклон, устанавливаемый на входе в горизонтальный
сепаратор;
конструкции, позволяющие осуществить раздельный ввод газа и
жидкости в сепаратор.
25
 Осадительная секция. В этой секции в газонефтяных
сепараторах происходит дополнительное выделение
пузырьков газа из жидкости. В газовых сепараторах
жидкость в данной секции отделяется под действием
гравитационных сил, а газ движется в сосуде с
относительно низкой скоростью. В газовых сепараторах
некоторых конструкций для снижения турбулентности
применяют различные устройства — пластины,
цилиндрические и полуцилиндрические поверхности.
26
 Секция сбора жидкости. Служит для сбора
жидкости, из которой почти полностью в предыдущих
секциях выделился газ при температуре и давлении в
сепараторе. Однако некоторое количество газа в ней
имеется. Для сепараторов объем данной секции
выбирают так, чтобы он позволил удержать
отсепарированную жидкость в течение времени,
необходимого для выхода пузырька газа на поверхность
и вторичного попадания в газовый поток.
27
 Секция каплеулавливания. Предназначена для
улавливания частиц жидкости в уходящем из
сепаратора газе.
 Секция состоит обычно из отбойных устройств
(насадок) различного вида — керамических колец,
жалюзи, пакетов из плетеной проволочной сетки и т. д.
Критерием эффективности отделения капельной
жидкости от газа является величина удельного уноса
жидкости, которая должна находиться в пределах от 10
до 50 мг/м3 газа.
28
Эффективность работы
отбойных насадок зависит от
нескольких факторов,
основными из которых
являются:
 допустимая скорость
набегания газа,
 определенное количество
жидкости, поступающей с
газом,
 равномерная загрузка
насадки по площади ее
поперечного сечения.
29
В конструкциях сепараторов
должны предусматриваться
элементы,
предотвращающие
образование пены и
гасящие ее, а также
снижающие вредное
влияние пульсации
газожидкостного потока
на сепарацию жидкости
и газа.
30
Рисунок 1 - Схема устройства горизонтального сепаратора
Внутрикорпусные устройства
сепараторов
31
Рис. 2 - Входная перегородка
Рис 4 - Лопастной каплеотбойник
Рис 3 - Центробежное входное устройство
Рис 5 - Сетчатый каплеотбойник
Рис 6 - Антизавихрители
Конструктивные особенности сепараторов
российского производства
32
 конструкция входной трубы для предварительного
дегазирования нефти,
 наличием трубы для образования капель,
активизирующей их слияние до осаждения
 конструкцией аппаратов, препятствующих уносу газа,
устанавливаемых над основным сепаратором.
Трехфазная сепарация
33
Рис 7 - Модель сепарации в системе нефть/газ/вода
34
В процессе трёхфазной сепарации одновременно
должны осуществляться четыре процесса:
 пузырьки газа поднимаются в слое воды и нефти,
 капли воды осаждаются в слое нефти,
 капли нефти поднимаются в слое воды,
 В дисперсной зоне происходит коалесценция
капель дисперсной фазы с соответствующей
непрерывной зоной.
35
Рис 8 - Устройство трехфазного сепаратора
36
Рис 9 - Устройство вертикального трехфазного сепаратора
Внутрикорпусные устройства
трехфазных сепараторов
37
Рис 11 – Коалисцирующее устройство
Материальный баланс
38
Сепарация по своей физической сущности является сочетанием
физических и массообменных процессов, протекающих между
газовой и жидкой фазами, содержащими большое количество
компонентов, т.е. является сложным многокомпонентным
процессом.
Qсырья = Qнефти + Qводы + Qгаза
Рассчитаем Qводы из отношения:
где w – начальная обводненность нефти, % масс.
Тепловой расчет
39
Целью теплового расчета является определение толщины тепловой
изоляции.
из tст  tиз 
 из 
н

t
из
 tокр 
где
 δиз – толщина тепловой изоляции;
 λиз – коэффициент теплопроводности материала изоляции;
 αн – коэффициент теплоотдачи в окружающую среду (воздух);
 tст ,tокр , tиз – соответственно температуры наружной стенки аппарата,
окружающей среды и наружной поверхности теплоизоляционного слоя.
Коэффициент теплоотдачи можно рассчитать по приближенному
уравнению: αн =9,74+0,07∙Δt = 9,74+0,07∙10=11,14 Вт/м2∙К,
где Δt= tиз – tокр, С.
Затем выбирают изоляционный материал.
Аппаратурный расчет
40
Основной целью технологического расчета является определение
диаметра и высоты сепаратора.
Например:Qнефти перевести из м3/сут в м3/сек.
Для того чтобы рассчитать расход газа в условиях сепарации,
необходимо учесть сжимаемость газа. С помощью уравнения
состояния идеального газа рассчитаем плотности газа при
стандартных условиях и в условиях сепарации.
где  - плотность, кг/м3; P – давление в сепараторе, Па;Mr – молекулярная масса,
г/моль;
R – универсальная газовая постоянная, Дж/моль·К; T – температура в сепараторе, K;z
– коэффициент (фактор) сжимаемости газа.
41
Для того чтобы вычислить плотность газа в условиях сепарации
рассчитываем z для каждого компонента смеси газа.
Фактор сжимаемости является функцией приведенных параметров:
z  1  0.73 пр  0.18 пр
 где ,- приведенные температура и давление, соответственно.
Для того, чтобы вычислить расход газа в условиях сепарации
необходимо расход газа при стандартных условиях умножить на
плотность газа при стандартных условиях и поделить на плотность
газа в условиях сепарации.
42
Обычно значение коэффициента уравнения Саудер-Брауна при
горизонтальной ориентации сепаратора и наличии лопастного
каплеотбойника принимают равным 0,12 м/с.
Таким образом, зная скорость и расход газа, можем посчитать
минимальную площадь сечения, необходимую для газовой фазы.
43
Расчет производительности сепараторов по нефти
осуществляется на основании времени удержания газонефтяной
смеси в сепараторе. Согласно рекомендациям время удержания
должно быть меньше одной минуты. Задаем дополнительное
условие: граница раздела фаз сепаратора проходит
через его середину. Соответственно, расход нефти через
сепаратор с эффективной длиной Leff и с D будет описываться
следующим уравнением:
44
Отношение длины сепаратора к диаметру называется
коэффициентом стройности сепаратора. Для стандартных
сепараторов данное соотношение обычно остается примерно
постоянным и равно 3,5. С учетом того, что эффективная длина
сепаратора обычно равна ¾ от общей длины сепаратора,
следующие выражение для диаметра в зависимости от времени
удержания газонефтяной смеси в сепараторе может быть
получено:
45
На основании полученного выражения для зависимости диаметра
сепаратора от времени удержания газонефтяной смеси, могут быть
получены основные геометрические характеристики сепараторов, а
именно, длина и объем
46
47
48
49
Расчет количества газа, выделившегося
по ступеням сепарации
50
Суммарное количество газа (свободного и растворенного), содержащегося
в нефти и поступающего на первую ступень сепарации, определяется по
формуле:
3
VГ  Г  QH ,
М
СУТ
где Г - газовый фактор, м3/ м3;
QН - дебит нефти, м3/сут;
Количество газа, оставшегося в растворенном состоянии в нефти VР и
поступающего из первой ступени во вторую, согласно закону Генри,
равно:
3
VР  1  Р1  QH ,
М
СУТ
где α- коэффициент растворимости газа в нефти при температуре и давлении
в сепараторе, м2/н;
Р1, Р2…- давления на первой, второй и т.д. ступенях сепарации, Па.
Дебит отсепарированного газа на первой ступени будет равен:
V1  V Г  VР  ( Г  1  Р1 )  QH
Дебит свободного газа, отсепарированного на второй ступени, будет равен:
V2  (1  Р1   2  Р2 )  QH
где VГ - количество газа, поступающего из скважины, м3/сут;
V1, V2…- количество газа, сепарируемого соответственно при давлениях Р1,
Р2…, м3/сут;
Для точных определений необходимо иметь кривую изменения α от
давления, построенную на основе анализа глубинной пробы нефти
соответствующей скважины.
Расчет вертикального гравитационного
сепаратора по газу
При расчете гравитационных сепараторов по газу
принимаются следующие допущения:
 частица (твердая или жидкая) имеет форму шара;
 движение газа в сепараторе установившееся, т.е. такое,
когда скорость газа в любой точке сепаратора независимо
от времени остается постоянной, но по абсолютному
значению может быть разной;
 движение частички принимается свободным, т.е. на нее
не оказывают влияние другие частицы;
 скорость оседания частицы постоянная, это тот случай,
когда сила сопротивления газовой среды становится
равной массе частицы.
Исходя из принятых допущений, рассмотрим силы действующие на частицу,
осаждающуюся в газовой среде:
FТЯЖ  mЧ  g  VЧ  Ч  g;
FA  VЧ   CP  g  VЧ   Г  g;
PОСЕД  FТЯЖ  FА  VЧ (  Ч   Г )  g ,
где m - масса частицы; g - ускорение силы тяжести, м/с2; ρч - плотность частицы.
Поскольку частица шарообразна, ее объем равен:   d 3
Тогда:
Р
 d
6
3
 ( Ч   Г )  g
6
,
Силу сопротивления газа R при свободном оседании частицы можно представить в
2
следующем виде:
R  
 Г  WЧ
2
 SЧ ,
где ξ - коэффициент сопротивления среды, являющийся функцией критерия
Рейнольдса;
ρГ - плотность газа, кг/м3;
WЧ - линейная скорость частицы, м/с;
SЧ - площадь сечения частицы, π·d2/4.
Исходя из 4-го допущения, в момент, когда R уравновесит силы тяжести и частица
будет двигаться равномерно ускорение будет равно 0.
FТЯЖ - FА- R = 0,
Т.е. исходя из равновесия сил, действующих на частицу, можно записать: Р = R.
Отсюда:
2
3
2
 d
6
 ( Ч   Г )  g   
 Г WЧ
2

 d
4
Из этого уравнения можно определить коэффициент сопротивления ξ:
4 d ( Ч   Г )  g

3
WЧ 2   Г
Для ламинарного движения частиц (Rе < 2) коэффициент сопротивления
рассчитывается по формуле:

24 24 Г


,
Rе WЧ  d
где νг - кинематическая вязкость газа:
2
 Г  Г  , М C
Г
т.е. сопротивление среды пропорционально вязкости;
μг - динамическая вязкость газа, , Па * с.
Уравнение для расчета скорости оседания шарообразной частицы в газовой среде
(формула Стокса):
2
2
4 d 2  ( Ч   Г ) dЧ  ( Ч   Г )  g dЧ  ( Ч   Г )  g
WЧ  


,
3
24   Г
18   Г
18  Г   Г
где μг - динамическая вязкость газа, кг/м.с(Па·с);
d - диаметр частицы, м;
ρч – плотность частицы в условиях сепаратора, кг/м3;
νг- кинематическая вязкость газа в условиях сепаратора, м2/с.
В промысловых сепараторах Rе для частицы значительно выше, чем 2.
При значениях числа Rе от 2 до 500 зависимость коэффициента сопротивления ξ
представляется эмпирическим уравнением:
0.6
  18,5  Re
Для расчета используем формулу Аллена:
WЧ  0,152 
d 1.14  (  Ч   Г ) 0, 71  g 0.71
 Г0, 43   Г 0,71
Для турбулентного режима движения при значениях числа Rе более 500 (до 2·105),
коэффициент сопротивления ξ для шарообразной частицы становится постоянным
и равным 0,44. Для расчета используем уравнение Ньютона-Ритингера:
WЧ  1,75 
d  ( Ч   Г )  g
Г
Пропускная способность вертикального сепаратора по газу определяется в
зависимости от допустимой скорости движения газа:
P T0 1
V  86400  F  WГ    ,
P0 T Z
М3
СУТ
,
где V- пропускная способность по газу при Н.У.,т.е.:P0 = 1,033 . 9,81·104, Па = 1,01·105,
Па = 0,1013 МПа;
Т0 = 273 К;
F
  D2
4 внутренняя площадь сечения вертикального сепаратора, м2;
D - внутренний диаметр сепаратора, м;
Р - давление в сепараторе, Па;
Т - абсолютная температура в сепараторе, К;
Z - коэффициент, учитывающий отклонение реального газа от идеального при
рабочих условиях в сепараторе.
WГ - скорость подъема газа в вертикальном сепараторе, м/с.
3
Отсюда: W Г  5,4  10 
V T
 Z,
D2  P
М
С
Итак, выпадение частицы происходит при условии WЧ - WГ > 0.
На практике при расчетах применяется
W  1,2  W
Ч
Г
Подставив выражения скоростей в данное уравнение, получаем:
dЧ 2  ( Ч   Г )  g
V T
 1, 2  5, 4 103  2  Z
18  Г   Г
D P
Или
D 2  P  dЧ  ( Ч   Г )  g

,
Z  T  Г   Г
2
VВЕРТ
М3
СУТ
По этой формуле можно определить пропускную способность V верт
сепаратора, если задаться dmin капелек жидкости, которые будут осаждаться
при выбранных условиях (Р, Т), и диаметром сепаратора D. Обычно принимают d
= 10- 4 м.
Расчет вертикального гравитационного
сепаратора по жидкости
Количество увлекаемых пузырьков газа зависит от трех факторов:
1)
вязкости нефти;
2)
давления в сепараторе
3)
скорости подъема уровня нефти в сепараторе, т.е. от времени пребывания нефти
в сепараторе.
Для лучшего выделения окклюдированных пузырьков газа необходимо, чтобы:

безводная нефть вводилась в сепараторы в высокодисперсном состоянии,

движение ее в сепараторе происходило тонким слоем по длинному пути,

скорость подъема нефти в секции сбора нефти была меньше скорости
всплывания газовых пузырьков, т.е.
W H  WЧ .
Всплывание пузырьков газа из нефти в сепараторе происходит в основном за счет
разницы в плотностях этих фаз. Поэтому скорость всплывания газового пузырька
можем определить по формуле Стокса с заменой в ней вязкости газа на вязкость
жидкости.
Учитывая соотношение скоростей, пропускную способность вертикального
сепаратора по жидкости можно записать в следующем виде:
QH
d Г2 (  H   Г )  g
WН 
 WГ 
86400  F
18   H
или
d Г2 (  H   Г )  g
86400
QH 
F
1.2
18   H
после подстановки в формулу и g, получим:
2 (   )
D2 d Г
H
Г
Q H  30803 
,
dпузырьков1-2 мм.
H
М3
СУТ
Для определения плотности газа необходимо пользоваться следующей формулой:
 Г  0 
P T0 1
  ,
P0 T Z
М3
СУТ
,
где ρ0 - плотность газа при Н. У., кг/м3; Р, Р0 - давление в сепараторе и давление при
Н.У., Па; Т0, Т - абсолютная нормальная температура (Т0 = 273 К) и абсолютная
температура в сепараторе (Т = 273+t, К); Z - коэффициент сверхсжимаемости.
Эффективность процесса сепарации
нефти от газа
Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями:
1.
количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной
секции;
2.
количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти.
Коэффициенты уноса определяют по формулам:
КЖ 
qЖ
QГ
;
К Г  qГ
QЖ
,
где qЖ – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из
сепаратора, м3/ч;
qГ - объемный расход окклюдированного газа, уносимого потоком жидкости, м3/ч;
QГ - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч;
QЖ - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, при рабочих температуре и
давлении, м3/ч.
Чем меньше величина этих показателей, тем эффективнее работа
сепаратора.
По практическим данным приняты временные нормы, по которым
Кж  50 см3/1000 м3 газа и КГ  0,02 м3/м3.
Эффективность процесса сепарации зависит от:
1.
средней скорости газа в свободном сечении сепаратора.
2.
времени задержки жидкости в сепараторе τЗ: чем больше время пребывания
жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков
газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив КГ.
3.
физико-химических свойств нефти и газа: вязкости, поверхностного натяжения,
способности к пенообразованию.
4.
Конструктивных особенностей сепаратора: способ ввода продукции скважин,
наличие полок, каплеуловительных насадок и др.
5.
Уровня жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу сепаратора является
гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор.
6.
Расходов нефтегазовой смеси: при большом расходе увеличивается коэффициент
уноса газа, т.к. весь газ не успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует
увеличить количество сепараторов.При высоком газовом факторе увеличение
коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе.
7.
Давления и температуры в сепараторе.
5) Уровня жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу
сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в
нефтесборный коллектор.
6) Расходов нефтегазовой смеси: при большом расходе
увеличивается коэффициент уноса газа, т.к. весь газ не
успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует
увеличить количество сепараторов.
При высоком газовом факторе увеличение коэффициента
уноса возможно и при небольшом расходе.
7) Давления и температуры в сепараторе.