66. Особенности расчета нефтяных и газовых промысловых коллекторов.

Коллекторы представляют собой трубопроводы с переменным по длине расходом. Потери напора в таком коллекторе складываются из потерь напора на трение на каждом участке:

                                                                                                  /39/

где n - число участков длиной l_i; h_i - потери напора на трение на i-м участке коллектора.

Нефтебазовые коллекторы имеют постоянный диаметр с отбором нефтепродукта через равные промежутки длиной l , определяемые расстоянием между сливно-наливными стояками.

Для удобства расчета коллектора потери напора h_i лучше вычислять по формуле Лейбензона:

                                                                               /40/

Тогда потери напора в коллекторе можно записать следующим образом:

                                                                    /41/

где q - расход нефтепродукта в одном сливно-наливном стояке.

Приняв q_n= Q , т.е. максимальному расходу нефтепродукта в коллекторе, anl= L, т.е. расчетной длине коллектора, можем записать:

                                                         /42/

Выражение в скобках показывает, во сколько раз потери напора в коллекторе с переменным расходом меньше потерь напора в трубопроводе той же длины с постоянным расходом Q .

Исследуем полученное уравнение /42/ для различных режимов течения.

При ламинарном режиме 

                                                        /43/

Поскольку   , то

                                                                               /44/

Т.е. в коллекторах с переменным расходом при ламинарном режиме потери напора на трение примерно равны 1/2 гидравлического сопротивления трубопровода той же длины с постоянным расходом.

При развитом турбулентном режиме течения (   ₎

                               /45/

Поскольку   , то

                            /46/

Т.е. при развитом турбулентном режиме потери напора на трение в коллекторе с переменным расходом в 3 раза меньше потерь напора в трубопроводе с постоянным расходом.

67. Стабилизация нефти

Процесс стабилизации реализуется на стабилизационных установках (рис. 6.1).

Обезвоженная и обессоленная нефть поступает в теплообменную аппаратуру 2, где подогревается за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, а затем в подогреватели 3, в которых температура ее повышается до 80-125 °С. Затем горячая нефть направляется в трапы – стабилизаторы 4, в которых при давлении 1,5 – 2,5 кгс/см² происходит отделение от выделившейся широкой фракции. Отделившаяся от газовой фракции нефть собирается в нижней части аппарата, откуда насосом 11 через группу теплообменников, в которых отдает свое тепло, охлаждаясь до 40-45 градусов, направляется в товарные емкости. Широкая фракция поступает в зону охлаждения фракционированного конденсатора. Последний представляет собой вертикальный или горизонтальный теплообменный аппарат, в межтрубном пространстве которого противотоком проходит газообразная широкая фракция, в трубном – охлаждающая вода. При движении снизу вверх на отдельных участках в результате охлаждения газообразной фракции образуется конденсат, который сразу же стекает вниз и выходит из соприкосновения в данном сечении конденсатора с восходящим потоком газа. Стекающий вниз по стенкам труб конденсат встречается с движущимися ему навстречу парами, в результате чего происходит частичный обмен фаз между ними, подобный тому, который происходит при ректификации.

Рис. 6.1. Принципиальная технологическая схема установки по подготовке нефти при стабилизации однократным испарением и фракционированной конденсацией:

1, 11, 12 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – подогреватели; 4 – трапы – стабилизаторы, фракционированный конденсатор; 5 – газосепаратор; 6 – компрессор; 7 – маслоотделители; 8 – конденсаторы-холодильники; 9 – бензосепараторы; 10 – емкость бензина; 13 – блок обезвоживания и обессоливания; 14 – товарные резервуары; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – парогазовая смесь; IV – газ; V – нестабильный бензин; VI – вода

Вследствие стремления соприкасающихся фаз в каждом сечении сохранить состояние равновесия, жидкая фаза обогащается высококипящими компонентами по мере движения ее вниз и газообразными фракциями низкокипящими компонентами по мере восхождения в парциальном конденсаторе. Таким образом, в результате этого процесса образуется газовый остаток с минимальным количеством высококипящих компонентов и конденсат с минимальным содержанием низкокипящих компонентов. Конденсат спускается в сборник нефти, смешивается с последней, восполняя, таким образом, утраченный ею в эвапорационном пространстве бензиновый потенциал. Газ отводится из колонны и через сепарационные устройства 5, предотвращающие унос жидких включений, подается на прием компрессоров 6 с соответствующим числом ступеней сжатия в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газобензиновых заводов. Скомпримированный до соответствующего давления газ охлаждается до 30 °С в конденсаторах – холодильниках 8, при этом из него в бензосепараторах 9 выделяются наиболее тяжелые углеводороды в виде жидких нестабильных фракций, которые отводятся из бензосепараторов в емкость 10, откуда насосами 12 по специальному бензопроводу подаются для последующей их переработки на ЦГФУ или ГБЗ.

Основной аппаратурой узла стабилизации являются теплообменники, подогреватели, трап – стабилизатор, газосепараторы, бензосепараторы, кондиционеры – холодильники и др. Из перечисленной аппаратуры особенно следует остановиться на трапе – стабилизаторе.

Этот аппарат состоит из эвапорационной части, фракционирующего конденсатора и сборника нефти, то есть аппарат представляет собой сочетание трапа – сепаратора и фракционирующего конденсатора.

На практике процесс фракционированной конденсации осуществляется в виде прямоточной или противоточной конденсации.