Практическое занятие 4. Выбор нефтегазовых сепараторов (2 часа).

Эффективность процесса сепарации зависит от степени отделения нефтяного газа от капельной жидкости и жидкости от газа, что характеризуется: коэффициентами уноса жидкости потоком газа К_ж, газа потоком жидкости К_r, предельной средней скоростью газа в свободном сечении сепаратора V_rmax и временем задержки жидкости в сепараторе t₃. Коэффициенты уноса жидкости и газа и показатели совершенства сепараторов V_rmax и t₃ зависят от физико-химических свойств нефти и нефтяного газа, их расходов, рабочих давлений и температур, способности нефти к вспениванию, уровня жидкости в сепараторе, конструктивных особенностей сепаратора.

Коэффициенты уноса жидкости и газа определяются по формулам:

K_ж=q_ж/Q_r (4.1)

K_r=q_r/Q_ж (4.2)

где q_ж - объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м³/ч; q_r - объемный расход газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора, м³/ч; Q_K - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, определяемые при рабочих давлениях и температурах сепарации,м³/ч; Q_r - объёмный расход газа на выходе из сепаратора, м³/ч.

Чем меньше К_ж и К_r при прочих равных условиях, тем совершеннее сепаратор. По практическим данным коэффициентами уноса жидкости и газа имеют следующие значения К_ж< 50 см³/1000м3 газа и К_r < 0,02м³/м жидкости.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, можно условно подразделить на следующие основные категории:

1) по назначению - замерные и сепарирующие;

2) по геометрической форме и положению в пространстве - цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;

3) по характеру проявления основных сил - гравитационные, инерционные (жалюзийные), центробежные и ультразвуковые;

4) по рабочему давлению - высокого давления - 6,28 МПа (64 кГс/см²), среднего 2,45 МПа (25 кГс/см²), низкого давления 0,588 МПа (6 кГс/см²) и вакуумные;

5) по числу обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые сепарационные установки.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора.

Расчет этих сепараторов ведется для газовой и жидкой фаз. Для газовой фазы рассчитывается пропускная способность сепаратора V_r при известных диаметре сепаратора D_с, термобарических условиях в нем (Р_с; Т_с) свойствах газа и нефти .

Учитывая осаждение в газовом потоке жидких и твердых частиц в поле силы тяжести, максимальная пропускная способность по газу определяется:

(4.3)

где V_rmax - максимальная пропускная способность сепаратора по газу, расход которого приведен к нормальным условиям, м³/сут; d_ж - диаметр капли жидкости, м (d_ж = 1х10^-4 м); P_с - давление в сепараторе, Па; Т_с - температура в сепараторе, К; - вязкость газа, Па  С.

Исходя из условий всплывания пузырьков газа в движущейся в сепараторе нефти, максимальная допустимая способность сепаратора м³/сут.

(4.4)

где d_r- диаметр пузырька газа, (принимается d_r= 1х10^-3) м.

- вязкость нефти, Па-с,

Задача 4.1. Рассчитать пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора диаметром D_c = 1 ,2м. Жидкая фаза - нефть плотностью р = 860 кг/и"' (при давлении в сепараторе Р_с = 1,5 МПа, температура Т_с = 295 К) и вязкостью при этих условиях _h = 7 мПа-с. Плотность газа в нормальных условиях = 1,30 кг/м³. Вязкость газа в условиях сепаратора = 1,35х 1 0^-5 Па-с. Коэффициент Z принять равным 1.

Решение: Вычислим плотность газа при условиях сепарации

По формуле (4.3) рассчитаем максимальную пропускную способность сепаратора по газу

Пропускную способность по жидкости рассчитаем по формуле (4.4)

При заданном условии в данном сепараторе можно будет качественно сепарироваться нефть до 6400 м³/сут. с газовым фактором до 626 м³/м³.

Подобрать горизонтальный сепаратор можно по следующей методике.

В основу базового варианта аппаратов принят нормальный ряд емкостей 25, 50, 100 и 200 м³ на рабочее давление 0,6; 1,6; 2,5; 4,0 МПа различного климатического и коррозионного исполнения. Сепараторы оснащены различными конструктивными элементами, формирующими зоны ввода, отстоя и вывода продукции.

Объем сепаратора V рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости и времени пребывания в сепараторе

(4.5)

где Qж - нагрузка по жидкости, м³/мин.;

t_з - время пребывания, мин.;

С- коэффициент заполнения объема аппарата жидкостью, равный 0,5, колеблется от 0,4 до 0,6D.

Ориентировочное время пребывания жидкости в аппарате в зависимости от типа нефтей и характера технологического процесса

Таблица 4.1 - Ориентировочное время пребывания жидкости в аппарате

Тип нефтей	Плотность, кг/м3	Вязкость кинематическая, 10-6 м2/с	Ориентировочное время пребывания жидкости в газонефтяном сепараторе, мин.
Легкая	до 850	до 10	до 5
Средняя	850-890	10-45	5-10
Тяжелая	более 890	более 45	10-30
Сернистая			10-30

При сепарации обводненных нефтей в газонефтяном сепараторе рекомендованное время пребывания, приведенное в таблице, применимо и при водосодержании агрегатно-устойчивой эмульсии в пределах 30-60 %, а время пребывания для легких и средних нефтей увеличивается в 1,5 раза, для тяжелых нефтей в 2 и более раза. Время пребывания жидкости в сепараторах может корректироваться по мере накопления данных по свойствам эмульсий в процессе эксплуатации месторождений.