Общие теоретические положения.

Для отделения нефти от газа на нефтяных месторождениях широко применяются вертикальные, наклонные и горизонтальные гравитационные сепараторы. Определение пропускной способности газонефтяных сепараторов представляет собой достаточно сложную инженерную задачу, так как на рабочие параметры сепараторов значительное влияние оказывает дисперсность системы «нефть-газ», которая является величиной неопределённой. Поэтому в настоящее время имеются лишь приближённые методы расчёта производительности гравитационных сепараторов. Пропускную способность гравитационных газонефтяных сепараторов оценивают как по газу, так и по жидкости.

Качество работы газонефтяных сепараторов первой ступени определяется в основном условиями работы осадительной и каплеуловительной секций. При этом эффективность сепарации газа оценивается удельным количеством капельной жидкости (нефти), уносимой потоком газа из сепаратора и характеризуемой коэффициентом уноса жидкости

(1)

где G_ж – объёмный расход капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, м³/сут;

Q_г – объёмный расход газа на выходе из сепаратора, м³/сут.

При этом все объёмные 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

К_ж≤10^-8 м³/нм³. (2)

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

ν_г (Р)≤0,245*Р^-0,5, (3)

где Р – давление в сепараторе, МПа.

В вертикальных сепараторах допустимые скорости потока газа относятся к полному поперечному сечению аппарата, не занятому жидкостью.

Диаметр вертикального гравитационного сепаратора зависит в основном от расхода газа и определяется из следующей формулы:

(4)

где F – площадь сепаратора, см²;

m= 0,8 …….0,9 – коэффициент использования площади сепаратора, определяемый опытным путём;

Q_г – расход газа, приведённый к давлению и температуре в сепараторе, м³/сут;

V_г – кинематическая вязкость газа в условиях сепаратора, см²/с;

p_г, p_н – соответственно плотность газа и нефти при давлении и температуре в сепараторе;

d – диаметр частицы нефти.

Расход газа Q_г рассчитывается по формуле

, м³/сут, (5)

где Q_г – количество газа, содержащегося в нефти при условиях полного разгазирования, м³/сут; Q_г = Q_н * Г;

α – коэффициент растворимости газа в нефти в МПа^-1;

Q_н – дебит нефти, м³/сут;

Г – газовый фактор, нм³/м³;

P – рабочее давление в сепараторе, МПа;

P₀ – атмосферное давление, МПа;

T – абсолютная температура газа в сепараторе, К;

T₀ - 293°K – абсолютная нормальная температура;

z = 0,8…..0,9 – коэффициент сжимаемости газа в сепараторе при давлении от 1,5 МПа и выше (в сепараторах низкого давления значение z приближается к единице)

Коэффициент кинематической вязкости газа, приведённый к условиям в сепараторе,

, см²/с, (6)

где ν₀ – коэффициент кинематической вязкости газа при нормальных условиях (для метана ν₀ = 0,145 см²/с); C = 210 – температурная постоянная для газа.

Плотность газа, приведённая к условиям в сепараторе, получается из формулы

, г/м³, (7)

где p₀ – плотность газа при нормальных условиях (для метана p₀ =0,001 г/см³).

По площади сепаратора находят его диаметр

. (8)

Приближенно диаметр вертикального сепаратора можно определить по средней скорости газа в зависимости от давления в сепараторе

, (9)

где Q_г - суточный дебит газа, приведённый к нормальным условиям (при давлении 0,1 МПа и температуре 20°С), нм³;

v_ср – средняя скорость движения газа в сепараторе, м/с;

P_0, P, T₀, T – имеют указанные выше значения.

Допустимую среднюю скорость движения газа в сепараторе в зависимости от давления можно определить по графику (рис. 1).

Рис. 1. График допустимой скорости движения газа в гравитационных и

в гидроциклонных сепараторах

Задача 1. Определить диаметр газонефтяного сепаратора при исходных данных, приведенных в табл. 2

Таблица 2

Исходные данные к задаче 1

Рабочие параметры	Варианты
Газовый фактор, нм^3/м^3
Дебит скважин, м^3/сут
Давление сепарации, МПа	0,8	0,5	0,3	0,4	0,6	0,8	1,0	0,5	0,5	0,6
Температура в сепараторе, °С
Плотность нефти, кг/м^3
Диаметры частиц нефти, см	0,03	0,01	0,001	0,0125	0,07	0,005	0,003	0,01	0,001	0,07

При решении задачи принять вязкость газа при нормальных условиях равной 0,145 см²/с, плотность газа р_а=0,001 г/см³, коэффициент растворимости газа в нефти α =20 МПа^-1.

Задача 2. Рассчитать для условной задачи 1 диаметр сепаратора по допустимой средней скорости движения газа в сепараторе. Сравнить результаты расчетов.

Задача 3. Определить необходимый диаметр вертикального газонефтяного сепаратора, если нагрузка на него по жидкости составляет Q_ж (м³/сут), газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 МПа и температуре 293 К равен G (P) (нм³/м³), обводнённость добываемой продукции n_в. Исходные данные к задаче приведены в таблице 3.

Пример расчёта. Определить необходимый диаметр вертикального сепаратора, если нагрузка на него по жидкости составляет Q_ж =10000 м³/сут, газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 МПа и температуре 293К равен G(P)=100 нм³/м, обводненность добываемой продукции п_в=0,5.

Решение. Так как сепаратор вертикальный, следовательно, все его поперечное сечение занято потоком газа. Поэтому из [2].

≥ . (10)

Так как f_г = 1, то

D²≥ м².

Откуда D≥ 2,05 м.

Из технических характеристик вертикальных сепараторов известно, что максимальный диаметр их не превышает 1,6 м, следовательно, вертикальные сепараторы в данных условиях использоваться не должны.

Таблица 3

Исходные данные к задаче 3.

Параметры	Варианты
Нагрузка по жидкости Qж м^3/сут
Газовый фактор G (P), нм^3/м^3 при Pс = 0,6 МПа
Температура в сепараторе, К
Обводнённость жидкости nв, доли ед.	0,45	0,4	0,45	0,50	0,55	0,60	0,60	0,4	0,55	0,6

Механический расчёт газонефтяных сепараторов.

Механический расчёт газонефтяных сепараторов сводится к определению толщины стенки цилиндрической части и днища сепаратора.

Пример механического расчёта сепаратора. Рассчитать толщину сетки цилиндрической части и днища сепаратора, изготовленного из коррозионно-стойкой стали X18H10Т с эллиптическим днищем, если его диаметр D = 1,4 м; рабочее давление P = 2,4 МПа, рабочая температура 24°С.

При решении задачи следует учесть, что давление опрессовки устанавливается в 2 раза больше рабочего давления. Отношение высоты эллиптической крышки H к диаметру сепаратора D равно 0,25.

Толщина стенки цилиндрической оболочки, нагруженной внутренним давлением, рассчитывается по формуле:

δ = , (11)

а толщина эллиптической крыши:

, (12)

где P – избыточное внутренне давление, МПа;

D – внутренний диаметр сепаратора, м;

- допустимое напряжение, Па;

- коэффициент прочности сварного шва;

С – прибавка к расчётной толщине для компенсации коррозии;

R – радиус кривизны в вершине днища, равный,

, (13)

здесь H – высота днища сепаратора, м.

Для стали X18H10Т нормативное допустимое напряжение Па.

Коэффициент условий работы, как правило, применяется в пределах 0,9… 1,0.

Коэффициент прочности сварного шва принимаем равным 0,8

(сварка автоматическая односторонняя).

Прибавку на коррозию берут в зависимости от условий работы сепаратора равной 2 … 3 мм. В нашей задаче С принимаем равным 2 мм.

Подставив численные значения величин, входящих в формулу (12), получим

см

При H/D = 0,25 толщина стенки днища сепаратора определяется по той же формуле и равна 2,8 см.

Задача 4. Рассчитать толщину стенки и днища сепаратора по исходным данным, приведённым в табл. 4.

Таблица 4

Исходные данные к задаче 4

Параметры	Варианты
Рабочее давление, МПа	1,8	0,6	1,0	1,6	2,4	0,8	1,2	1,4	1,5	0,9
Диаметр, м	1,5	0,6	0,8	1,0	1,2	1,4	1,6	2,0	1,8	0,9

Расчёт потерь углеводородов от испарения нефти.

Общие положения.

Все потери углеводородов нефти и газа можно разделить по пути их движения от залежи до потребителей на две сферы: потери в недрах и потери на поверхности. Последние, в свою очередь, подразделяются на промысловые и внепромысловые.

Предотвращение потерь в каждой из сфер решается самостоятельно. Потери на нефтяных месторождениях предоставляют потери углеводородов при их добыче на пути движения от скважины до центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды, включая потери на самих установках. Эти потери можно разделить на две группы: потери углеводородов, поступивших из скважины в нефтегазосборную сеть, и потери углеводородов, вышедших из залежи, но не попавших в нефтегазосборные коммуникации.

Источниками первой группы потерь являются естественная стабилизация, испарение нефти и газового конденсата, технологические отходы при обработке нефти на месторождениях, утечки и разливы.

Источниками второй группы потерь являются опробование разведочных, освоение и исследование эксплутационных скважин, аварии и грифоны на скважинах, негерметичность их конструкции.

Здесь рассматриваются потери углеводородов только от испарения.

Под испарением нефти понимается процесс выделения из неё молекул растворенных лёгких углеводородов с переходом их в газообразное состояние.

Согласно кинематической теории отрыв молекул от поверхностного слоя и переход в газовую фазу происходит при условии, если

, (14)

где E_к - энергия отрыва молекулы от поверхностного слоя;

m – масса молекулы;

v – компонент скорости молекулы, нормальной к поверхности нефти.

Работа отрыва молекулы от поверхностного слоя нефти зависит от вязкости нефти и поверхностного натяжения на границе нефть – газ.

Весь процесс испарения нефти состоит из: а) отделения молекул углеводородов от нефти; б) распространения вырвавшихся молекул в газовой фазе (диффузия, конвекция); в) обратное поглощение нефтью части вырвавшихся молекул (конденсация при их ударе о её поверхность).

Чем выше температура нефти, тем больше средняя скорость движения молекул. Отсюда, естественно, с повышением температуры испаряемость нефти увеличивается.

В промысловых резервуарах кроме процесса испарения нефти может одновременно продолжаться и процесс сепарации газа. Совмещение процессов испарения и сепарации является особенностью работы промысловых резервуаров.

Расчёт потерь углеводородов при хранении нефти в резервуарах.

Рабочий цикл сырьевого или товарного резервуара состоит из нескольких операций: а) загрузка резервуара нефтью; б) отстой нефти в резервуаре; в) разгрузка резервуара; г) ожидание загрузки.

Определение потерь углеводородов при загрузке резервуаров.

Количество углеводородов, выходящих из резервуара при его загрузке через дыхательный клапан, зависит от ёмкости резервуара V_р, коэффициента загрузки K, давления насыщения паров нефти при температуре её поверхности P_s, абсолютного давления настройки клапана давления P_д, клапана вакуума P_в и других факторов. Оно может быть определено по формуле:

, м³ жидкости (15)

Пример расчёта. Определить количество углеводородов, выходящих из резервуара ёмкостью 2000 м³, при его загрузке нефтью с абсолютным давлением насыщенных паров при средней температуре нефти P_s = 0,0595 МПа. Коэффициент загрузки резервуара K = 0,8, предохранительный клапан отрегулирован на давление 24*10^-5 МПа и на вакуум 20*10^-5 МПа.

Решение.

Абсолютное давление клапана

P_д = 0,1+0,00024 = 0,1002 МПа;

в вакууме

P_в = 0,1 – 0,0002 = 0,0998 МПа.

Количество углеводородов, выходящих из клапанов, будет

м³.

По отношению к нефти, поступившей в резервуар, это составляет

.

Таким образом, общие потери лёгких углеводородов при загрузке резервуара зависят от его объёма, рабочего давления предохранительного клапана и объёма газового пространства.

Задача 5. Определить потери углеводородов при загрузке резервуара, работающего при условиях, приведённых в таблице 5. Предохранительные клапаны резервуара отрегулированы на давление 24*10^-5 МПа, на вакуум 20*10^-5 МПа.

Таблица 5

Исходные данные	Варианты задачи
Vp, м^3
Температура, °С
K	0,8	0,82	0,84	0,85	0,78	0,85	0,83	0,77	0,81	0,79
Давление насыщенных паров по Рейду, МПа	0,03	0,038	0,040	0,043	0,044	0,045	0,050	0,03	0,04	0,05
Давление насыщенных паров нефти Ps истинное (определено по номограмме [8]), МПа	0,03	0,035	0,044	0,045	0,046	0,049	0,054	0,05	0,04	0,045

Определение потерь углеводородов при малых дыханиях резервуара.

Количество углеводородов, выходящих через клапан резервуара при малых его дыханиях, зависит от давления насыщенных паров нефти при максимальной и минимальной температуре на её поверхности P_s1 и P_s2 в течение расчётного периода, абсолютных давлений настройки клапанов, максимальной и минимальной температур газового пространства t₁ и t₂, его объёма V_г и др. Оно может быть определено по формуле (м³)

. (16)

Пример расчёта. В резервуаре находится нефть с давлением насыщения паров по Рейду P_s = 0,0595 МПа. Определить количество углеводородов, выходящих при выдохе из резервуара через дыхательный клапан в течение суток, если минимальная температура воздуха ночью t₂ = 15°С, а максимальная днём t₁ = 40°С; дыхательный клапан отрегулирован на давление 24*10^-5 МПа и вакууме 20*10^-5 МПа; высота газового пространства 4 м; диаметр резервуара D =15 м.

Решение. Объём газового пространства:

V_r = 0,785*D² *h= 0,785*15²*4= 706,5 м³.

Встречает определённые трудности нахождения значений t₁ и t₂. При ориентировочных расчётах можно воспользоваться следующими эмпирическими данными.

1. Минимальная температура на поверхности нефти почти равна среднесуточной температуре наружного воздуха. Она на 5,5°С ниже минимальной, максимальная же температура в общем случае на 5,5°С выше максимальной температуры массы нефти, находящейся в резервуаре.

2. Максимальная температура газового пространства на 120°С выше максимальной температуры на поверхности нефти, а минимальная – на 8°С ниже максимальной температуры на поверхности нефти.

Средняя температура наружного воздуха

°С.

Минимальная температура поверхности нефти

t₂ = t_ср – 5,5=27,5-5,5 = 22°С.

Максимальная температура поверхности нефти

t₁ = t_ср +5,5 = 27,5+5,5=33°С.

Минимальная температура газового пространства

t₂ = t₂ -8=22-8=14°С.

Максимальная температура газового пространства

t₁ = t₁ +12=33+12=45°С.

Давление насыщенных паров нефти при минимальной температуре на поверхности нефти 0,0707 МПа, а при максимальной температуре 0,0783 МПа. Абсолютные давления P_д = 0,10024и P_в = 0,0998 МПа.

Количество углеводородов, выходящих из резервуара, согласно формуле (8.3)

м³.

Задача 6. Рассчитать количество углеводородов, выходящих через клапан резервуара при его малых дыханиях, при хранении нефти с давлением насыщенных паров по Рейду 0,064 МПа. Исходные данные приведены в

табл. 6, а P_д = 24*10^-5 и P_в = 20*10^-5 МПа.

Таблица 6

Исходные данные	Варианты задачи
Диаметр резервуара, м
Высота газового пространства, м		4,5	4,6	4,4	4,3	4,2	4,1	3,8	3,6	3,5
Максимальная температура воздуха, °С
Минимальная температура воздуха, °С
Давление насыщенных паров нефти при минимальной температуре на поверхности нефти* Ps1, МПа	0,05	0,061	0,065	0,0652	0,0652	0,0651	0,051	0,055	0,045	0,058
Давление насыщенных паров нефти при максимальной температуре на поверхности нефти , Ps2, МПа	0,068	0,071	0,075	0,079	0,079	0,078	0,066	0,075	0,071	0,068

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1979. – 319 с.

2. Лутошкин Г. С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. – М.: Недра, 1985. – 135 с.

3. Кабиров М.М., Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин. Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. – 70 с.

4. Байков Н.М., Позанышев Г.Н., Мансуров Р.Н. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1981.

5. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. – Казань: «ФЭН», 2002.

6. Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. – Казань: «ФЭН», 2001.

Дата добавления: 2015-07-11