Лекция № 4 Сепарация нефти от газа 1 Назначение, классификация и конструкция сепараторов Сепарация жидкости (разделение нефти, газа и воды) в различных сепараторах осуществляется для: 1) получения нефтяного газа, используемого как химическое сырье или топливо; 2) уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения тем самым гидравлических сопротивлений; 3) разложения образовавшейся пены; 4) отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий; 5) уменьшения пульсации при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти. В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие четыре секции (рисунок 1). I - основная сепарационная секция; II - осадительная секция; III - секция сбора нефти; IV каплеуловительная секция; 1 - корпус; 2 - раздаточный коллектор; 3 - поплавок; 4 - дренажная труба; 5 - наклонные плоскости; 6 - ввод газожидкостной смеси; 7 - регулятор давления "до себя"; 8 - выход газа; 9 - перегородка, выравнивающая скорость газа в жалюзийном 1 каплеуловителе; 10 - жалюзийный каплеуловитель; 11 - регулятор уровня; 12 - сброс нефти; 13 сброс грязи; 14 - люк; 15 - заглушки; 16 - предохранительный клапан Рисунок 1 - Общий вид и детали вертикального сепаратора I. Основная сепарационная секция, служащая для выделения из нефти газа. На работу сепарационной секции большое влияние оказывает конструктивное оформление ввода продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование различного рода насадок - диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкостной смеси). II. Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти. III. Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом - в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе. IV. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора и служащая для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа. Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, количеством характеризуется капельной двумя жидкости, основными уносимой показателями: потоком газа из каплеуловительной секции IV, и количеством пузырьков газа, уносимых 2 потоком нефти из секции сбора нефти III. Чем меньшеэти показатели, тем лучше работает сепаратор. Как же оценить эффективность нефтяного сепаратора и его техническое совершенство? Прежде всего дадим общее определение эффективности сепаратора, характеризующей степень убывания в сепараторе нефти за счет разгазирования и соответствующее увеличение в нем газа. Эффективность эта будет выражаться следующим образом: Эн G1н G2 н 100%; G1н Эг G2 г G1г 100%; G2 г Эг V2 V1 100%, V2 (1) где G1н и G2 н - соответственно массовые расходы нефти до и после сепаратора; G2г и G1г - соответственно массовые расходы газа после сепаратора и до него; V2 и V1 - соответственно объемные расходы газа после сепаратора и до него. Таким образом, в каждой ступени сепарационной установкиза счет снижения давления и температуры количество нефти уменьшается и соответственно возрастает количество газа, что может характеризовать работу этой установки в целом. При любых условиях для герметизированной системы сбора нефти и газа Эн Эг const . К показателям эффективности работы нефтяного сепаратора относятся также удельный унос капельной жидкости Кж потоком газа и удельный унос свободного газа Кгпотоком нефти, которые определяются из соотношений: Кж qж q ; Кг г , Qж Vг (2) где qжи qг- объемные расходы капельной жидкости и свободного газа, уносимые из сепаратора, см3/ч, при рабочих условиях; Vги Qж- объемные расходы газа и жидкости (нефти) при рабочих условиях в сепараторе, м3/ч. 3 Однако одни и те же значения Кжи Кгможно получить, как известно, в сепараторах различных конструкций (например, в сепараторах большого объема без специальных отбойных приспособлений и в сепараторах, скажем, гидроциклонных (см. рисунок4), вес которых небольшой), а значит, и с различными технико-экономическими показателями. Поэтому, пользуясь только показателями Кжи Кгне учитывая расход металла на изготовление сепараторов, их конструкцию, невозможно сделать окончательный вывод о техническом совершенстве того или иного сепаратора. Технически совершенным будет тот сепаратор, который при прочих равных условиях обеспечивает более высокую степень очистки газа и жидкости и, кроме того, имеет большую производительность и, конечно, при минимуме затрат металла на его изготовление. Эффективное отделение газа от жидкости осуществляется в таких сепараторах, как правило, при больших скоростях движения газа и жидкости по сечению сепаратора, т.е., иными словами, при большей производительности. Таким образом, для полной оценки эффективности работы сепаратора наряду с показателями Кти Кгнеобходимо учитывать и степень технического совершенства. Степень технического совершенства сепаратора характеризуется: 1) минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2) максимально допустимой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора, а также в каплеуловительной секции; 3) временем пребывания жидкости (нефти или нефти и воды) в сепараторе, за которое происходит максимальное отделение свободного газа от жидкости. Допустимое значение удельного уноса капельной жидкости Кж, не должно превышать 50 м3 на 1000 м3 газа, в то время как удельный унос свободного газа потоком жидкости при условиях в сепараторе рекомендуется принимать равным К г 20 103 см3 на 1 м3 жидкости. 4 Величина Кг зависит от многих факторов, главными из которых являются вязкость и плотность нефти, а также способность нефти к вспениванию. Для невспенивающихся и маловязких нефтей время пребывания их в сепараторе рекомендуется принимать равным от 2 до 3 мин, для вспенивающихся и вязких нефтей - от 5 до 20 мин. Маловязкими считаются нефти с вязкостью до 5-10-3 Па·с, а вязкими - с вязкостью более 1,5-10-2 Па·с (1 сП = 1-10-3 Па·с). Для определения Кж и Кг имеется специальная методика, разработанная во ВНИИСПТнефть (г. Уфа). Эффективность работы сепараторов, устанавливаемых на площадях газовых и газоконденсатных месторождений, оценивается обычно только первым показателем, т.е. количеством капельной взвеси, уносимой газом за пределы сепаратора. Поэтому требования, предъявляемые к нефтяным сепараторам и сепараторам природного газа, должны быть разными. На рисунке 3.1 показаны общий вид и разрез сепаратора с жалюзийной насадкой 10. Сепаратор работает следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 6 к раздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 5, увеличивающие путь движения нефти и облегчающие тем самым выделение окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 10 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 10, стекают в поддон и по дренажной трубе 4 направляются в нижнюю часть сепаратора. Каплеулавливающая насадка 10 может быть различной конструкции. Работа ее должна основываться на следующих принципах: 1) столкновении потока газа с различного рода перегородками; 2) изменении направления потока; 3) изменении скорости потока; 4) использовании центробежной 5 силы; 5) использовании коалесцирующей набивки (различного рода металлических сеток). На рисунке2 приведены общий вид и разрез горизонтального сепаратора, в котором частицы жидкости оседают под действием как гравитационных, так и инерционных сил. Этот сепаратор работает следующим образом. 1 - ввод газонефтяной смеси; 2 - диспергатор; 3 - наклонные плоскости; 4 - жалюзийная насадка-каплеуловитель; 5 - перегородка для выравнивания потока газа; 6 - выход газа; 7 - люк; 8 - регулятор уровня; 9 - поплавковый уровнедержатель; 10 - сброс грязи; 11 перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 - сливная трубка Рисунок 2 - Общий вид и разрез горизонтального сепаратора Нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попадает в диспергатор газа 2, где происходит дробление (диспергирование) нефтегазовой смеси. Диспергирование нефти приводит к существенному увеличению поверхности контакта нефть - газ, в результате чего происходит интенсивное выделение газа из нефти. После диспергатора из газа под действием гравитационных сил значительная часть капельной нефти оседает на наклонные плоскости 3, а незначительная часть ее в виде мельчайших капелек уносится основным потоком газа. Для изменения 6 структуры потока наклонные плоскости следует выполнять с уступами (порогами), способствующими выделению газа из жидкости. Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими осесть под действием силы тяжести, встречает на своем пути жалюзийную насадку 4, в которой происходят «захват» (прилипание) капелек жидкости и дополнительное отделение их от газа; при этом образуется пленка, стекающая в поддон, из которого по трубе 12 она попадает под уровень жидкости в сепараторе. На рисунке2 в верхней части сепаратора показана в увеличенном размере капелька К и действующие на нее силы, а в нижней части сепаратора - увеличенный пузырек газа П и также силы, действующие на него. На рисунке3 показана одна из многих разработок блочной автоматизированной сепарационной установки с предварительным сбросом воды (БАС-1-100), разработанная Октябрьским филиалом ВНИИКАнефтегаз. Первая цифра обозначает номер модификации, вторая - объем технологической емкости в м3. 1 - сборный коллектор; 2, 14 и 14а- соответственно расходомеры горячей воды, нефти и дренажной воды; 3 - регулятор уровня; 4 - заслонка; 5 - датчик предельного уровня; 6 сепарационный отсек; 7 - наклонные полки; 8 - перегородка; 9 - успокоитель, уровня; 10 распределитель потока; 11- перфорированная труба; 12 - двухфазный регулятор уровня прямого действия; 13- дренажный патрубок; 15, 16 - выкидные линии соответственно для воды и нефти 7 Рисунок 3 - Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды (БАС-1-100) Основное назначение секции предварительного сброса воды сводится к тому, чтобы по возможности предотвратить попадание ее в сепараторыдеэмульсаторы (нагреватели) и сэкономить топливо на нагрев этой воды. БАС работает следующим образом. Нефть, газ и пластовая вода по сборному коллектору 1 поступают в сепарационный отсек 6, в котором установлены три наклонные полки 7, способствующие лучшему отделению газа от жидкости. Для более эффективного разделения нефти от воды в БАСе в сборный коллектор 1 через расходомер 2 подается горячая вода с установки УПН. Из отсека 6 нефть вместе с водой (нефтяная эмульсия) перетекают в водоотделительный отсек через распределитель потока 10. Водоотделительный и сепарационный отсек 6 разъединены перегородкой 8. Совместное течение нефтяной эмульсии растворенного газа сначала через распределитель потока 10, а затем через слой воды создает благоприятные условия для разрушения этой эмульсии. Обезвоженная в основном нефть через верхнюю перфорированную трубу 11, расходомер 14 направляется в выкидную линию 16, ведущую на УПН, а отделившаяся от нефти вода через дренажный патрубок 13, расходомер 14а поступает в выкидную линию 15, ведущую на УПВ. В правом отсеке БАС уровень раздела фаз вода-нефть автоматически поддерживается регулятором уровня прямого действия 12 типа РУР-1. Необходимый перепад давления в отсеке 6 поддерживается регулятором уровня 3, который действует на заслонку 4, установленную на газоотводной линии. БАС имеет датчик предельного уровня 5. На рисунке4 приведен общий вид гидроциклонного двухъемкостного сепаратора, разработанного в институте Гипровостокнефть. Сепараторы этого типа широко применяются на нефтяных месторождениях страны. Принцип их работы следующий. 8 1 - гидроциклонная головка; 2, 3 - верхняя и нижняя емкости; 4 - успокоитель уровня; 5, 9 - исполнительные механизмы на нефтяной и газовой линии; 6, 14 - сливные полки; 7 сливной патрубок; 8 - регулятор уровня, 10 - каплеотбойник жалюзийного типа; 12, 13 уголковые разбрызгиватели; 15 - пленка жидкости, стекающая вниз Рисунок 4 - Принципиальная схема двухъемкостного гидроциклочного сепаратора Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную головку 1,сечение которой в увеличенном масштабе показано на том же рисунке. В гидроциклонной головке за счет центробежной силы газ отделяется от нефти. Они движутся раздельно как в самой головке, так и в верхней емкости 2. Нефть по сливной полке 14 самотеком направляется на разбрызгиватель 13, в патрубок 7, а затем на сливную полку 6 и стекает с левой стороны успокоителя уровня 4. Затем она перетекает через верхнюю кромку последнего, где и накапливается. Как только уровень нефти достигнет определенной величины, сработает регулятор уровня 8, приоткрыв исполнительный механизм 5 на нефтяной линии и призакрыв исполнительный механизм 9 (заслонку) на газовой. Газ проходит в верхней емкости 2 три зоны - 12, 11 и 10, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию, ведущую на ГПЗ. 9 Гидроциклонными сепараторами оборудованы все Спутники-А и Спутники-Б, после которых газ направляется снова в сборный коллектор, перемешивается с нефтью и транспортируется с ней по коллектору до первой ступени сепарации. За последнее время сотрудники Лениногорского ЦНИПРа совместно с сотрудниками ТатНИПИнефть разработали и внедрили высокоэффективный гравитационный сепаратор с предварительным отделением нефти от газа (рисунок5). 1- наклонный сборный коллектор; 2- газоотводная вилка; 3- корпус каплеотбойника; 4 плоский диффузор; 5 - кассета для улавливания капельной жидкости, уносимой газом (жалюзи); 6 - наклонная плоскость; 7 - заслонка; 8- шарнирные тяги; 9- поплавок; 10патрубок для вывода нефти из сепаратора; 11- пластины для пеногашения Рисунок 5 - Схема гравитационного сепаратора с предварительным отделением газа от нефти В этом сепараторе нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонному трубопроводу 1. Наклон трубопровода к горизонту может колебаться в пределах 30-40°. К наклонному трубопроводу 1 приварена вертикально расположенная газоотводная вилка2, второй конец которой подсоединен к каплеотбойнику3, имеющему жалюзийные кассеты 5. Принцип работы сепаратора очень прост и сводится к следующему. 10 В результате падения давления при совместном движении нефти и газа по сборным коллекторам (протяженностью от 2 до 8 км), в последних происходит медленная и равновесная сепарация нефти от газа, которые в наклонном трубопроводе 1 еще больше разделяются и отдельновводятся в корпус сепаратора: нефть по продолжению трубопровода 1, а газ по газопроводу 2. Не успевшие скоалесцировать (соединиться) в крупные агрегаты и не попавшие в газоотводную вилку 2 пузырьки газа вместе с нефтью направляются в плоский диффузор 4, в котором постепенно снижается скорость нефтегазового потока. Нефтегазовый поток из диффузора 4 с малой скоростью идет на наклонную плоскость 6, где пузырьки газа, оставшиеся в незначительном количестве, интенсивно отделяются от нефти. Основной объем газа, как отмечалось выше, выделяется из нефти до сепаратора при помощи газоотводной вилки 2 и вводится в каплеотбойник 3, где от газа отделяются капельки нефти, задерживаемые жалюзями 5. Преимуществом данного сепаратора является предварительное отделение нефти от газа с последующим вводом их по отдельным каналам в корпус сепаратора и каплеотбойник 3. Такой способ ввода продукции скважин в сепаратор позволяет значительно снизить перемешивание нефтегазовой смеси и ускорить отделение нефти от газа. Благодаря пластинам 11, устанавливаемым на расстоянии 1,0-1,5 см от наклонной плоскости 6, эффективно разрушается образующаяся в сепараторе пена. Верхний и нижний уровни жидкости в сепараторе поддерживаются поплавком 9 и шарнирными тягами 8, присоединенными к оси заслонки 7 на газовой линии. При достижении верхнего предельного уровня поплавок 9 при помощи тяг 8 закрывает заслонку 7. После закрытия заслонки давление в сепараторе поднимается и нефть продавливается через патрубок 10 до тех пор, пока уровень жидкости не дойдет до крайнего нижнего положения, 11 затем заслонка 7 открывается, и снова происходит накопление жидкости в сепараторе. Для отделения нефти от газа имеются другие сепараторы, но мы их здесь не приводим, поскольку они отличаются друг от друга лишь теми или иными конструктивными элементами, существенно не влияющими на эффективность разделения. 2 Пульсация в нефтепроводах и их гашение При одновременном транспортировании нефти, газа и воды по однотрубной герметизированной системе сбора часто наблюдаются значительные пульсации в сборных коллекторах. Природа возникновения пульсаций сама по себе ясна: при движении газожидкостной смеси, особенно по «рельефным» трубопроводам, газовая фаза, образующаяся в верхней части газопровода, может изменяться в объеме - сжиматься и расширяться, изменяя тем самым давление. Изменения давления в трубопроводе, транспортирующем газожидкостные смеси, в отдельных случаях могут быть значительными (2-5 МПа). Основными факторами, вызывающими пульсации и влияющими на их величину и частоту, являются: 1) количество и равномерность подаваемых в трубопровод жидкости и газа, т.е. дебиты скважин и режимы их работы; 2) диаметр трубопровода; 3) рельеф местности, по которой проходит трасса трубопровода. При малых скоростях газожидкостной смеси в трубопроводе (0,1-0,3 м/с) и гористой местности возникают пульсации с большой амплитудой и малой частотой и, наоборот, при больших скоростях газожидкостной смеси (1,2-1,5 м/с) и ровной местности наблюдаются пульсации малой амплитуды и большой частоты. Пульсации в трубопроводах, транспортирующих газожидкостные смеси, могут приводить: 1) к авариям трубопроводов (особенно в сварных 12 соединениях); 2) к перегрузке сепарационной установки, а, следовательно, к уносу в газопроводы больших количеств жидкости из сепараторов и к снижению тем самым пропускной способности трубопроводов; 3) к нарушению технологического режима УПН и УПВ. Для ограничения влияния пульсаций на работу этих установок перед первой ступенью сепарации на ДНС или УПН устанавливается гаситель пульсаций, конструкция которого может быть самой разнообразной. На рисунке 3.6 приведена одна из схем коллектора-гасителя пульсаций потока, разработанного в Грозненском нефтяном институте. 1 - ввод нефтегазаводяной смеси; 2 -отбор газа; 3 - отбор нефти; 4 - нормальный уровень; 5 - минимальный уровень; L8=0,8Lк;L 1 =L 7 =L 6 =L 4 =0,2L K ;L 3 =0,4L к ;L 2 =0,6L к ;L 5 =0,5L к Рисунок 6 - Коллектор-гаситель пульсаций потока Максимальная длина коллектора-гасителя пульсации принимается равной L=50 м для сепарационных установок производительностью 20000 т/сут, а минимальная - L=20 м - для сепарационных установок производительностью 10000 т/сут. Диаметры коллектора-гасителя принимаются равными диаметру сборного коллектора, подводящего нефтегазовую смесь к гасителю пульсаций. Сущность работы коллектора-гасителя пульсаций ясна из рисунка. Следует только отметить то важное обстоятельство, что данный 13 коллектор-гаситель может с успехом применяться в качестве сепаратора первой ступени. 3 Выбор оптимального числа степеней сепарации При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее - многоступенчатая (5-7 ступеней) или двухступенчатая сепарация? Однозначный ответ на этот вопрос дать затруднительно, так как при этом должна учитываться система сбора нефти и газа на площадях нефтяных месторождений, а также газа и конденсата на площадях газоконденсатных месторождений. Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (4-8 МПа), на устьях скважин в результате незначительного понижения давления и температуры на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале легких фракций -метана, этана, затем частичное выделение тяжелых углеводородов - пропана, бутана, пентана) и в нефти остается большое количество не выделившихся тяжелых углеводородов. Если при том же высоком устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов. Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с трехступенчатой по выходу нефти, то первая оказывается более эффективной, чем вторая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в системах негерметизированного сбора и транспорта нефти, то все тяжелые углеводороды, оставшиеся в нефти, постепенно испарятся из нее, и эффект сепарации сведется к нулю. Поэтому многоступенчатая 14 сепарация, как и трехступенчатая, должна применяться только при герметизированной системе сбора и транспортировки нефти, начиная от устья скважин и кончая нефтеперерабатывающим заводом, следовательно, на всем пути движения товарной нефти резервуары должны иметь понтоны или плавающие крыши. Ввиду того, что при двухступенчатой сепарации в газовую фазу переходит большое количество тяжелых углеводородов, представляющих собой ценное сырье, рационально направлять их в этом случае на газофракционную установку (ГФУ) или на газоперерабатывающий завод для получения из этих газов жидких углеводородов и, в частности, пропанбутанов и газового бензина. Из сказанного следует, что при сборе и транспортировке нефти на площадях месторождений можно применять как многоступенчатую, так и двухступенчатую сепарацию, если соблюдаются условия, о которых говорилось выше. Однако с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и газоперерабатывающего наличия завода поблизости всегда от месторождения целесообразно применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды: в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т.д. Газ, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, где предусматривается резкое снижение давления, будет жирным, т.е. содержащим большое количество тяжелых углеводородов, поэтому он вначале направляется в компрессорную, а после сжатия в компрессорах или эжекторах - на ГФУ или ГПЗ. 4 Расчет сепараторов на пропускную способность по газу и жидкости 15 Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе, можно регулировать изменением давления и температуры сепарации. Суммарное количество газа (свободного и растворенного), поступающего на первую ступень сепаратора (м3/сут), определяется по формуле V ГQн . (3) Если нефть добывается вместе с пластовой водой, то формула (3) запишется иначе W V Г 1 Qн , 100 (4) где W- обводненность нефти, %. Количество газа (м3/сут), оставшегося в растворенном состоящий в нефти Vр и поступающего из первой ступени во вторую (без учета обводненности нефти), равно V р p1Qн . Дебит отсепарированного свободного газа будет равен: в первой ступени V1 V Vp Г p1 Qн ; (5) V2 p1 p2 Qн ; (6) Vn pn1 pn Qн . (7) во второй ступени в п-ой ступени В формулах (3) и (7) обозначены:V- количество газа,поступающего из скважины, м3/сут; Г- газовый фактор скважины, м3/м3; Qн- дебит нефти, м3/сут; V1, V2, ..., Vn- количество газа, сепарируемого соответственно при давлениях р1, р2,...,рп(в 1, 2, ..., п-ой ступени), м3/сут; α - коэффициент растворимости газа в нефти при температуре и давлении в сепараторе 1/Па; р1, р2,..., рп- давление в первой, второй и п-ой ступенях, Па. 16 Коэффициент растворимости газа в нефти а при давлениях выше 0,981 МПа (10 кгс/см2) обычно изменяется линейно. Коэффициенты α для давлений сепарации, меньших 0,981 МПа, будут различными (рисунок7). Поэтому для точных определений необходимо построить кривую изменения α от давления на основе анализа глубинной пробы соответствующей скважины. Перейдем к расчетам сепараторов. Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу. Выпадение капелек и твердых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие разности плотностей газовой и жидкой (твердой) фаз. Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, т.е. v г uч . Скорость подъема газа в вертикальном сепараторе учетом рабочих условий определяется из выражения vг Vp0 T V T z 5, 4 103 2 z , 86400 Fp T0 D p (8) где V - дебит газа при нормальных условиях (т.е. при pо= 1,033·9,81·104=0,1 МПа и Т0 = 273 К), м3/сут; 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; zкоэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального при давлении в сепараторе. Скорость осаждения капельки жидкости (твердой частицы), имеющей форму шара (при Re uч d / vг 1 , где ич- скорость оседания частицы в газе, м/с; d - диаметр частицы, обычно принимаемый равным 10-4 м; vг 17 кинематическая вязкость газа в условиях сепаратора, м2/с), можно определять по формуле Стокса: d 2 н г d 2 н г g uч , 18г 18vг г (9) где ич - скорость осаждения частицы, м/с; d- расчетный диаметр частицы, м; ρн и ρг - соответственно плотность нефти и газа в условиях сепаратора, кг/м3; g-ускорение свободного падения, м/с2; μг - динамическая вязкость газа в условиях сепаратора, Па·с (кг/м·с). Если за положительное направление принимается направление падения частицы в газовом потоке вниз, то она выпадает при скорости vв uч vг 0. Па практике при расчетах принимается uч 1, 2vг . (10) Подставив в (10) значения ич и vгиз (9) и (8), получим d 2 н г g V T 1, 2 5, 4 103 2 z, 18vг г D p (11) или V 84 D 2 pd 2 н г . Tvг г z (12) По формуле (12) можно определить пропускную способность вертикального сепаратора, если задаться диаметром капелек жидкости d(обычно принимают d=10-4м) или диаметром сепаратора Dпри известных р, Т, ρн, ρги vгв сепараторе. Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкостисводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня жидкости vж в нем меньше скорости всплывания газовых пузырьков, т.е. должно быть vж vг . 18 (13) Скорость всплывания пузырьков газа vгв жидкости обычно определяется по формуле Стокса (3.9) с заменой в ней абсолютной вязкости газа ρг на абсолютную вязкость жидкости μж. Учитывая соотношение (13), пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать vж d 2 ж г g Qж vг 86400 F 18ж (14) d 2 ж г g . 18ж (15) или Qж 86400 0, 785D2 После подстановки в данную формулу величины площади F 0, 785D 2 и значения ускорения свободного падения gполучим Qж 36964 D 2 d 2 ж г ж . (16) При расчетах сепараторов на пропускную способность приходится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться формулой: г 0 p T 1 , p0 T0 z (17) где ρо - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; р и p0соответственно давление в сепараторе и давление при нормальных условиях, Па; Т0 и Т- абсолютная нормальная температура (Т0=273) и абсолютная температура в сепараторе (Т= 273 + t), К; z- коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального. 5 Нагрузка отдельных сепараторов по газу и жидкости в сепарационных установках 19 В промысловых условиях очень часто наблюдается неравномерная нагрузка отдельных сепараторов, смонтированных на сепарационных установках, при пропуске через эти установки большого количества нефти и газа. Этому можно найти простое объяснение, если рассматривать сепарационную установку в целом с точки зрения гидравлических потерь напоров, возникающих в этой системе. На рисунке8, а приведена примерная схема сепарационной установки с параллельно работающими сепараторами, часто применяемая в промысловых условиях. Работает эта схема следующим образом. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1, пройдя через задвижки 2,попадает в параллельно работающие сепараторып1,n2, п3 ..., которые считаются равномерно нагруженными как по газу, так и по жидкости. На самом деле этого не происходит, сепаратора поскольку к (уменьшаются) массовый сепаратору и расход изменяется, гидравлические а, газожидкостной смеси следовательно, изменяются сопротивления в от подводящих трубопроводах, имеющих, как правило, один и тот же диаметр. Регулировать одинаковое поступление смеси в каждый сепаратор с помощью задвижек 2 и манометров, установленных на сепараторах, задача трудная и практически невыполнимая. По коллекторам 4 и 5 сбрасываются из сепараторов соответственно жидкость и газ. В точках подключения к этим коллекторам возникают разные давления вследствие разных гидравлических сопротивлений на участках между сепараторами. Например, в коллекторе 4 в точке подключения сепаратора п1давление будет меньше, чем в точке подключения сепаратора п5 на величину гидравлических потерь, возникающих между этими сепараторами при течении жидкости из сепараторов п5,n4, п3,п2. 20 а - неравномерная загрузка: 1 - сборный коллектор; 2 - штуцеры;3 - сепараторы; 4 и 5 сборные коллекторы нефти и газа соответственно; б - равномерная загрузка: 1 сборный коллектор; 2 - раздаточная емкость; 3 - вилка; 4 и 5 - равновеликие патрубки соответственно для жидкости и газа; 6 - сепараторы; 7 - равновеликая по гидравлическим сопротивлениям система газопроводов Рисунок 8 - Схема загрузки параллельно работающих сепараторов по газу и жидкости На рисунке8, б также приведена примерная схема с параллельно работающими сепараторами, лишенная недостатков описанной схемы. Установка работает следующим образом. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1 подводится к вилке 3, где она разделяется на два потока, которые с противоположных концов вводятся в раздаточную емкость 2, одновременно являющуюся гасителем пульсаций. Из раздаточной емкости 2, установленной выше сепараторов 6, жидкость самотеком поступает по равновеликим (по диаметру и длине) отводам 4 в эти сепараторы. Газ из емкости 2 также по равновеликим отводам 5 поступает в сепараторы, где дополнительно очищается от капельной жидкости и выходит из сепараторов по равновеликой по гидравлическим сопротивлениям системе газопроводов и нефтепроводов 7. Однако систему отводящих газопроводов и нефтепроводов 7 можно существенно упростить, если обвязку сепараторов, проводить по 21 4штуки в группе. На четыре сепаратора устанавливается всего лишь два исполнительных механизма по сбросу жидкости и газа. 22
