При эксплуатации сепарационного оборудования возможны потери нефти.

Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудования в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в результате чего нефть вместе с частью газа может поступать в негерметичные резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потери нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшения внутренних устройств, способствующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема емкости сепаратора, чтобы время пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа. Для наглядного представления механизмов потерь нефти в сепараторах представлены следующие рисунки. Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом пластовой сточной воды БАС-1-100 приведена на рис. 5.1.

 

Вертикальный сепаратор представлен на рис. 5.2. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых с потоком газа в газопровод, а также жалюзийный каплеуловитель являются секциями сепаратора, которые используются для уменьшения потерь нефти. Конструкция этих секций в значительной мере определяет качество отбора капель нефти при выходе газа из сепаратора.

 

 

 

Гидроциклонный двухемкостной сепаратор представлен на рис. 5.3. Для отделения капель жидкости из газового потока предназначены перфорированные сетки 6 и жалюзийная насадка 7.

Наиболее серьезным источником потерь нефти является использование негерметичных резервуаров в качестве отстойников для отделения и сброса воды. Потери нефти при этом возрастают прямо пропорционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.

С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех современных установках применяется герметичное оборудование с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревателях-деэмульсаторах и с последующей горячей сепарацией под вакуумом перед поступлением нефти в товарные резервуары.

При сепарации под вакуумом давление паров нефти становится ниже атмосферного давления и потери нефти в резервуаре, работающем под атмосферным давлением, будут сведены к минимуму. Поэтому внедрение сепарации нефти под вакуумом перед ее поступлением в товарные резервуары является одним из действенных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных месторождениях.

Для сведения потерь нефти к минимуму, так же используют сетчатые газосепараторы, которые ни только не уступают по характеристикам вышеприведенному сепарационному обрудованию, но и имеют ряд преимуществ, среди которых окончательная тонкая очистка природного и попутного нефтяного газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах.

 

5.1 Газосепаратор сетчатый

 

Газосепараторы сетчатые (ГОСТ 29-02-2058-79) предназначены для окончательной тонкой очистки природного и попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидрато- образования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах.

Эффективность очистки газа – до 99 %. Температура рабочей среды – от

-30 до +100 °С. Содержание жидкости, поступающей в газосепаратор с газом - не более 200 см³/нм³. По индивидуальному заказу изготавливаются газосепараторы, предназначенные для очистки газа с более высокой концентрацией примесей и диаметром до 2400 мм.

Газосепараторы изготавливаются в двух материальных исполнениях на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа, для эксплуатации в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 40 °С – исполнение 1; ниже минус 40 °С до минус 60 °С – исполнение 2.

Предусмотрены три типа сетчатых газосепараторов: тип I (рисунок. 5.4) –цилиндрические вертикальные с корпусным фланцевым разъёмом диаметром 600, 800мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа и производительностью по газу от 0,08 до 0,8 млн. м³/сут; тип II – цилиндрические вертикальные диаметром 1200, 1600 мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа и производительностью по газу от 0,8 до 2 млн. м³/сут; тип III – шаровые с цилиндрическим сборником жидкости диаметром сферы 2200, 2600 мм на рабочее давление от 1 до 8 МПа и производительностью по газу от 2 до 5 млн. м³/сут.

7

Рисунок. 5.4. Сетчатый сепаратор типа I

1 –днище; 2 – насадка; 3 –коагулятор; 4 – обогреватель;

5 – опора; 6 – место заземления; 7 – корпус

I – верхний предельный уровень; II – нижний предельный уровень

 

Газожидкостная смесь в сетчатом газосепараторе разделяется на газ и жидкость благодаря воздействию гравитационных и инерционных сил на капли жидкости. Основная масса жидкости сепарируется из газового потока в средней части корпуса и осаждается вниз в сборник жидкости. Тонкодисперсные капли коагулируются в сетчатом каплеотбойнике, размещённом в средней части корпуса, и частично стекают вниз в сборник жидкости. Окончательная очистка газа от жидкости осуществляется в сетчатой скрубберной секции, размещаемой в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дренируется под уровень жидкости в сборнике. Из сборника жидкость непрерывно или периодически сбрасываются [4].

 

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТЧАТОГО ГАЗОВОГО СЕПАРАТОРА

 

6.1 Исходные данные

 

Для проведения технологического расчета необходимы следующие данные: максимальный расход газа Q_max =19627 м³/сут; рабочее давление Р = 0,6 МПа; рабочая температура Т= 313 К ; плотность газа в рабочих условиях ρ_г=0,256 кг/м³; плотность жидкости в рабочих условиях ρ_ж=850 кг/м³; коэффициент поверхностного натяжения в рабочих условиях σ =15,21*10^-3Н/м; начальное содержание жидкости в газа е₀=160см³/нм³, содержание жидкости на выходе из сепаратора (унос) – 0,1 г/м³ [6].

Эскиз конструкции сетчатого газосепаратора представлен на рисунке 6.1.Расчет элемента заключается в определении его расчетной площади и конструктивных размеров.

 

Рисунок 6.1 Эскиз конструкции газосепаратора сетчатого.

 

6.2 Расчет сепарационного элемента

 

6.2.1 Расчетная площадь

Для сетчатой насадки это ее площадь в сечении перпендикулярному направлению потока.

, м²

 

м²

Объемный расход газа

 

, м³/с

 

 м³/с

где Q_max -максимальный объемный расход газа в нормальных условиях, м³/сут;

Р-давление, кгс/см², Р₀=1,033 кгс/см²;

Т-температура, К, Т₀=273 К;

z -коэффициент сжимаемости, z₀=1,0;

Критическая скорость

 

,м/с

 

м/с

где С_t-коэффициент, учитывающий влияние температуры газа на критическую скорость газа, С_t=1,0

С_е- коэффициент, учитывающий влияние начального содержания жидкости на критическую скорость газа;

К-коэффициент устойчивости режимов течения газожидкостной смеси;

-поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жидкостью, Н/м;

_ж -плотность жидкости, кг/м³;

_г-плотность газа, кг/м³;

Так как е₀=160 см³/нм³, следовательно С_е=1,75/160^0,107=1,02

 

6.2.2 Конструктивные размеры сепарационного элемента (насадки)

Диаметр сетчатой насадки

 

, м  м

 

Расчетный диаметр округляется до ближайшего большего значения из ряда по ГОСТ 9617-76 для сетчатой насадки – 0,179; 0,245; 0,374. Принимаем D=0,245м.

Конструктивные размеры вертикальной сетчатой насадки находятся одновременно с определением диаметра жидкости сборника жидкости.

 

6.3 Расчет сборника жидкости

 

Расчет сборника жидкости сепаратора заключается в определении его расчетного объема и конструктивных размеров. За расчетный принимают объем сборника до верхнего предельного уровня без учета объема днищ.

Расчетный объем

 

,м³

 м³

 где -время пребывания жидкости в сборнике сепаратора, мин

Объемный расход жидкости

 

, м³/с

 

 м³/с

где е₀-содержание жидкости в газе на в ходе в аппарат, см³/м³;

Q_max-максимальный расход газа,м³/с.

Время пребывания жидкости в сборнике сепаратора принимается:

-для непенистых жидкостей- 3мин

-для пенистых жидкостей – в каждом конкретном случае определяется опытным путем с учетом требований технологического процесса.

Расчетная высота (длина) сборника, т.е. длина цилиндрической части

 

, м

 

 м

где F-площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении, перпендикулярном его оси, м².

 

 м²

 

где D_в- внутренний диаметр сборника жидкости.

Расчетная длина L_сб совмещенного сборника жидкости сетчатого сепаратора (рисунок 6.2) округляется до ближайшей большей величины кратной 100мм. Принимаем L_сб=1,1 м.

6.4 Расчет технологических штуцеров входа и выхода газа выхода жидкости

 

Диаметр штуцера входа и выхода газа

 

, м

 

м

где W_г-скорость газа в штуцере, м/с. Принимается W_г=14,5 м/с.

Диаметр штуцера (внутренний) выхода жидкости

 

, м

 

 м

где W_ж-1,0 2,0-скорость жидкости в штуцере.

Расчетный диаметр штуцера округляется до ближайшего большего из ряда условных диметров, при этом диаметр штуцера выхода жидкости рекомендуется принимать не менее d_у=50мм. Принимаем d_ж=0,05 м.

 

6.5 Расчет сливных труб

 

При расчете необходимой площади слива сливных труб количество жидкости, попадающей в сборник жидкости сепаратора по сливным трубам.

, м³/с

 

 м³/с

Диаметр сливной трубы

 

, м

 

 м

где W_сл 0,25м/с – скорость слив;

n 2 – число труб слива.

Расчетный внутренний диаметр округляется до ближайшего большего из ряда стандартных диаметров труб, но не менее d=40мм. Принимаем d_сл=0,04 м.

Рисунок 6.2 Эскиз вертикального сборника жидкости

 

6.6 Конструктивные требования к отдельным элементам сепараторов и расчет размеров технологических зон

 

Материал сепарационной и коагулирующей насадок сетка-рукав

ТУ 14-4-681-76, ТУ 26-02-354-76.

Объемная масса насадок – 200-250 кг/м³.

Насадка может быть цельной или секционной. В цельной насадке сетка-рукав сворачивается в спираль, высота насадки – 100мм. В секции сетка-рукав укладывается слоями (70 слоев) поочередно вдоль и поперек, высота секции 150мм.

Площадь элементов решетки сетчатой насадки должна составлять не более 5% от ее общей площадки.

Диаметр коагулятора

 

, м

 

 м

Расстояние от штуцера выхода газа до насадки

 

, м

 

 м

Расстояние от сетчатой насадки до верхней кромки обечайки коагулятора

 

, м

Расстояние от нижней кромки обечайки коагулятора до защитного листа сборника жидкости

 

, м

 

 м

Высота обечайки коагулятора

 

, м

 

 м

Смещение штуцера входа газа от радиального положения

 

, м

 

 м

 

6.7 Построение зависимостей, определяющих технологические возможности сепаратора

 

Строится график . Для построения графика необходимо определить действительные максимальную Q_max.д. и минимальную Q_min.д. производительности для необходимого и достаточного числа значений давления в интервале от P_max до P_min при расчетной температуре

 

, м³/сут.

 

Действительная площадь сетчатой насадки (по принятым конструктивным размерам):

 

, м²

, м²

где f – превышение площади элементов опорной решетки сверх 5% от общей площади насадки.

 

Таблица 6.1 – результаты расчетов для различных величин давлений

Р, МПа	z	Wкр, м/с	Q, м3/сут
0,7	0,988	4,47	35108
0,6	1,0002	4,89	23960
0,5	1,0018	4,36	17055
0,4	1,0034	5,32	13703

 

Рисунок 6.3 График зависимости производительности аппарата от давления

 

6.8 Гидравлический расчет

 

Задача гидравлического расчета – определение гидравлического сопротивления сепаратора и высоты гидрозатвора сливных труб.

 

6.8.1 Гидравлические потери должны удовлетворять условию

 

,

 

где [ ] - допустимое гидравлическое сопротивление, МПа, [ ]=0,03 МПа.

Гидравлическое сопротивление сетчатых газосепараторов

,МПа

 

где α =1,1 – коэффициент неучтенных потерь.

Сопротивление рассчитываемого элемента

 

,МПа

 

Величины коэффициентов гидравлического сопротивления ξ_i приведены в таблице 6.2.

 

Таблица 6.2 – Коэффициент гидравлического сопротивления

Входа газа	Горизонтального коагулятора	Сетчатой насадки	Выхода газа
1,0	46	50	0,5

 

Сопротивление штуцера входа и выхода газа

МПа.

Сопротивление сетчатой насадки

МПа,

где W_н = q_г/F_н = 0,171/0,269 = 0,64 м/с.

 

Сопротивление коагулятора

МПа,

где W_к = q_г/F_к =0,171/0,138 = 1,2 м/с.

Находим

МПа.

Имеем

.

Условие выполняется.

 

6.8.2 Высота гидрозатвора сливных труб (рисунок 6.2)

 

,м

 

м,

где η =1,3-1,5 – коэффициент пульсации.

При этом должны соблюдаться условия:

 

,м

 

,

где Н – расстояние от верхнего обреза сливной трубы до верхнего предельного уровня жидкости в сепараторе, м, Н=0,6м.

 

6.9 Соответствие действительного диапазона работы сепаратора по газу и жидкости заданному

 

6.9.1 Условия соответствия по производительности

 

,

 

23960 м³/сут > 19627 м³/сут

где Q_max.д – действительная максимальная производительность сепаратора по газу, м³/сут

Q_max.зад – заданная максимальная производительность сепаратора по газу, м³/сут.

 

6.9.2 Условие соответствия штуцеров входа и выхода газа

Величина действительной скорости газа в штуцерах должна лежать в области допускаемых скоростей.

 

,м/с

 

м/с.

 

6.9.3 Соответствие действительного диапазона работы сепаратора по жидкости

 

.

Рабочий объем сборника жидкости

 

,м³

м³,

где F - площадь смоченного периметра, м²;

L_сб. - длина цилиндрической части сборника жидкости, м.

Имеем

.

Скорость жидкости в сливных трубах должна быть

м/с

Действительная скорость слива

,м/с

 

м/с.

Условие выполняется

0,18 м/с<0,25м/с

 

6.10 Определяем эффективность сепарации

 

, % [6]

 

где Э – эффективность сепарации, %;

q¹₂ - содержание капельной взвеси на выходе, г/м³;

q¹₁ - содержание жидкости на входе в сепаратор, г/м³.

 

, %

7. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Сепарация газа должна обеспечивать наибольшее сохранение тяжелых компонентов в жидкой фазе. Газ рекомендуется в наибольшей степени утилизировать на месте добычи на технологические, хозяйственно-бытовые нужды, выработку электро- и тепловой энергии [6].

В данном курсовом проекте рассмотрен сетчатый сепаратор, предназначенный для окончательной тонкой очистки попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидратообразования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах и приведен его расчет.

В результате расчетов мы получили конструктивные размеры отдельных частей сепаратора. В частности диаметр сетчатой насадки в D=0,245 м, длина совмещенного сборника жидкости сетчатого сепаратора L_сб=1,1 м, диаметр штуцера выхода жидкости принимаем d_ж=0,05 м.

Из графика видим, что с увеличением давления производительность увеличивается, однако оптимальным является давление 0,6 МПа, т.к. при дальнейшем его увеличении резко возрастают гидравлические потери, что ведет к понижению эффективности работы сепаратора.

Из расчета видим, что все условия выполняются. Расчетный КПД сепаратора составляет 99,375 %, что указывает на оптимально подобранные конструктивные параметры.

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Годовой отчёт о деятельности НГДП «Барсуковнефть» за 2005 год.

2. Отчёты отдела разработки– ОАО «РН-Пурнефтегаз». Губкинский, 2000 – 2006гг.

3. Акульшин А.И., Бойко В.С. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М., Недра, 1989г.

4. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. – М.,Недра, 1975г.

5. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции Учебное пособие. 2-е изд. –Уфа, УГНТУ, 2001г.

6. Справочное пособие «РН-Пурнефтегаз».- Губкинский, 2000 – 2006гг.