Расчёт процесса сепарации нефти от газа

4    Методика расчёта сепарации газа в газонефтяных сепараторах первой ступени.

     4.1 Расчёт процесса сепарации нефти от газа.

     Процесс сепарации сырой нефти от газа можно изучать двумя методами:

1.  по результатам замера продукции скважин на групповых замерных установках;

2.  на основании аналитических расчётов с использованием уравнений фазовых состоянии.

     Оба эти метода имеют свои преимущества и недостатки. Основное преимущество первого метода заключается в том, что здесь мы имеем дело с непосредственными замерами, отвечающими реальной работе скважин. К недостаткам этого метода относится то, что при неоднократных замерах газового фактора могут быть получены различные их значения вследствие неточности замеров дебитов газа и нефти, изменения температуры окружающего воздуха и давления в сепараторе, неустановившегося характера фазовых превращении в сепараторе.

      С точки зрения теорий аналитический метод расчёта сепарации газа от нефти является более обоснованным, но точность результатов таких расчётов во многом зависит от принятой методики расчётов и от выбора констант равновесия.

     При расчёте сепарации нефти от газа используют следующие уравнения:

 , (1)

 , (2)

где Y_i – мольная концентрация i-го компонента в газовой фазе;

X_i – мольная концентрация i-го компонента в жидкой фазе;

      Z_i - мольная концентрация i-го компонента в исходной смеси;

k_i– константы равновесия i-го компонента при известных температуре и   давлении смеси в сепараторе;

L и N – мольная доля вещества соответственно в жидкой и газовой фазе.

     Расчёты по уравнению (1) и (2) производят следующим образом:

1.  выписывают данные о составе пластовой смеси по результатам лабораторных исследований;

2.  выбирают условие сепарации по температуре и давлению;

3.  выбирают графики или таблицы по константам равновесия применительно к интересующей нас системе;

4.  по данным графиков определяют величины k_iдля каждого компонента при заданных давлениях и температуре;

5.  задаются величиной Nили L( N+L=1 ) и, решая одну из систем уравнения (1) или (2), находят  или ;

     Если  или , то задача решена правильно и принятые величины  N и L верны; если  или , то другие принятые значения N и L неверны, тогда принимают другие значения этих величин и расчёт повторяют.

4.2 Расчёт газонефтяных сепараторов.

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

Kж=Gж/Gг , (3)

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

Gг – 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

 Kж 10^-8, (4)

     Технико-экономическое совершенство газонефтяных сепараторов определяется его пропускной способностью и металлоёмкостью. Максимально допустимую скорость (м/с) газового потока в гравитационных сепараторах при давлении сепарации рекомендуется определять по формуле

w_F (p)  0,245p^-0,5 , (5)

где  p –     давление в сепараторе, МПа.

     В вертикальных сепараторах допустимые скорости потока газа относятся к полному поперечному сечению сепаратора, а в горизонтальных к поперечному сечению аппарата, а не занятому жидкостью. Таким образом, объёмная пропускная способность сепаратора по газу, приведённая к нормальным условиям, будет определяться следующим образом:

Q_FП  = F*w_F (p)*p*T_o/p_o*T*z , (6)

где  F –       площадь поперечного сечения потока газа в сепараторе;

       p –       давление в сепараторе, МПа;  

       T–       температура в сепараторе, К;

z–        коэффициент сжимаемости реального газа;

p_o ,T_o  - нормальные давления и температура (p_o=0,1013 МПа, T_o=273 К).

     В первом приближении, подставляя в (6) скорость (5) и пренебрегая различием объёмов реального и идеального газов при давлениях первой ступени сепарации нефти на промыслах по 0,6 МПа, получают (м³/с)

, (7)

Вместо (7) можно пользоваться формулой, выражая Qгп в м³/сут

, (8)

     Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепаратора по газу (8) пропускная способность его по жидкости (м³/с) должна быть не менее

, (9)

где  G(p) – отношение объёма газа, выделившегося из нефти при давлении и            температуре в сепараторе, к объёму нефти (объём газа приведён к нормальным условиям);

        B –       обводнённость добываемой продукции.

     Для заданных размеров газонефтяного сепаратора доля сечения, занятая потоком газа, должна удовлетворять неравенству

, (10)

где   fг –      доля поперечного сечения сепаратора, занятая потоком газа;

D –       диаметр газонефтяного сепаратора, м;

Qж –   объёмный расход жидкости, проходящий через сепаратор, м³/с.