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,                                      

где  Gж – 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,                                        

     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

                                                      wF (p)  0,245p-0,5 ,                            

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:

                                             QFП  = F*wF (p)*p*To/po*T*z ,                          (8.2.4)

где  F       площадь поперечного сечения потока газа в сепараторе;

       p       давление в сепараторе, МПа;  

       T        температура в сепараторе, К;

       z         коэффициент сжимаемости реального газа;

       po ,To  - нормальные давления и температура (po=0,1013 МПа, To=273 К).

     В первом приближении, подставляя в (8.2.4) скорость (8.2.3) и пренебрегая различием объёмов реального и идеального газов при давлениях первой ступени сепарации нефти на промыслах по 0,6 МПа, получают (м3/с)

                                              

                                  

Вместо (8.2.6) можно пользоваться формулой, выражая Qгп в м3/сут

                                          

                            

     Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепаратора по газу (8.2.6) пропускная способность его по жидкости (м3/с) должна быть не менее

                                           

                          

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

                                    

                                 

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

       D       диаметр газонефтяного сепаратора, м;

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


Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога