Сбор и. Сбор и подготовка скважинной продукции
 Скачать 3.83 Mb.
|
1.8.4. Эффективность процесса сепарации нефти от газаЭффективность работы сепараторов влияет на стабильный режим работы всей газосборной системы: капли нефти и воды, унесенные газом из сепаратора, могут выпасть в газопроводе, образуя жидкостные пробки, привести к образованию гидратных пробок и просто уменьшить сечение газопровода, снизив тем самым его пропускную способность. Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции; 2) количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти. Коэффициенты уноса определяют по формулам:  (41) (42)где qЖ – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м3/ч; qГ - объемный расход окклюдированного газа, уносимого потоком жидкости, м3/ч; QГ - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч; QЖ - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, при рабочих температуре и давлении, м3/ч. Чем меньше величина этих показателей, тем эффективнее работа сепаратора. По практическим данным приняты временные нормы, по которым Кж 50 см3/1000 м3 газа и КГ 0,02 м3/м3. Эффективность процесса сепарации зависит от: с  Рис.22. Степень очистки газа от жидкости и твердых частиц в зависимости от скорости газа и давления редней скорости газа в свободном сечении сепаратора. Значения WmaxГ– для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с. Степень очистки газа от жидкости в зависимости от скорости газа представлена на рис.22. 2) времени задержки жидкости в сепараторе τЗ: чем больше время пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив КГ. 3) физико-химических свойств нефти и газа: вязкости, поверхностного натяжения, способности к пенообразованию. Для невспенивающейся нефти время задержки изменяется от 1 до 5 мин. Для вспенивающейся – от 5 до 20 мин. Выбор конкретного τЗ для различных условий сепарации производится только по результатам исследования уноса жидкости и газа. Нефть тем легче подвергается процессу разгазирования, чем меньшим поверхностным натяжением она обладает на границе с газом (паром). 4) Конструктивных особенностей сепаратора: способ ввода продукции скважин, наличие полок, каплеуловительных насадок и др. 5) Уровня жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор. 6) Расходов нефтегазовой смеси: при большом расходе увеличивается коэффициент уноса газа, т.к. весь газ не успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует увеличить количество сепараторов. При высоком газовом факторе увеличение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе. 7) Давления и температуры в сепараторе. На количество газа, уносимого нефтью из сепаратора, при одной и той же дисперсности газо-жидкостной системы влияет давление сепарации. Вес газового пузырька в слое нефти в сепараторе зависит от его диаметра и от установленного в нем давления. Показать это можно следующим образом. Пусть Р2>P1. Вес пузырька будет:  Если принять, что вес газа, заключенного в пузырьке при разных давлениях, будет одинаков, то получим  (43)Отсюда:  (44)Из уравнения (44) следует, что при повышении давления сепарации диаметр пузырька газа уменьшается при сохранении его веса. Отсюда можно предположить, что при повышении давления сепарации увеличится унос нефтью мелких и в то же время более тяжелых пузырьков, которые при низком давлении всплывают в слое нефти, так как по формуле Стокса (20) скорость всплытия связана с квадратом диаметра пузырька. Следовательно, при повышении давления сепарации коэффициент уноса газа – увеличится. Это хорошо иллюстрируется рис.22. Повышение температуры нефти приведет к снижению ее вязкости и, следовательно, к увеличению скорости всплытия пузырька газа. Следовательно, повышение температуры приведет к уменьшению коэффициента уноса газа нефтью КГ. |