2.3 Расчет нефтегазового сепаратора

Технологический расчет

Сепаратор находится на ДНС Тверская. Отделяется только газ. Последовательность аппаратов: сепаратор, отстойник. Расход аппарата равен суммарному дебиту двух месторождений и составляет 1885 м³/сут (значение взято с блок-схемы системы сбора).

Так как на сепаратор жидкость поступает с двух месторождений, то рассчитаем исходные данные для расчета:

1. Обводненность продукции:

(2.18)

2. Вязкость эмульсии:

µ_{н =} µ_{внешней среды}(1 + 2.5+ ++9,3²+50³)=1,1*(1+2,5*0,82+9,3*0,82^2+50*0,82^3)=2,53 мПа*с (2.19)

3. Плотность нефти:

0,807 кг/см³ (2.20)

4. Газонасыщенность жидкости, поступающей в сепаратор:

= 24 м³/т. (2.21)

5. Объемный состав газа в стандартных условиях:

Были рассчитаны все компоненты газа, учитывая что жидкость приходит с 2 месторождений (на примере рассчитано содержание метана):

(2.22)

Таблица 2.8

Исходные данные для расчета

1. Объемная нагрузка сепаратора по поступающей жидкости:		м3/сут.
2. Обводненность продукции:
3. Рабочее давление в сепараторе:		P = 0,5МПа
4. Рабочая температура в сепараторе:		С
5. Плотность сепарированной нефти в стандартных условиях:		кг/см3
6. Динамическая вязкость сепарированной нефти:		мПас
7. Газонасыщенность жидкости, поступающей в сепаратор:		м3/т.
8. Объемный состав газа в стандартных условиях		Константы равновесия
Азот	12,83	130
Углекислый газ	1,42	20
Метан	14,84	32
Этан	18,46	6,8
Пропан	26,08	2,5
Изобутан	4,72	1,1
Нбутан	11,62	0,78
Изопентан	2,8	0,34
Нпентан	2,09	0,27
Нгексан	1,21	0,1
Гептан	0,4	0,037
Сероводород	3,53	5,76
Сумма	100

Значения констант фазового равновесия определяем из таблиц (практические занятия расчет сепаратора).

Константу же равновесия сероводорода находят расчетным путём по уравнению:

Сепаратор изображен на рисунке 2.2.

Рис 2.2

Порядок выполнения расчета:

1. Задаемся первым давлением схождения, которое для нефтегазовых систем должно быть не менее 35 МПа, но обязательно больше, чем давление в сепораторе. По справочным данным находим константы равновесия всех компонентов газа.

2. Рассчитываем состав смеси, поступающей в сепаратор:

Таблица 2.9

Объемный состав исходной смеси на входе в сепаратор

Zi.0
1	0,0129
2	0,0020
3	0,0181
4	0,0419
5	0,1190
6	0,0433
7	0,1459
8	0,0773
9	0,0721
10	0,1108
11	0,0983
12	0,0089

3. Определяем в каком состоянии находится исходная смесь на входе в сепаратор - в однофазном или двухфазном:

Если:

то исходная смесь является жидкостью

где:

- мольная доля газовой фазы на входе в сепаратор;

- мольная доля жидкостной фазы на входе в сепаратор;

- мольная доля i – го компонента в жидкостной фазе на входе в сепаратор;

- мольная доля i – го компонента в газовой фазе на входе в сепаратор.

Если:

то исходная смесь является газообразной фазой

Если:

В нашем случае ни одно из указанных неравенств не выполняется,

то исходная смесь находится в состоянии двухфазного равновесия.

Тогда величины L или , лежащие в интервале (0 – 1), находят путём решения любого из эквивалентных уравнений:

(9)

(10)

(11)

причём:

(12)

Решение уравнения (10) ведем методом последовательного подбора и получаем:

L=0,90612; V=0,09388.

4. Определяем мольные составы фаз внутри сепaратора.

Таблица 2.10

Мольные составы фаз внутри сепаратора

Xi	Yi
0,000987	0,1283
0,000710	0,0142
0,004637	0,1484
0,027147	0,1846
0,104320	0,2608
0,042909	0,0472
0,148974	0,1162
0,082353	0,0280
0,077408	0,0209
0,121000	0,0121
0,108108	0,0040
0,006128	0,0353
∑Xi = 0,725	∑Yi =1

5. Если: отличаются от 1, то решение повторяют, задавшись другим давлением схождения.

Однако, при осуществлении инженерных расчетов, повторение решения при ином давлении схождения обычно заменяют на корректировку полученных результатов, что объясняется не только отсутствием необходимых справочных таблиц, но и, как правило, небольшими отклонениями, полученными при давлении схождения (69,5МПа), принятыми в РФ для нефтегазовых систем.

Поскольку, в силу неравновесности разгазирования нефти в сепараторе, фактический состав жидкости обогащен лёгкими углеводородами, а фактический состав газовой фазы обогащен тяжелыми углеводородами, в качестве компонента для корректировки выбирают исключительно метан, составляющий основную долю легких углеводородов.

Для жидкой фазы необходимую поправку (Δ) вычисляют по формуле:

(2.16)

если:

.

Откорректированная доля метана в жидкой фазе в сепараторе будет найдена по формуле:

(2.17)

Откорректированную долю метана в газовой фазе в сепараторе нет необходимости находить, так как мы получили, что ∑Yi =1.

6. Рассчитываем молекулярную массу отсепарированной нефти в стандартных условиях:

(2.18)

где:

- плотность разгазированной нефти в стандартных условиях.

7. Молекулярную массу остатка в стандартных условиях определяют по формуле института «Гипровостокнефть»:

(2.19)

1,011*178,6+60=240,6

8. Находят молекулярные массы жидкой и газовой фаз в сепараторе:

(2.20)

(2.21)

9. Определяют отношение массы газовой фазы к массе жидкой фазы в сепараторе в любой момент времени:

(2.22)

10. Зная максимальную объемную нагрузку на сепаратор по жидкости (Q_ж) и обводнённость продукции (φ_в), найдём максимальную объёмную нагрузку на сепаратор по нефти:

(2.23)

Q_H =1885 (1-0,82) =339,3 м³/сут

11. Принимая плотность нефти в сепараторе равной плотности отсепарированной нефти для создания необходимого запаса надёжности, найдём массовую нагрузку сепаратора по нефти:

(2.24)

12. Найдём массовую нагрузку на сепаратор по газу:

(2.25)

13. Рассчитаем объёмную нагрузку на сепаратор по газу:

(2.26)

Результаты расчета.

Поскольку объем фактически поступающей продукции больше, чем его расчетная пропуская способность при данных условиях, то сепаратор перегружен, требуется оптимизация работы, установка дополнительного сепаратора.