Сбор и подготовка нефти газа и воды к транспорту

в горизонтальном сепараторе определяется из выражения

ъ

а

где а и Ъ — пределы интегрирования, определяемые способом ввода жидкости в сепаратор и высотой зеркала жидкости в сепараторе.

Взяв начало координат в центре поперечного сечения сепаратора (точка О), последнее выражение можем записать в следующем виде

В подынтегральном выражении стоит значение истинной скорости подъема уровня жидкости vy, которая находится следующим образом.

Положим, что в сепаратор поступает постоянное количество нефти q (м3/сек), которая при каком-то времени t 0 занимает уровень а. За время dt уровень в сепараторе увеличивается на величину dy. Тогда согласно схеме можно записать следующее равенство:

Подставляя в подынтегральное выражение (IV.54) вместо истин­ ной скорости vy ее значение из (IV.56а), получим

ь

151

Подставляя известные величины (Ъ, а) в данное уравнение, можно определить средневзвешенную скорость подъема уровня жидкости, которая, как говорилось выше, не должна превышать скорости всплывания пузырьков газа.

Теперь определим положение уровня в сепараторе, для чего выделим двумя горизонтальными линиями, находящимися на рас­

Площадь полного сегмента найдем, взяв интеграл от последнего выражения:

Подстановка пределов интегрирования дает площадь круга, т. е. S = яг2.

Площадь зеркала жидкости F в сепараторе определяется умно­ жением длины хорды сегмента (2х) на длину сепаратора I.

Разделив обе части выражения (IV.60а) на площадь поперечного

152

При неполном заполнении сепаратора объем нефти в нем нахо­ дится в зависимости от высоты уровня у. Чтобы найти этот объем, вычисляют отношение у/2г. По табл. 18, составленной согласно фор­ муле (ГУ.61), определяют коэффициент п, зависящий от отношения у/2г. Этот коэффициент характеризует также отношение объема V , соответствующего уровню у, к объему всего сепаратора У01 поэтому

Время наполнения горизонтального сепаратора определяется из следующей формулы:

If = qt,

откуда

При расчете горизонтального сепаратора на пропускную способ­ ность по жидкости приходится определять число Рейнольдса по фор­ муле

где d3 — эквивалентный диаметр, определяемый через гидравличе­ ский радиус R r:

где F — площадь зеркала жидкости в сепараторе в м2; П — смочен­ ный периметр в м.

§ 5. ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

Количество газа в кубических метрах, добываемого вместе с каж­ дой тонной нефти, называется г а з о в ы м ф а к т о р о м . Обычна газовый фактор выражается в нормальных 1 кубических метрах газа

1 Хозрасчетные операции с газом производятся на нефтегазодобывающих предприятиях прп стандартных условиях: t = 20° С и р = 1,013 *105 Н/м2 (760 мм рт. ст.).

153.

на 1 т или 1 м3 товарной нефти. Количество газа, добываемого вместе с нефтью, измеряется после выхода его из сепаратора. Поэтому при многоступенчатой сепарации газовый фактор может быть опре­ делен или для каждой ступени или общий для всех ступеней. Газовый фактор должен отражать все количество газа — добываемого как по фонтанным трубам, так и по затрубному пространству.

Иногда представляет интерес знать средний газовый фактор для нескольких скважин или скважин всего промысла. Тогда можно

в м®/т; Q x — суточный дебит х-вой скважины в м3/суткп. Текущий газовый фактор часто используется в качестве показа­

тели эффективности работы скважины. При анализе работы скважин ш продуктивного горизонта увеличение газового фактора по сква­ жинам рассматривается как тревожный сигнал. Газовый фактор должен поддерживаться в процессе разработки как можно более низким, чтобы извлекать из месторождения с газонапорным режимом максимальное количество нефти.

Знание газовых факторов но скважинам и изменения их в про­ цессе разработки позволяют: иметь представление о ресурсах нефте­ промыслового газа; осуществлять гидравлические расчеты газопро­ водов; устанавливать нужные размеры и количество сепараторов; определять необходимую мощность компрессоров для перекачки газа; решать вопрос о необходимости строительства газобеизпжового завода ш завода но извлечению гелия, если он содержится в газе.

Газовые факторы имеют постоянную величину только в одном случае: когда забойные давления в скважинах выше давления насы­ щения нефти. При этих условиях ж неизменных условиях сеиаралрвш кошаошешныж состав нефтяного газа практически остается жостожжшш. При снижении забойного давления ниже давлении насыщения величина газовых факторов может изменяться в широких пределах

м^/т и выше]); в равной мере может изменяться также ж компо­ нентный сослав газа.

§ &. ВЫБОР РАЗМЕРА И ТОПА ГАЭОСЕПАРАГОРА

Правильный выбор размеров и типов сепараторов жри составле­ нии проекта обустройства площади нефтяного месторождения при ­ ставляет трудную задачу. Трудности эти в основном заключаются в том, что в процесс© разработки месторождения шмешаются дебилы скважин, ировдшт обводненности нефти растет, увеличивается тазо­ вый фактор, шшгежшшо пенышпвдется вязкость жидкости, жостушь

Ш

ющей в сепаратор. Само собой разумеется, что в результате измене­ ния всех этих факторов коэффициент сепарации, характеризующий степень разделения нефти и газа, также должен изменяться.

Фактическая производительность сепараторов зависит от многих причин, главными из которых являются: 1) физические свойства сепарируемой жидкости (вязкость, плотность, фазовое равновесие);. 2) конструкция и расположение ввода газонефтяной смеси в сепара­ тор и внутреннее устройство последнего; 3) диаметр и длина сопаратора; 4) рабочее давление и температура; 5) число ступеней сепара­

менее правильный выбор типа и размера сепаратора.

Пропускную способность гравитационных сепараторов обычно рассчитывают по формуле Стокса, условно задаваясь при этом диа­ метром капелек жидкости, осаждающихся в потоке газа, и диаметром пузырьков газа, всплывающих в жидкости (см. §§ 3 и 4 данной главы).

Для качественной сепарации размеры газосепаратора следует выбирать такими, чтобы производительность сепарациоиной уста­ новки при всех возможных эксплуатационных условиях не превы­ шала максимального значения.

Все эксплуатационные скважины, для которых подбираются се­ параторы, можно разбить на две большие категории: скважины, работающие на установившемся режиме, и скважины, работающие на неустановившемся режиме и, в частности, на пульсирующем. Для первой группы скважин номинальная производительность сепара­ тора должна рассчитываться по среднесуточному расходу пластовой смеси, а для скважин второй группы — по максимальным кратко­ временным расходам. Если пренебречь пульсирующей работой сква­ жины и предусмотреть для разделения ее продукции сепаратор, рас­ считанный на среднесуточный установившийся дебит, то этот сепара­ тор будет периодически переполняться нефтью, в результате чего последняя начнет попадать в газопровод и нарушать нормальную его работу. Для вязких нефтей размеры газонефтяных сепараторов должны быть больше, чем для нефтей меньшей вязкости.

При выборе типа сепаратора следует отдавать предпочтение гори­ зонтальным сепараторам, имеющим лучшую гидродинамическую характеристику. В табл. 19 на основе обобщения опыта работы гори­ зонтальных, вертикальных и сферических сепараторов как у нас, так и за рубежом приводятся их достоинства и недостатки.

Большие затруднения встречаются при выборе размеров сепара­ тора для сильно вспенивающихся нефтей, так как вспенивание нефти существенно снижает производительность газонефтяных сепарато­ ров. Для отделения вспенивающихся нефтей от газа требуется более длительная выдержка и, кроме того, объем пенящейся нефти невоз­ можно точно измерить ни расходомерами объемного типа, ни стан­ дартными мерниками.

155.

Для разрушения нефтяной пены можно применять следующие меры: отстой, перемешивание, нагрев, обработка химикатами и, в ча­ стности, силиконом, способствующим снижению поверхностного на­ тяжения системы нефть — газ и удалению из нефти пузырьков газа.

§ 7. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕПАРАТОРОВ

Наибольшее применение имеют сепараторы цилиндрической формы и исключительно редко применяются сферические сепараторы.

При работе сепаратора стенки и днища его подвергаются дей­ ствию равномерно распределенного избыточного давления р[Н /м2]. Силы, действующие на дншца, стремятся разорвать цилиндрическую часть сепаратора по поперечному сечению (а2—а г). Давление на боко­ вые стенки стремится разорвать сосуд по образующим цилиндра (Gi—Ot). Описанная схема действия сил приводится на рис. 54, а.

Обозначив соответственно диаметр, длину и толщину стенки се­ паратора через Dct i n s , определим напряжения a t и а 2.

Силы, действующие на днища и растягивающие цилиндрическую

156

Площадь, воспринимающая эти силы., представляет собой кольцо толщиной s и диаметром Dc:

Отсюда аксиальные напряжения, действующие вдоль оси ци­

тор диаметральной плоскостью и отбросив верхнюю часть. Расчет­ ная схема определения тангенциальных усилий приведена на

а

Рис. 54. Схема дейетшш сил п сепараторе.

а— внутреннее давление па корпус сепаратора; б тангенциальные напряжения в стенках сепаратора.

рис. 54, б. На диаметральную плоскость в оставленной части сепа­ ратора действует давление р. Оно уравновешивается силами N, рас­ тягивающими материал сепаратора в направлении, перпендикуляр­ ном образующим. При условии равновесия можно записать ъ

pDcl = 2N Н,

Расчет ведут по напряжению а 4, так как оно в два раза больше сг2. В практических расчетах напряжение заменяют допускаемым напряжением R, вводят коэффициент запаса прочности сварных швов ср и делают прибавку С на коррозию, в результате чего полу­ чают расчетные формулы для определения толщины стенки s через внутренний, наружный и средний диаметры:

157

Г Л А В А V

НАСОСЫ И КОМПРЕССОРЫ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОНЕФТЯНЫХ СМЕСЕЙ

Насосы и компрессоры, применяемые на площадях нефтяных месторождений, устанавливаются в тех случаях , когда пластовой энергии или энергии глубинных насосов (штанговых, электропогружных) недостаточно для транспорта нефти и газа до мест их подготовки или потребления. При внедрении в ближайшее время в больших масштабах герметизированной системы нефтегазоводосбора должны существенно измениться техника и технология добычи, транспорта и подготовки нефти на нефтегазодобывающих предприятиях.

Для перекачки нефти и нефтяных эмульсий по территории неф­ тяного месторождения могут применяться как поршневые, так и центробежные насосы, а для транспорта газонефтяных смесей — винтовые компрессорные машины (ВКМ), часто называемые насоскомпрессорами.

Выбор типа того или иного насоса зависит от условий его эксплуа­ тации и определяется технико-экономическими показателями.

Кратко перечислим достоинства и недостатки насосов различных типов.

Центробежные насосы, выпускаемые для перекачки нефти и неф- ,тяных эмульсий, имеют следующие преимущества:

1)малое число деталей;

2)возможность достижения большой производительности и вы­ сокого напора при сравнительно небольших габаритах; в настоящее время выпускаются насосы производительностью, превышающей 4000 м3/ч, при напоре свыше 200 м;

3)высокий к. п. д. (более 0,7) при перекачке маловязких жидкос­

тей (меньше 20 спз);

159

4)возможность пуска насоса при закрытой задвижке на напор­ ной линии без угрозы аварийной ситуации;

5)плавное изменение подачи в зависимости от гидравлического

сопротивления в трубопроводе; 6) возможность непосредственного подсоединения вала насоса

к валу быстроходного электродвигателя без применения промежу­ точных редукторов;

7)возможность перекачки нефтей, содержащих механические примеси:

8)простота автоматизации насосных станций, оборудованных центробежными насосами.

Однако центробежные насосы имеют и некоторые недостатки:

1)значительно снижается к. п. д. при перекачке высоковязких жидкостей и газожидкостных смесей;

2)максимальная эффективность этих насосов наблюдается в отно­ сительно ограниченном интервале производительности и др.

Поршневые насосы по сравнению с центробежными имеют следу­ ющие преимущества:

1)достаточно высокий к. ц. д. (0,8 ч- 0,85), который практи­

чески не изменяется при перекачке вязких жидкостей; 2) в широких пределах — независимость напора от производи­

тельности.

В то же время эти насосы имеют существенные недостатки, глав­ ными из которых являются:

1) большое число деталей, могущих быстро выходить из строя по разным причинам (клапаны, пальцы кривошипов, коленчатые валы, сальники);

2)невозможность достижения высокой производительности на­ соса в связи с его тихоходностью;

3)значительная стоимость и большие габариты насосов и насос­ ных установок, что существенно увеличивает расходы на сооруже­ ние насосных станций;

4)невозможность плавного изменения подачи, если насос сое­ динен с нерегулируемым двигателем;

5)невозможность пуска насоса при закрытой задвижке на вы­ кидной линии, так как это может повлечь за собой аварию;

6)вследствие неравномерности подачи жидкости насосом необ­ ходимость установки на всасывающих и нагнетательных линиях воздушных колпаков, требующих постоянного контроля и наблюде­ ния за ними;

7)порча клапанов и седел, а также задирание поверхности ци­ линдров и плунжеров при перекачке даже незначительно загрязнен­ ной механическими примесями нефти;

8) необходимость сооружения массивных фундаментов в связи с тихоходностью поршневых насосов.

Сильными конкурентами поршневых насосов являются винтовые

160