Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 [ 48 ] 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106

вой структуре потока; при Re<10 он рассчитывается по формулам (8.80) , а при RCjSlO - по формуле

А. =

0,067

(1 + 1,125-у,-фф)

-+ А

(8.111)

Д - относительная шероховатость, А = 2Кз/(1; \/„, \/ - приведенные коэффициенты гидравлического сопротивления соответственно на восходяших и нисходящих участках:

м=1+-

О-(Рз-Р.ср)

(i,6-A.3-m;,+2,]5/K)"°4i

(8.112)

Мс=1±-

0,5-13,-(рз-р.р)

(l,6-A.3-i;,-2,15/K)"°-±]

(8.113)

Фг„, - истинное газосодержание соответственно на восходящих и нисходящих участках

Фгп =

1 + (],6-А.з-ч/,+2,15/К)

l±(l,6-A.3-\;,-2,15/Ю г/, - расчетный коэффициент

(8.114)

(8.115)

(8.116)

(i-P.)-K

В формулах (8.113), (8.115) знак минус применяется, если

1,6-А.з-\;,-2,15/к<0. (8.117)

При пробковой структуре газоэмульсионногно потока в восходящих участках и расслоенной - в нисходящих общие потери давления вычисляются по формуле

AP = Pp-4-M/„5 + P..cp-. + g-Az„-

•"рз-(1-Фгп) + Ргср-Ф™]-Е-А2,-р,,,р, (8.118)

где А,, - коэффициент гидравлического сопротивления при течении газа

А.,=0,1-

А +-

V Re,,

(8.119)

Re, - число Рейнольдса для газовой фазы

fflr-d,-p,ep .

Re,=

(О, - истинная скорость газа

4Qr.

(8.120)

Tt-dp

d, - эквивалентный диаметр сечения, заполненного газом

dr=47:-d/e;

6 - центральный угол, определяемый из уравнения

Ф, = (6-sin 6-cos б)/?:; <sf - истинное газосодержание на нисходящих участках

ф,£ 1 л ,

А - расчетный параметр

А=(1-р,)2 • Fr,„/Fro; Fro - характерное число Фруда

Fro=(sina,p)/A.o.

(8.121)

(8.122)

(8.123)

(8.124) (8.125)

(8.126)

§ 8.8. Подбор сепараторов

При подборе сепараторов исходят из того, что унос капельной нефти газом должен быть минимален. Это обеспечивается правильным выбором скорости газа.

В гравитационных сепараторах максимально допустимая скорость (м/с) газового потока при давлении сепарации Р„ должна удовлетворять неравенству

®г(РсЕп)0,775-(Ренп/Рз.Г- (8-127)

Соответственно, объемная пропускная способность сепаратора по газу, приведенная к нормальным условиям, составляет

(8.128)

где - площадь поперечного сечения потока газа в сепараторе; Т„у-нормальная температура, Т„у= 273 К; Т„ - температура в сепараторе; z„ - коэффициент сжимаемости газа в сепараторе.

Основные параметры вертикальных вводом

Таблица 8.4 сепараторов с тангенциальным

Таблица 8,6

Основные данные двухфазных горизонтальных сепараторов типа НГС

Таблица 8.5

Основные данные трехфазных горизонтальных сепараторов типа УПС

Обозначив объем газа, выделяющегося из 1 м нефти, при условии сепарации через Г(Р(.„) и обводненность нефти через Рз, можем вычислить пропускную способность сепаратора по жидкости

Ржп =

РатТ

AT 1СЕП z.CEn

•РСЕП

(8.129)

В вертикальных сепараторах величина равна площади поперечного сечения аппарата F. В горизонтальных же - это площадь сечения, не занятого жидкостью. Полагая, что скорость смеси в горизонтальном сепараторе равна (оДРсеп), Дя горизонтального сепаратора получаем

frFc

РдТ "CEn СЕП

Р • Т

•СЕП НУ

Г(РсЕп)-(1-Рв),

(8.130)

Сведения о некоторых типах газонефтяных сепараторов приведены в табл. 8.4...8.6.

§ 8.9. Примеры расчётов

Пример 8.1. Состав пластовой нефти задан в массовых долях: азот - 0,03; углекислота - 0,02; метан - 0,02; этан - 0,05; пропан - 0,03; изобутан - 0,01; н-бутан - 0,02; изопентан - 0,01; н-пен-тан - 0,015; гексан плюс высщие - 0,795. Рассчитать состав нефти в мольных долях, если её молярная масса равна 165 кг/кмоль.

Решение

Используя данные табл. 8.1, по формуле (8.6) вычисляем мольные доли всех компонентов, кроме остатка

Z =0,03- = 0,177; =0,02-- = 0,075; N2 28,02 >

ZfH =0,02-- = 0,206; ZcH =0,05- = 0,274; "4 16,04 "Нб 30,07

ZcH =0,03-- = 0,112; Z. c н =0,01-- = 0,028; С3И8 44,09 О 58,12

п-сло =0,02- = 0,056; Z,e„, =0,01- = 0,023;

Мольная доля остатка «гексан + высщие»

2q„ =1-(Zn, +Zco, +Zch, +Zch +Zc,H3+Zi c,H,„ +г,-с,щ„ +Кс,щ, + +Zn-c,H„ ) = 1 - (0,177 + 0,075 + 0,206 + 0,274 + 0,112 + 0,028 + +0,056+ 0,023+ 0,034) = 0,015.

Пример 8.2. Рассчитать составы и основные свойства фаз, получаемых при сепарации пластовой нефти Ефимовского месторождения (Оренбургская обл.) при давлении 0,7 МПа и температуре 293 К. Состав пластовой нефти таков (% мольн.): азот - 4,24; углекислота - 3,50; метан - 10,49; этан - 4,14; пропан - 7,84; изобутан - 2,52; н-бутан - 5,61; изопентан - 3,32; н-пентан - 3,24. Молярная масса смеси - 139 кг/кмоль.

Решение

1. По формуле (8.21) вычисляем константы фазового равновесия компонентов пластовой нефти при давлении 0,7 МПа и температуре 293 К

Kn, =541,94-

2,048

v273y

07 vO,ly

-0,9223

= 104,08;

Ксо, =51,99-

К„ =146,581-

,273, 293

3,054

.0,1, 0,7

-0,9567

= 10,03;

1,979 /„.,л-0,9699

=18,542-

ч273у 293

ч273у

чО,1у 0,7

= 25,54;

/лпол5,317 /„4-0,9452

10,1

= 4,29;

=4,582-

293 Г0,7"°

273 j

= 1,23;