Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

Принимая

диаметр коллектора постоянным, а также пренебрегая изме-

нением

к, z, T, имеем

я—1 т—\

При

расчете может оказаться, что 1

>1- Это указывает на то, что точ-

ка

А находится за точкой d. Если же величина /„ получится отрицательной,

то точка А лежит за точкой С. В этом

случае

необходимо изменить соответ-

ственно расчетную

схему

и снова провести расчет.

После нахождения положения тоски А можно определить диаметр газо-

провода по

(V.63),

используя данные по одной из расчетных ветвей кол-

лектора.

В исключительных

случаях,

когда положение точки А твердо предреше-

но

и не может быть передвинуто по условиям местности, для расчета диа-

метра трубопровода необходимо предварительно установить нулевой участок.

Для этого намечают несколько произвольных нулевых участков и по

формуле

(V.64)

рассчитывают длину 1

. За расчетный принимают тот уча-

сток, на котором аначение 1

в меньшей степени отличается от фактиче-

ской

длины. Затем для каждой ветви коллектора определяют диаметр тру-

бопровода и из них выбирают наибольший.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ

РАСЧЕТ

ТРУБОПРОВОДОВ

СИСТЕМАХ

СОВМЕСТНОГО

СБОРА

НЕФТИ,

ГАЗА

ВОДЫ

Многофазное

многокомпонентное движение в

трубах

по своей природе

значительно сложнее, чем движение однофазных сред. Это обусловлено:

наличием внутренней границы раздела

между

фазами, положение кото-

рой

в общем

случае

меняется в пространстве и времени, образуя многообраз-

ные структурные формы течения;

относительным движением фаз, зависящим от различных физических

свойств и от расположения трубопровода на местности;

появлением дополнительных гидродинамических затрат энергии, вызван-

ных пульсацией концентраций фаз в потоке и неполной компенсацией потерь

капора

на преодоление веса столба смеси на восходящих и нисходящих уча-

стках трубопроводов вследствие различной плотности смеси на этих

участках;

взаимным влиянием фаз потока, проявляющимся в эффектах ранней тур-

булизации при расслоении течения, росте динамической вязкости и гашении

турбулентных пульсаций в диспергированных эмульсионных течениях;

непрерывным изменением состояния системы, вызывающим массообмен-

ные процессы

между

фазами.

При

визуальных наблюдениях за состоянием поверхности раздела газо-

жидкостных смесей типа вода —

воздух,

нефть — газ, углеводородный конден-

сат — газ при движении в

трубах

были установлены следующие наиболее

характерные формы течения: расслоенная (раздельная), пробковая, эмуль-

сионная,

пленочно-дисперсная. Наряду с указанными формами

существуют

промежуточные: пузырьковая, пенная, пробково-диспергированная и распы-

ленная.

Возникновение

и устойчивость того или иного режима течения двухфаз-

ного потока определяется совокупностью независимых переменных, которыми

являются физические свойства фаз (плотность, вязкость, поверхностное натя-

жение),

расходные параметры (скорость смеси, объемное расходное газосо-

держание), геометрия и ориентация канала в поле массовых сил. Так, в вос-

ходящем течении основными формами течения являются пробковая, эмуль-

сионная

(или пузырьковая) и пленочно-дисперсная. При горизонтальном и

нисходящем течении, наряду с названными,

существует

расслоенная форма.

Исследованиями

движения газожидкостных смесей с массообменом меж-

ду фазами, таких как нефть — газ, особенно при высоких давлениях, было

431

выявлено,

что

формы течения такого рода потоков имеют специфические

осо-

бенности

по

сравнению

газожидкостными потоками

без

массообмена

между

фазами,

например

вода

—

воздух.

Это

обусловлено

тем, что при

снижении

давления

по

длине канала

жидкой фазе происходит непрерывное образова-

ние

газовой фазы

виде небольших

по

размеру газовых пузырьков, которые

способствуют

образованию газированной жидкости

пены. Поэтому

газо-

нефтяных

потоках

не

происходит полного гравитационного разделения

фаз,

что оказывает определенное влияние

на

закономерности изменения гидравли-

ческих характеристик потока.

Из

применения

метода

подобия

многофазным потокам

следует,

что

основными

безразмерными параметрами, входящими

уравнение установив-

шегося одномерного движения, являются число Эйлера Eu=p/pw

, число

Рейнольдса

Re=m>£>p/[j,,

число Фруда

FT=w

/Dg,

число

Вебера

We=o7p£>o>

отношения

Др/р,

Цсм/ц

геометрический наклон трубопровода

t=sin

9, где

р—

давление;

D —

диаметр трубопровода;

w —

средняя скорость смеси;

р,

—

поверхностное натяжение

на

границе раздела

фаз; Др —

разность плот-

ностей

фаз;

р.см

—

динамическая вязкость смеси;

0 —

угол

наклона трубопро-

вода;

Qr/QcM

—

расходное объемное газосодержание

потоке; |5ф

=Q*/Qs

—

объемная доля дисперсной фазы

эмульсии.

Для определения соотношения

фаз в

потоке

та или

иная форма течения

может устанавливаться

при

определенном соотношении

между

параметром

Frp/Др,

характеризующим способность системы

расслоению,

числом

We,

характеризующим способность системы

диспергированию. Таким образом,

критерий

устойчивости

Кутателадзе

характеризует

форму течения многофазного потока.

При

моделировании газожидкостных потоков

без

массообмена

между

фазами

при

низких давлениях используется подобие

по

числу

Fr, что

прием-

лемо, когда Др/р=«1

0=idem. Однако

при

высоких давлениях

системах

нефтегазосбора, наличии массообмена

между

нефтью

газом

введении

деэмульгатора

газоэмульсионный поток необходимо

учитывать

физические

свойства

фаз, т. е.

выполнять моделирование

по

критерию устойчивости

Ку-

тателадзе.

Так

граница

перехода

от

расслоенного течения газоводонефтяных смесей

пробковому

нисходящих

трубах

определяется соотношением

A'=2,25(l+0,2V

)/(l-p

(V.66)

где

%з

—

коэффициент гидравлического сопротивления

при

безнапорном тече-

нии

жидкости (эмульсии).

Если

при

течении газоэмульсионной смеси

по

трубопроводу

внешняя

ра-

бота

не

совершается,

то

уравнение баланса удельной энергии

(для

единицы

массы смеси)

дифференциальной форме может быть записано

виде

iE- 4.

£z

dz + wdw + gdh

= О,

(V. 67)

где

р —

давление

системе;

—

плотность смеси;

w —

средняя скорость

смеси;

z —

расстояние

по оси

трубопровода,

—

проекция ускорения

сил

тяжести

на ось z; h

—

потери напора

на

внутреннее трение.

Уравнение

(V.67)

конечных разностях, разрешенное относительно

об-

щего перепада давления

при

течении газоэмульсионной смеси

реальном

трубопроводе длиной

имеет

вид

Др

=Арст+Дртр+Дри,

(V.68)

где

Аре —

общий перепад давления

при

течении газоэмульсиониой смеси

по

трубопроводу

длиной

Дрст

—

потери давления

за

счет

сил

гравитации,

432

Артр

— перепад давления за счет сил трения, Др

— инерционные потери дав-

ления.

Перепад давления за счет сил гравитации определяют по уравнению

(=i 1=1

где Нгч и На — высоты отдельных подъемных и спусковых участков трубо-

провода; p

и рсг — истинные плотности смеси соответственно на подъем-

ных и спусковых

участках,

определяемые по истинным содержаниям фаз:

Рп/

= РфС — ?п/)?фп г + Рд(1 — ?ni) U — ¥фп () + PWPni.

(V.70)

Рс«

РфО — ¥с<) ?фс i + Рд(1 —

<fci)

О — ¥фс <) +

(VPci.

(V.71)

где рф, р

и р

— плотности дисперсной фазы, дисперсионной среды и газа;

фш

и фсг — истинное газосодержание на подъемных и спусковых

участках;

ФФпг

и ффс- — истинное содержание дисперсной фазы в эмульсии на подъ-

ёмных и спусковых

участках.

Понятие

плотности смеси в условиях раздельного течения газа и эмуль-

сии

теряет физический смысл, а гравитационные потери в этом

случае

опре-

деляются весом столба перекачиваемого газа.

При

определении перепада давления, вызываемого потерями на внутрен-

нее трение,

следует

иметь в

виду,

что энергия дифференциального элемента

смеси, входящего в трубопровод и выходящего из него, является функцией

свойств смеси на

выходе

входе,

но не функцией положения, поэтому

где D — внутренний диаметр трубопровода, А,

— коэффициент гидродинами-

ческого сопротивления при движении смеси, р^—плотность смеси опреде-

ляемая по расходным параметрам,

ф)

= Рд (1 - 3) (1 - fo) + Рф(1 - F)fo + РгЗ.

(V.73)

где § — расходное объемное газосодержание;

РФ

— объемная доля дисперс-

ной

фазы в эмульсии. Формула

(V.72)

справедлива только для перемежаю-

щихся форм газоэмульсионного потока (пробковая, пробково-диспергирован-

ная).

При расчете потерь давления на трение в нисходящих

участках,

при

раздельном движении газа и эмульсии можно использовать формулу

(V.74)

где D

— гидравлический диаметр газового потока; w

— средняя скорость

газа; Я

— коэффициент гидродинамического сопротивления для газового по-

тока.

Специальный

анализ показал, что потери давления, вызываемые ускоре-

нием

газоэмульсионного потока Лр

, становятся существенными (белее 3%

от Ар

) при скоростях потока, превышающих 10 м/с, и давлении, близком

атмосферному, что в нефтегазопромысловой практике бывает обычно при

Р>0,98.

При меньших скоростях и высоких давлениях величиной Ар

мож-

но

пренебречь.

Анализ работы большого числа промысловых трубопроводов показывает,

что наиболее распространенной формой течения газожидкостных смесей в ре-

альных условиях является пробковая.

Теперь уже четко определилась тенденция обобщения данных по истин"-

ному газосодержанию для каждой отдельной формы течения. Из всего мно-

гообразия способов аналитической обработки опытных данных по истинному

газосодержанию для пробкового газожидкостного потока можно выделить

два направления: 1) установление функциональной зависимости истинного

433

газосодержания <р от определяющих параметров и 2) установление функцио-

нальной

зависимости истинной скорости газа w

от определяющих пара-

метров.

В первом направлении экспериментально устанавливается влияние на ф

определяющих параметров, полученных из уравнений гидродинамики или тео-

рии

размерности, без раскрытия физической сущности влияния того или иного

параметра.

Второе направление в обработке экспериментальных данных по истинной

скорости газа позволяет дать физическое объяснение некоторым особенно-

стям течения газожидкостных смесей, например

автомодельное™

истинного

газосодержания, более четко вскрыть влияние отдельных параметров на ф.

В этом направлении создано несколько моделей потока, отличающихся выбо-

ром переносной скорости. Наиболее интересной представляется модель потока

дрейфа, в которой переносной скоростью является вполне определенная ве-

личина—

средняя скорость смеси w:

=ш-|-Шот,

(V.75)

где а)от — относительная скорость газа.

Используя модель потока дрейфа истинное газосодержание газоэмуль-

сионного

потока можно рассчитать по формуле

(V.76)

В этой формуле знак минус принимается, если

1,5А,

см

+2,15б//С

<0.

Для

восходящих трубопроводов

б==+1,

для нисходящих 6=—1 и для горизон-

тальных 6=0; Ясм — коэффициент гидравлического сопротивления, определяе-

мый

как

Ясм=М),

(

)

где к

— коэффициент гидравлического сопротивления для эмульсий; г|) —

поправочный множитель, учитывающий действие макротурбулентных пуль-

саций

в пробкозом газоэмульсионном потоке.

Особенностью газоэмульсионных течений является то, что в них при

большом размере капель дисперсной фазы проявляется эффект гашения

турбулентности дисперсионной среды. Укрупнение капель эмульсии может

происходить при проведении внутритрубной деэмульсации нефти или при

высоких температурах, когда на поверхности капель

отсутствуют

прочные

бронирующие оболочки, препятствующие слиянию капель. Кроме того, при

плотной упаковке капель эмульсии проявляются неньютоновские свойства.

Поэтому коэффициент гидравлического сопротивления эмульсий определяют

по

формулам

(V.37)—(V.41).

Величину ij) при расчете ф

в первом приближении можно определить

по

формуле

с погрешностью +5%, описывающей как опытные данные по движению га-

зонефтяных смесей, так и опытные данные по движению воздуховодяных сме-

сей в области 0<р

<0,95.

Более точное выражение для г|>, необходимое при вычислении гидравли-

ческого сопротивления, можно получить, используя уравнение

• =

1+0,%-^

(V.79)

Рем

фэрмулы

(V.75)

(V.76)

учетом

<р

= (i

-^-. При этом

0,58Ар(|1,6А

Ф+2,15»Д'|)'-'

- Р

(Р

)[1±(1.6.\,Ф +2.15в//С« I)*''] •

(

434

Приведенные расчетные зависимости учитывают влияние физических

свойств фаз, обводненности эмульсии и режима движения на основные гидро-

динамические характеристики газожидкостного потока.

ТЕПЛОВЫЕ

РАСЧЕТЫ

ТРУБОПРОВОДОВ

Парафинистые

и застывающие нефти обычно перекачивают с подогревом

для снижения вязкости и, следовательно, гидравлического сопротивления

трубопроводов. В процессе перекачки температура снижается вследствие теп-

лообмена с окружающей средой. Для правильной расстановки подогревате-

лей и установления их режима работы необходимо знать закон распределе-

ния

температуры вдоль трубопровода.

Падение температуры нефти по длине трубопровода можно определить

из

уравнения теплового баланса для элементарного участка

k(T—T

)nDdx=—Gc

dT,

(V.81)

где k — коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую

среду;

Т—

температура жидкости на расстоянии х от начала трубопровода; Го — темпе-

ратура окружающей среды; D — диаметр трубопровода; G — массовый рас-

ход нефти, с

— удельная массовая теплоемкость нефти.

Интегрируя формулу В. Г. Шухова

(V.81),

получаем для расчета темпе-

ратуры в любой точке трубопровода

Т=Т

(Т

-Т,)

(V.82)

Таким

образом, температура в конечной точке трубопровода Т

при х=1

рассчитывается по формуле

-|-(7'н-Го)е-

Шу

(V.83)

где Шу — параметр Шухова;

(V.84,

Если парафинистая нефть в трубопроводе охлаждается и выпадает пара-

фин,

то нужно учитывать скрытую теплоту кристаллизации парафина.

В. И. Черникин предложил для этого внести соответствующие изменения

параметр Шухова:

(V.85)

где К — скрытая теплота кристаллизации парафина, равная

226—230

кДж/кг;

е—относительное содержание парафина, выпадающего из нефти; Т. — тем-

пература, при которой начинается выпадение парафина; T

— температура,

для которой известно е. Формула

(V.85)

применима в диапазоне темпера-

тур, в котором происходит выделение парафина.

Л. С. Лейбензон внес поправку в формулу В. Г. Шухова

(V.83),

учи-

тывающую работу трения потока жидкости, превращающуюся в теплоту.

Формула Л. С. Лейбензона записывается так:

Г„=Го-НЧ-(5

н-7'о-&)е-

Шу

(V.86)

(

v87

где i — средний гидравлический уклон.

435

Коэффициент

теплопередачи от жидкости в окружающую

среду

определя-

ется по уравнению

2X,

где ai — внутренний коэффициент теплоотдачи (от жидкости к стенке трубы);

о.2

— внешний коэффициент теплоотдачи (от стенки трубы к окружающей

среде); D

и D

— внутренний и наружный диаметры трубы, слоя отло-

жений,

изоляции и т. д.; Х

{

— коэффициент теплопроводности материала тру-

бы,

слоя отложений, изоляции и т. д.

Для

труб

среднего и большого диаметра коэффициент теплопередачи

можно определить по уравнению

и=

_ ^

(V89)

^T+2 Т

тде 6* — толщина стенки трубы, слоя отложений, изоляции и т. д.

Внутренний коэффициент теплоотдачи определяют по формулам

М. Л. Михеева

а) для ламинарного режима

Nu=0,17Re°."Pr°'"Cr

f^r-\'

(V.90)

б) для турбулентного режима (Re>10

)

, p

\o,st

Nu = 0,021

Re^

Pr^

(pp-J ,

(V.91)

где Nu — параметр Нуссельта,

Nu=(atD

)A;

(V.92)

Рг

—параметр Прандтля,

=(vcp)A,

(V.93)

— параметр Грасгофа,

(V-94)

где

р — коэффициент объемного расширения; X — коэффициент теплопровод-

ности

жидкости. Все параметры в формулах

(V.90)

(V.91)

рассчитывают

при

средней температуре потока, кроме Рг

т, который рассчитывают при

температуре стенки.

В области от Re=2320 до Re=10

В. И. Черникин рекомендует a

опре-

делять приближенно интерполяцией между значениями, рассчитанными по

формулам

(V.90)

(V.91).

Внешний

коэффициент теплоотдачи от стенки в грунт определяют по

формуле Власова — Форхгеймера

2Xrp

(V.95)

— 1

где h

— глубина заложения оси трубопровода; Х

р — коэффициент теплопро-

водности грунта.

436

ТАБЛИЦА

V.I

УСРЕДНЕННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ КОЭФМЩЧЕНГОЗ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ ГРУНТОВ

ТАЛОМ

МЕРЗЛОМ СОСТОЯНИЯХ

Грунт

Песок

крупный (1—2 мм):

плотный

рыхлый

Песок

мелкий и средний

(0,25—1 мм);

плотный

рыхлый

Песок

сухой различной круп-

ности

Супеси, суглинки, пылеватые

грунты, земля талая

Глины

Торф

спрессованный, насыщен-

ный

водой

Торф

неспрессованный

Влажность

от массы

сухого

веще-

ства,

15—26

5—20

—

270—235

Коэффициент

теплопроводности,

Вт/(м

талом состоянии

1,74—1,35

2,78

1,28

1,97

2,44

3,60

1,74

3,36

0,27—0,48

1,39—1,62

0,93—1,39

—

0,36—0,53

•К)

мерзлом сос-

тоянии

1,98—1,35

З.П

1,4

2,68

2,5

3,8

2,00

3,5

0,27—0,38

1,74—2,32

1,39—1,74

0,8

0,37—0,66

При наземной прокладке

трубопровода

внешний коэффициент

теплоот-

дачи

определяют

по приближенной

формуле

(Bf/(M

-K)):

а, = 11,63 + 7 Vw,

(V.96)

где w — скорость

ветра,

м/с.

При

глубине

заложения

трубопровода

ТГ~ < 3 и при

/г

<0,7

формуле

<V.95)

необходимо учитывать тепловое сопротивление на границе грунт —

воздух и тепловое сопротивление снегового покрова. С учетом этих сопро-

тивлений расчетную глубину заложения трубопровода принимают равной

"о—"о "Г _ '

сн

1 ' И •=")

сн

где «в — коэффициент теплоотдачи от грунта в

воздух,

= 11,5 —

— 17,5 Вт/(м

-К); бен — толщина снегового покрова, м; Я.

н—коэффициент

теплопроводности снега, Я

н=0,1—0,45 Вт/(м-К).

Коэффициент

теплопроводности грунта Я

гр

находят по графику

{рис. V.2), для талых и мерзлых грунтов Атр определяют по табл. V.I.

При

расчете значений <ii и а

температуру стенки трубопровода опреде-

ляют методом последовательных приближений и проверяют по уравнению

теплового баланса

В ориентировочных расчетах коэффициент теплопередачи приближенно

принимается:

437

0,6

Рнс.

V.2. Коэффициент тепло-

проводности грунта:

/ — глина; 2 — суглинок; 3 — песок

для

сухого

песка, суглинка, глины

0,6-0,7

= 25 »

для сырых грунтов

0,8 — 0,9

К=

для грунтов, насыщенных водой,

1,7—2,3

/С=

Тепловой расчет газопроводов выпол-

няют по тем же формулам, что и тепловой

расчет нефтепроводов, только с

учетом

по-

глощения теплоты на расширение газа:

aApc

(V.99)

где а — коэффициент дросселирования;

Ар — общий перепад давления в трубопро-

воде. Это поглощение теплоты, согласно

рекомендации В. И. Черцикина, учитыва-

ется при расчете параметра Шухова:

Шу==

kizDl

(V.100)

При

тепловом расчете газопроводов

с выпадением или испарением конденсата,

а также при тепловом расчете нефтегазопроводов

следует

учитывать также

выделение или поглощение теплоты фазового превращения

(

где ДО —количество испарившейся (+) или сконденсировавшейся (—) жид-

кости;

г — теплота фазового превращения.

В этом

случае

параметр Шухова необходимо рассчитывать по формуле

^. (V. Ю2)

ГЛАВА

РАСЧЕТЫ

РАЗДЕЛЕНИЯ

ПРОДУКЦИИ

СКВАЖИН

ОПРЕДЕЛЕНИЕ

ПРОПУСКНОЙ

СПОСОБНОСТИ

ДИАМЕТРА

НЕФТЕГАЗОВЫХ

СЕПАРАТОРОВ

При

сепарации нефти и газа происходят выделение из нефти растворен-

ного и окклюдированного газа

и отчистка этого газа от увлекаемой им

распыленной

жидкости. При этом используют различные силы, в основном

гравитацию, инерцию и адгезию.

В зависимости от преобладающего влияния указанных сил на процесс

разделения нефти и газа сепараторы подразделяются на гравитационные,

инерционные

(циклонные) и смешанные [насадочные).

• Теооетические основы расчета фазовых переходов

углеводородных

систем

и кор-

реляции

констант равновесия

см.

Справочное руководство

по

проектированию разработ-

ки

эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.

Гл. Ш. М.

Недра,

1982.

438

В соответствии с назначением в нефтегазовых сепараторах имеются

три зоны — секции: разделительная, осадительная и отбойная. В раздели-

тельной секции происходят отделение от жидкости основной массы свобод-

ного газа и выделение из нее растворенного и окклюдированного газа. Это

достигается при помощи различных устройств, обеспечивающих или опти-

мальную скорость вращения газожидкостного потока, или достаточно высо-

кую поверхность раздела фаз, что достигается оптимальным распыливанием

жидкости и стенанием ее тонким слоем по стенкам сепаратора или по спе-

циальным наклонным полкам и насадкам. Вместе с тем необходимо обеспе-

чить достаточное время пребывания нефти в сеператоре.

В осадительной секции поднимающийся газ освобождается от сравни-

тельно крупных частичек жидкости под действием гравитационных сил.

В отбойной секции происходит окончательная очистка газа от мелких

частичек жидкости под влиянием сил инерции и адгезии.

Эффективность

процесса сепарации определяется степенью очистки газа

от капельной жидкости и жидкости от газа, что характеризуется коэффициен-

тами уноса жидкости потоком газа К

и газа потоком жидкости Кг, а так-

же предельной средней скоростью газа в свободном сечении сепаратора

гша1

и времени задержки жидкости в сепараторе t

. Коэффициенты

уноса жидкости и газа и показатели совершенства сепаратора v

r max

и t

зависит от физико-химических свойств,

расхода

жидкости и газа, давления и

температуры, уровня жидкости в сепараторе, способности жидкости к вспе-

ниванию

других

факторов.

Коэффициент

уноса жидкости и коэффициент уноса газа соответственно

равны:

где </ж — объемный

расход

капельной жидкости, уносимой потоком газа из

сепаратора, м

/ч; <?г— объемный

расход

остаточного (окклюдированного)

газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора, м

/ч; Q

— объемный рас-

ход газа на

выходе

из сепаратора, м

/ч; <2

— объемный

расход

жидкости

на

выходе

из сепаратора, м

/ч, при р и Т сепарации.

Чем меньше Кж и Кг, при прочих равных условиях, тем совершеннее

сепаратор. Однако уменьшение этих показателей обычно связано с

услож-

нением

конструкции сепаратора и увеличением его габаритных размеров. По-

этому очень высокая степень очистки газа и жидкости оказывается не

всегда

оправданной.

Здесь необходимо ориентироваться на

требуемую

степень очист-

ки,

которая в известной мере зависит от конкретных условий сбора нефти

газа и сравнительно трудно поддается теоретической оценке. По практиче-

ским

же данным в настоящее время приняты временные нормы, в соответ-

ствии с которыми коэффициенты уноса жидкости и газа имеют

следую-

щие ориентировочные значения:

Кж^ЬО

см

/1000

газа и Кг^20-10

см

/м

жидкости.

Не

менее важны для оценки технического совершенства сепаратора пока-

затели v

max и t

, так как одни и те же Кж и Кг можно получить в сепара-

торах различного конструктивного исполнения и с различными технико-эконо-

мическими

показателями. Предельное значение v

max определяется скоростью

осаждения капель жидкости минимально заданного размера. Этой величи-

ной

обычно пользуются для расчета пропускной способности сепаратора по

газу.

Значения

Угшах

для различных конструкций сепараторов

могут

изме-

няться

от 0,1 до 0,55 м/с.

Время задержки <t

существенно влияет на эффективность очистки как га-

за от капельной жидкости, так и жидкости от газа. Установлено, что для

невспенивающихся нефтей значение t

может изменяться от 1 до 5 мин.

Для вспенивающихся нефтей t

увеличивается от 5 до 20 мин. Выбор кон-

кретного значения t

для различных условий работы сепаратора возможен

только по результатам исследования уноса жидкости и газа. Таким образом,

для полной оценки эффективности работы сепаратора наряду с показателями

439

Km и Кт необходимо учитывать и степень технического совершенства сепара-

тора, т. е. 1>

max я t

. Если сепаратор исследуемого типа обеспечивает полу-

чение установленных норм уноса от Кж и д

при меньших t

и больших

Vr max по сравнению с однотипным в одних и тех же производственных усло-

виях, то он технически более совершенен и экономичен.

Для получения требуемой степени очистки газа и жидкости в сепа-

раторе необходимо правильно задаться расчетным размером частиц жидко-

сти и пузырьков газа. Несмотря на то, что четких рекомендаций на этот

счет не имеется, в подавляющем большинстве

случаев

диаметр жидких ча-

стиц принимается равным примерно 100 мкм. Средний диаметр пузырьков

окклюдированного газа в турбулентном потоке нефти в трубопроводе перед

сепаратором можно определить в зависимости от плотности и вязкости нефти,

поверхностного натяжения на границе раздела фаз, диаметра трубопровода

скорости смеси по формуле В. Ф. Медведева [31]:

_ |

l,4DWe°-

;

We°'

Re».

Fr-°'

< 1,3G

~~ ) l,9DFr°-

Re-»'

;

We^Re

Fr-"'

=э 1,36

/p — число Вебера;

Re==wDp

/\ic

— число Рейнольдса; Fr=

—w

/gD

— число Фруда; а

т — поверхностное-натяжение на границе газ—

дисперсионная

среда; D — внутренний диаметр трубопровода; ц

, Рс — ди-

намическая

вязкость и плотность дисперсионной среды; w — средняя скорость

течения.

Этот размер и

следует

принимать в качестве расчетного до получения бо-

лее надежных данных.

Расчетом устанавливают условия, при которых достигается требуемая

степень очистки газа от жидкости (расчет по

газу)

и жидкости от газа

(расчет по жидкости).

Расчет гравитационных сепараторов по

газу

При

расчетах принимают, что скорость движения частиц жидкости по-

стоянна,

частицы имеют шарообразную форму и в процессе сепарации не

происходит ни их дробление, ни коагуляция.

Для определения скорости осаждения частиц любого размера силу тяже-

сти приравнивают силе сопротивления.

Для частиц размером не более 80 мкм скорость осаждения определяется

по

формуле Стокса

где w — относительная скорость движения частиц, м/с; d — диаметр частиц, м;

р*,

Рг — плотность соответственно частицы и среды (газа), кг/м

; ц

— абсо-

лютная вязкость среды, Па-с; g — ускорение свободного падения, м/с

Для частиц размером

300—800

мкм скорость осаждения определяют по

формуле

Аллена

Г гг

где v

— кинематическая вязкость газа;

=Mr/Pr,

/с.

Осаждение частиц размером более 800 мкм происходит согласно формуле

Ньютона

w =

На

рис. VI.1 показан график зависимости скорости осаждения м капель

воды различных размеров d в природном газе (р=0,6) при разных давле-

ниях,

построенный по этим формулам.

440