Методика расчета КДФ

Транспортирование газоводонефтяной смеси по классической схеме всегда предусматривало ее сепарацию от газа на ДНС или на центральной площадке промысловых сооружений. Крупным недостатком такой схемы является неиспользование в технологических целях эффекта разделения газожидкостной смеси на жидкую и газовую фазы в процессе ее транспортирования, и, кроме того, разделения эмульсии на ее составляющие компоненты. В связи с этим для осуществления сепарации газожидкостной смеси, разрушения и разделения водонефтяной эмульсии использовалось громоздкое дорогостоящее технологическое оборудование, отличающееся большой металлоемкостью и требующее значительных капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Для повышения производительности традиционных сепараторов и снижения затрат на операции по обезвоживанию и очистке воды по новой технологии скорость движения потока газоводонефтяной смеси на конечном участке сборного трубопровода необходимо снизить до уровня, обеспечивающего расслоение смеси на нефть, газ и воду, а отбор каждого из продуктов осуществлять отдельными потоками. При этом поступающую с групповых установок водонефтяную эмульсию транспортируют по сборному коллектору непосредственно на пункты подготовки нефти. Режим транспортирования можно поддерживать турбулентным. Процессы разделения газоводонефтяного потока на отдельные фазы успешно осуществляются в концевом делителе фаз (КДФ), представляющем конечный участок…

Переход от одной структуры течения к другой определяется характером поверхности раздела газа и жидкости. Структура такой поверхности связана с гравитационными волнами, математической и физической характеристиками которых является безразмерный критерий Фруда Fr, см, показывающий соотношение сил — инерционных и тяжести. Структурная диаграмма газожидкостного потока разделена в этом случае на зоны в координатах в, Fr, см, являющихся основными определяющими параметрами пробковой и расслоенной структур течения газожидкостного потока. Граница между ними в горизонтальной трубе со свободным концом определена по эмпирической формуле:

при.

Граница существования расслоенной и пробковой структур определяется зависимостью критического Frсм. кр от в, записанной в виде экспоненты от полинома третьей степени параметра:

.

(2).

Поскольку экспериментальные данные при этом были получены для в = 0,99 — 0,20, не следует использовать эту зависимость вне указанного интервала. Так как граница, определяемая по уравнению (1), сужает область существования расслоенной структуры по сравнению с границей, получаемой из уравнения (2) для промысловых газовых факторов, в дальнейшем будем использовать уравнение (1).

В действительности переходная зона от одной структуры течения газожидкостной смеси к другой имеет большую ширину, поэтому саму границу условно проводят где-то в середине переходной области. Выражая в через расходы фаз, минимальный диаметр КДФ определим из условия Frсм< Frсм. кр формуле:

(3).

где Qж — расход жидкости, т/сут.;

Qг — расход газа, т/сут.

Здесь под Qж подразумевается сумма расходов нефти и воды.

Граница перехода от полностью расслоенной структуры к эмульсионной определяется через максимальную скорость жидкости по формуле:

(4).

где у — поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода;

Дс — разность плотностей этих фаз, кг/;

g — ускорение свободного падения ;

сн — плотность нефти, кг/.

Полученный при этом критерий устойчивости по Кутателадзе для границы расслоенной и эмульсионной структур К = 3,13.

Под скоростью жидкости следует понимать усредненную скорость нефти и воды, поскольку скорости этих фаз несколько различны. Для малых рабочих газовых факторов полагаем, что жидкость занимает все сечение трубы. Исходя из этого, получаем оценочную формулу для минимального диаметра трубы из условия необходимости полного расслоения водонефтяной эмульсии как ограничивающего процесс параметра:

(5).

Длину КДФ следует рассчитывать из условия полной коалесценции капель и расслоения потока. При отсутствии специально рассчитанной коалесцирующей секции степень укрупнения или размер капель воды необходимо рассчитывать из условия транспортирования водонефтяной смеси в подводящем трубопроводе после определения и исключения из длины его длины массообменной секции.

Максимальная производительность КДФ, например, для условий из ЦСП рассчитывается по уравнению (6).

Условие Frсм< Frсм. кр после несложных математических преобразований с учетом обводненности w представляется неравенством:

(6).

где G — газовый фактор.

В соответствии с выражением (6) после подстановки диаметра рассматриваемого КДФ d = l м при обводненности 70% и рабочего газового фактора 5 м3/т суточная производительность по жидкости из условий расслоения потока на газ и жидкость не должна превышать 40 тыс. м3/сут.

С учетом критерия К = 2 и замеренных 0,032 Н/м, 0,88 г/см3, плотности воды св = 1,15 г/см3 из формулы (4) получим, что при полном расслоении эмульсии на нефть и воду скорость смеси не должна превышать 0,2 м/с. При этой скорости производительность по жидкости (для малых газовых факторов можно пренебречь площадью сечения трубы, занятой газом) не должна превышать 13,5 тыс. м3/сут.

С помощью экспресс-метода можно определить длину и диаметр КДФ используя номограммы (Приложение В).

Более точно необходимое сечение концевого делителя фаз (КДФ) для газовой фазы рассчитывают по формуле:

(7).

где Qж — производительность по жидкости, тыс. м3/сут.;

Г — газовый фактор (рабочий), м3/м3;

Wд — допустимая скорость газа, м/с, равная:

(8).

где Р, Р0 — давление соответственно сепарации и атмосферное, кгс/см2;

Т, Т0 — температура соответственно сепарации и стандартная, К;

z, z0 — коэффициент сжимаемости газа соответственно в рабочих и стандартных условиях;

KL — коэффициент длины;

Кп — коэффициент пульсации;

Vг — скорость, м/с;

сж, сг — плотность соответственно жидкости и газа в рабочих условиях, кг/м3.

Низкие качество сепарации и производительность сепараторов обусловлены незавершенностью таких медленно протекающих в них процессов, как коалесценция зародышей газовых пузырьков и их всплытие в объеме нефти, гашение пены, возникающей в результате перехода газовых пузырьков через границу раздела фаз нефть — газ, а также отсутствием условий для возврата в нефть тяжелых компонентов газа и капелек жидкости, увлеченных потоком газа.

В связи с этим сепарацию газонефтяной смеси необходимо осуществлять при наиболее благоприятных термодинамических и гидродинамических режимах для каждого из происходящих процессов (коалесценция газовых пузырьков, переход их в состав газовой фазы, гашение пены, очистка газа от взвешенных частиц и жидкости) при транспортировании продукции скважин на конечных участках сборных трубопроводов с расчетными характеристиками (длина, диаметр).