Сепарация скважинной продукции. Технологическая схема сепарационной установки. Метод расчета процесса сепарации нефти. Применяемое оборудование.

Процесс разгазирования нефти может начинаться уже в пласте при падении давления ниже давления насыщения. При сборе и подготовке нефти сепарацию осуществляют в различного рода сепараторах. Газонефтяные сепараторы от газовых сепараторов, предназначенных для отделения газоконденсата, воды и механических примесей от природного газа, отличаются тем, что в них обрабатывается газожидкостная смесь со сравнительно малым содержанием газа (газовым фактором).

Среди сепараторов, применяемых на нефтяных промыслах, выделяют:

по назначению - замерно-сепарирующие и сепарирующие;

по геометрической форме и положению в пространстве - цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные, наклонные:

по характеру проявления основных сил разделения фаз - гравитационные, центробежные (гидроциклонные) и инерционные (жалюзийные);

по рабочему давлению - высокого (6,4-2,5 МПа), среднего (2,5-0,6 МПа), низкого (0,6-0,1 МПа) давления и вакуумные;

по числу обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые;

по количеству разделяемых фаз - двухфазные (газонефтяные) и трехфазные (газоводонефтяные).

Сепараторы существенно отличаются по своим конструктивным признакам и особенностям. Рассмотрим некоторые характерные типы.

На давно разрабатываемых месторождениях применяются вертикальные газонефтяные сепараторы или трапы (рис. 11.4). Газожидкостная смесь под давлением вводится через патрубок 1 в раздаточный коллектор 2, имеющий по всей длине щель. Из щели смесь вытекает на наклонные плоскости 6 с небольшими порогами для интенсификации выделения газа. В нижней части под действием силы тяжести собирается жидкость, а в верхней - газ.

Перегородки 10 служат для успокоения уровня жидкости при пульсирующем потоке, а датчик регулятора уровня поплавкового типа 7 с исполнительным механизмом 8 - для циклического вывода нефти из сепаратора. Через патрубок 9 периодически сбрасывают скопившиеся механические примеси. Водомерное стекло 11 предназначено для измерения количества подаваемой жидкости.

В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа. Ее работа основывается на разных принципах: столкновении потока с различного рода перегородками; изменении направления и скорости потока; использовании центробежной силы; применении коалесцирующей насадки (сеток). Выделенная нефть стекает в поддон и по дренажной трубке 13 направляется в нижнюю часть сепаратора. На линии вывода газа устанавливают регулятор давления «до себя» 3, поддерживающий постоянное давление в корпусе сепаратора. В верхней части расположен предохранительный клапан 5, сбрасывающий газ при аварийном превышении давления в сепараторе выше допустимого.



В вертикальном сепараторе, как и в любом другом, можно выделить четыре секции (см. рис. 11.4): основную сепарационную (I), осадительную (II), влагонакопительную (III) и капле-уловительную (IV).

Вертикальные сепараторы позволяют достоверно определить объем жидкости (замерный трап). Их рекомендуется использовать при наличии песка в продукции скважин. Более высокое качество разделения фаз обеспечивается в горизонтальных сепараторах, которые в последнее время нашли широкое применение.

На I ступени сепарации эффективным оказался двухфазный сепаратор с предварительным отбором газа типа УВ (рис. 11.5). На входе в сепаратор (в конце сборного коллектора) установлен депульсатор 5 и выделен каплеуловитель 8. В депульсаторе происходят расслоение структуры газожидкостной смеси, отбор газа и уменьшаются пульсации расхода и давления. Газожидкостная смесь из сборного коллектора подводится по наклонному 1 (30-40°), горизонтальному 2 (длиной 2-3 м) и наклонному 3 (10-15°) длиной 15-20 м трубопроводу. Из трубопровода 3 в верхней части (выше уровня жидкости в сепараторе) проводится отбор газа по газоотводным трубкам 4 в газосборный коллектор депульсатора 5, подводящий газ в выносной каплеуловитель (каплеотбойник) 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Из каплеуловителя 8 газ направляется в эжектор 9 (не входит в комплект установки) и дальше в газопровод на ГПЗ. Капельки нефти собираются и стекают в сепаратор. В сепараторе выделяется основная часть газа, который поступает в эжектор 9. Нефть идет на УПН.

Рис. 11.4. Схема вертикального газонефтяного сепаратора (трапа):

1- ввод газонефтяной смеси; 2 - раздаточный коллектор; 8 - регулятор давления «до себя»; 4 - каплеуловительная насадка; 5 - предохранительный клапан; 6 - наклонные плоскости; 7 - датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 - исполнительный механизм сброса нефти; 9 - патрубок; 10 - успокоительные перегородки; // - водомерное стекло; 12 - отключающие краны; 13 - дренажная трубка; 14 - пузырьки газа, уносимые с нефтью из сепаратора; 15 - капельки жидкости, уносимые с газом



Рис. 11.5. Схема сепаратора I ступени с предварительным отбором газа:

1, 3 - наклонные трубопроводы депульса-тора: 2 - горизонтальный трубопровод; 4 - газоотводные трубки; 5 - депульсатор; 6 - перфорированная перегородка; 7 - жалюзийная кассета; 8 - каплеуловитель; 9 - эжектор; 10 - наклонные плоскости; 11 - датчик регулятора уровня поплавкового типа; 12 - исполнительный механизм сброса нефти; 13 - успокоительные перегородки; 14 - перегородка

Блочные сепарационные установки типа УБС выпускаются на пропускную способность по жидкости 1500-16000 м3/сут при газовом факторе 120 м3/т и рабочем давлении 0,6 и 1,6 МПа.

Для отделения газа от нефти на I и последующих ступенях сепарации, включая горячую (при высокой температуре) сепарацию на последней ступени под вакуумом, в настоящее время выпускается нормальный ряд нефтегазовых (двухфазных) сепараторов типа НГС на пропускную способность по нефти 2000-30000 т/сут и по газу 150-4400 тыс м3/сут. В отличие от установок типа УБС у них отсутствует депульсатор, а двасетчатых каплеотбойника из вязаной проволоки установлены в емкости сепаратора.

Для отделения нефти от воды и газа применяют трехфазные сепараторы или установки с предварительным сбросом воды (УПС) (рис. 11.6). Их особенность использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного 3 и отстойного 6, которые разделены глухой сферической перегородкой -15 и сообщаются между собой через каплеобразователь .

Рис. 11.6. Схема сепарационной установки с предварительным сбросом воды:

1- сопло ввода газоводонефтяной смеси; 2 - нефтеразливная полка; 3 - сепарацнонный отсек; 4 - регулятор уровня; 5 - распределитель эмульсии; 6 - отстойный отсек; 7 - каплеотбойник; 8, 9 - патрубки вывода нефти; 10, 12 - автоматы вывода нефти и воды; // - сборник нефти; 13 - сборник воды; 14 - каплеобразователь; 15 - перегородка

Продукция скважин поступает в сепарационный отсек по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, которая обеспечивает более полную сепарацию и предотвращает ценообразование. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня 4 отводится в отстойный отсек 6, откуда через каплеотбойник 7 и регулятор давления поступает в газосборный коллектор. Уловленная в каплеотбойнике 7 жидкость самотеком поступает в отстойный отсек.

Водонефтяная эмульсия из сепарационного отсека 3 в отстойный отсек 6 поступает через каплеобразователь 14 под давлением газа. Допустимый перепад давления между отсеками не более 0,2 МПа (в зависимости от длины каплеобразователя). Для улучшения разделения фаз в каплеобразователь вводится также возвратная вода из УПН, которая содержит ПАВ.

Линейный горизонтально расположенный каплеобразователь изготовляют из трех секций труб, диаметры которых увеличиваются в направлении движения потока. За счет этого последовательно происходит укрупнение капель в результате развития турбулентности потока, коалесценции капель при снижении турбулентности и расслоения потока под действием гравитационных сил. Общая длина труб достигает 500 м в зависимости от требуемого времени контакта эмульсии и возвратной воды. При работе без каплеобразователя возвратную воду вводят за 200-300 м до входа в сепаратор.

В отстойном отсеке имеются дырчатые распределитель эмульсии 5, сборники нефти 11 и воды 13, предназначенные соответственно для равномерного распределения эмульсии по всему сечению отстойника, сбора нефти и воды.

Предварительно обезвоженная нефть и вода автоматически сбрасываются из сепаратора с помощью регуляторов 10 и 12. Два патрубка 8 и 9 для вывода нефти позволяют осуществлять работу установки в режимах полного и неполного заполнения емкости.

Конечная ступень сепарации должна обеспечить давление насыщенных паров в пункте сдачи нефти не более 0,066 МПа. Отбор из нефти наиболее летучих углеводородов (пропан, бутан) и получение стабильной нефти, практически неспособной испаряться в атмосферу, называют стабилизацией нефти. Кроме сепарации для получения стабильной нефти предлагалось использовать также ректификацию (испарение я конденсацию в колоннах), которая, однако, не нашла применения на промыслах. Отбор наиболее летучих углеводородов и обеспечение требуемого давления насыщенных паров осуществляют горячей сепарацией и созданием вакуума на конечной (горячей) ступени сепарации.

Рис. 11.7. Схема концевого сепаратора:

1 - раздаточный коллектор; 2 - форсуночный разбрызгиватель; 3 -~ каплеуловительная сетка; 4 - эжектор; 5 - холодильник; 6-~ сепаратор; 7 -автомат вывода дегазированной нефти; 8 - каплеуловитель

Один из концевых сепараторов показан на рис. 11.7. Нефть из УПН, как правило, поступает с "Высокой температурой (40- 60 °С). С помощью форсуночных разбрызгивателей 2 она диспергируется в газовом объеме сепаратора, в котором посредством эжектора 4 создан вакуум. Мелкодисперсные капельки нефти, имея большую поверхность контакта с газом, дополнительно дегазируются, осаждаются на каплеуловительную сетку (жалюзи) 3 и стекают из нее в виде струек или крупных капель. Дегазированная нефть самотеком отводится в товарные резервуары. Высоко- и низконапорный газ эжектора 4 поступает в холодильник 5 и сепаратор 6, где происходит отделение легких (Ci-C4) и тяжелых (Cs+высшие) фракций. Таким образом, пентановые и гексановые (бензиновые) фракции, являющиеся при нормальных условиях (0,101 МПа; 0°С) жидкостями, выделяются из газа и переходят в товарную нефть, а легкие углеводороды (Ci-€4), являющиеся при нормальных условиях газами, составляют товарный газ.

Рис. 11.8. Схема циклонного двухъемкостного сепаратора:

1 - гидроциклонная головка; 2 - направляющий козырек; 3 - верхняя емкость; 4, 12 - сливные полки; 5 - уголковые каплеуловители; 6 - разбрызгиватель; 7 - жалюзийная кассета; 8 - заслонка; 9 - тяги; 10 - исполнительный механизм; 11 - датчик уровнемера поплавкового типа; 13 - успокоитель уровня жидкости; 14 -нижняя емкость

Эффективность работы сепаратора характеризуют коэффициентом уноса капельной жидкости потоком газа (см3/1000 м3) Кж = qж/Ог (11.1)

Расчеты сепараторов

Расчет процесса сепарации - это расчет фазового равновесия углеводородных систем, который изучается в курсе физики пласта.

Сепаратор подвергают гидравлическому и механическому (на прочность) расчетам. Гидравлический расчет сводится к расчету на пропускную способность по газу и по жидкости или к выбору (размеров) диаметра сепаратора в зависимости от расхода газа. Расчет по газу применительно к вертикальному гравитационному сепаратору выполняют из условия, чтобы скорость движения газового потока в сепараторе была меньше допустимой скорости, при которой происходит гравитационное осаждение жидких и твердых частиц во встречном потоке газа.


5555429468702032.html
5555489007206795.html
    PR.RU™