Тема 3. Сепарация нефти от газа.

Вопрос 3.1: Назначение нефтегазовых сепараторов.

Нефтегазовые сепараторы служат:

1. для получения нефтяного газа, выделившегося из нефти при ее движении по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору;

2. для уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения в связи с этим гидравлических сопротивлений в трубопроводах;

3. для разложения и отделения от нефти образовавшейся пены;

4. для предварительного отделения воды от нефти при добыче нестойких или разрушенных в трубопроводе нефтяных эмульсий;

5. для существенного снижения пульсаций при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до УПН.

Вопрос 3.2: Классификация сепараторов.

1. по назначению:

– замерно-сепарирующие;

– сепарирующие;

2. по геометрической форме

– цилиндрические;

– сферические;

3. по положению впространстве:

– вертикальные;

– горизонтальные;

– наклонные;

4. по типу обслуживаемых скважин:

– фонтанные;

– компрессорные;

– насосные;

5. по характеру проявления основных сил:

– гравитационные;

– инерционные (жалюзийные);

– центробежные (гидроциклонные);

6. по рабочему давлению:

– высокого (6, 4 МПа);

– среднего (2, 5 МПа);

– низкого (0, 6 МПа);

– вакуумные;

7. по числу обслуживаемых скважин;

– индивидуальные;

– групповые;

8. по числу ступеней сепарации:

– первой;

– второй;

– третьей и т.д.;

9. по разделению фаз:

– двухфазный (жидкость + газ);

– трехфазный (нефть + газ + вода).

Вопрос 3.3: Конструкция сепараторов.

В нефтяных сепараторах любого типа различают четыре секции:

Рис. 10 Схема вертикального газонефтяного сепаратора.

1 - ввод газонефтяной смеси; 2 - раздаточный коллектор; 3 - регулятор давления; 4 - каплеуло-вительная насадка; 5 - предохранительный клапан; 6 - наклонные плоскости; 7 - датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 - исполнительный механизм сброса нефти; 9 - патрубок;

10 - успокоительные перегородки; 11 - водомерное стекло; 12 - отключающие краны; 13 - дренажная трубка; 14 - пузырьки газа, уносимые с нефтью из сепаратора; 15 - капельки жидкости, уносимые с газом.

I - основная сепарационная секция;

II - осадительная секция; III - секция сбора нефти; IV - каплеуловительная секция.

I - основная сепарационная секция. Служит для интенсивного выделения из нефти газа.

II - осадительная секция. Служит для дополнительного выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти, ее направляют тонким слоем по наклонным плоскостям.

III - секция сбора нефти. Занимает самое нижнее положение в сепараторе и предназначена как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора.

IV - каплеуловительная секция. Располагается в верхней части сепаратора и служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

Вопрос 3.4: Работа сепаратора.

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.

В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа. Выделенная нефть стекает в поддон и по дренажной трубке 13 направляется в нижнюю часть сепаратора. На линии вывода газа устанавливают регулятор давления 3, поддерживающий постоянное давление в корпусе сепаратора.

Работа сепаратора любого типа оценивается двумя основными показателями:

1. количество капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции.

2. количество пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти.

Допустимое значение удельного уноса капельной жидкости не должно превышать 50 см³ на 1000 м³ газа. Удельный унос свободного газа потоком жидкости должен быть не более 20*10³ см³ на 1 м³ жидкости.

При выборе оптимального числа ступеней сепарации рассматриваются два способа разгазирования нефти – дифференциальный и контактный.

Дифференциальный – многоступенчатая сепарация с выделением и отводом за пределы сепаратора газа на каждой ступени.

Контактный – одноступенчатое разгазирование нефти и одноразовый отвод из сепаратора всего выделившегося из нефти газа.

Если скважины фонтанируют и на их устье поддерживаются высокие давления (3-4 МПа), то целесообразно применять многоступенчатую сепарацию (6-8 ступеней). Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую систему сепарации нефти от газа.

Вопрос 3.6: Выбор оптимального числа ступеней сепарации.

Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан с довольно сложными расчетами при ис- пользовании констант равновесия. Однако, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступе­ней сепарации, необходимо рассмотреть два способа разгазирования нефти - дифференциальный и контакт­ный.

Рис. 11 Схема многоступенчатой (дифференциальной) а, одноступенчатой (контактной) б сепарации газа от нефти и количество газа, выделившегося при этих способах разгазиро­вания в: 1 - контактное, 2 - дифференциальное разгазирование нефти.

На рис. 11а приведена схема многоступенчатой сепарации с условным выделением и отводом за пределы Lenaparopa..меси отле^ьны* комм^ьсати? га^з на каждой с и пени, т.е. показано дифференциальное разгазиронлпие нефги. > лракгертчютееея пооегччшым сниже^/е^ давления (p_h p_: ,.., р_Г! ). начиная от давления насыщения р,,, soi^a ьесь ^r_t. а ьгфти растворен, а на рис. 116 - одноступенчатое (контактное) ие неф! и, при кетч> ро\, ч\ nivv* \\.т резкое " ииижен*^ давления от р_н до р_п и одноразовый от­;.ич т > чаю пей кефти \\? первую ступень сепарации (G_M) и ко­ -\\ ч.лч^н,; ceninaiura г^м дифференциальном и контактном раз- -' ^j ь^я-^оП стчпечи ^ j ^овую фазу, на схемах показано штри-

вод из сепаратора вс^гс Vc u-Bno поь-п.ч

п.ч.о iak>! e ко-: л «

личество выходящей riЈ< pHi C,._v нл i¹ < ■ газировании Количество I'trdn;. перчм. ховкой.

Анализ рисунков показывает, что при дифференциальном (многоступенчатом) разгазировании полу­чается больше нефти (G_M~98 т), чем при к^пзактьОкМ (олноступенчатом) (G_M^; ^95 т), а газа, наоборот - при дифференциальном меньше (кривая 2\ чем при контактном (кривая 1).

Объясняется ^: »то тем, что при дифференциальном разгазировании понижение давления в каждой стл пени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет зе гобой плавное выделение не­больших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод сме­си утих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.

При контактном разгазированяч нефти б сепараторе происходит резкое снижение давления, в ре­зультате чего нефть " кипит", при этом бурно выделяются легкие углеводороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых, которые при нормальных условиях (Р~0.1 МПа, t~O°C) являются жидкостя­ми. Этим и объясняется, что при контактном разгазировании получается меньше нефти, чем при диффе­ренциальном.

Из ьсего этого следует такой вывод: если сгезажины фонтанируют и на их устьях поддерживаются высокие давления (3-4 МПа), то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию (6-S ступе­ней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применить трехступенчатую сепарацию нефти от газа с давлениями: на пер­вой с«\пени - 0, 6 МПа, на второй ■ • 0, 15--0.25 Villa и на третьей - 0, 02 МПа, а иногда даже вакуум. Тре­тья ступень сепаратора - концевая янлясгея исключительно важной и ответственной, поскольку из нес

Рис 12 Схема циклонного двухемкостного сепаратора.

поступает в парк товарных резервуаров. От этого зависят потери легких фракции нефти при хране-

ConacTrOCTv нефть в товарных резервуарах должна находиться с упругостью паров 0, 06 МПа, актически можно достигнуть только при горячей ступени сепарации или созданием на третьей сту-акуума.

Вопрос 3.7: Сепараторы центробежные (гидроциклонные).

Сепараторы этого типа применяются на замерных установках типа " Спутник" для отделения нефти > при измерении их количества по каждой скважине. К этому типу относятся двухфазные и реже зные сепараторы, обеспечивающие эффективную сепарацию нефти от газа вследствие изменения на-ния потока и применения механических каплеуловителей газа.

Газ

(Ч fj /Z

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

Разделение нефти и газа происходит в гидроциклонной головке 1, затем на сливных полках 4 и 12 й 3 и нижней 14 емкостей, а интенсифицируется процесс с помощью уголкового разбрызгивателя 6. фтяная смесь в гидроциклонную головку поступает тангенциально. За счет возникающей центробеж-1лы нефть отбрасывается на стенку головки, а газ, как более легкий, сосредотачивается в централь- \ части Нефть и газ из головки за счет козырька 2 поступают раздельно. Выделившийся газ освобо-•я от капепек нефти в уголковом каплеуловителе 5 и в жалюзийной кассете 7.

' Гидроциклонными сепараторами оборудованы все " Спутники", после которых газ направляется сно-сборный коллектор, перемешивается с нефтью и транспортируется с ней по коллектору до первой in сепарации.

Вопрос 3.8: Сепараторы первой ступени типа УБС и НГС.

На I ступени сепарации эффективным оказался двухфазный сепаратор с предварительным отбором ота УБС Блочная сепарационная установка типа УБС конструкции ТатНИИнефтемаша предназначена: рвой ступени сепарации нефтяного газа от нефти, с одновременным оперативным учетом их расхо-системах герметизированного сбора и транспорта продукции скважин.

На входе в сепаратор (в конце сборного коллектора) установлен депульсатор > и выделен капле-гель 8 В депульсаторе происходят расслоение структуры газожидкостной смеси, отбор газа и умень-: _Я пульсации расхода и давления. Газожидкостная смесь из сборного коллектора подводится по на-зму 1 (30-40°) горизонтальному 2 (длиной 2-3 м) и наклонному 3 (10-15) длиной 15-20 м трубо-_1У Из трубопровода 3 в верхней части (выше уровня жидкости в сепараторе) проводится отоор газа.оотводным трубкам 4 в газосборный коллектор депульсатора 5, подводящий газ в выносной капле-гепь (каплеотбойник) 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная пере-гя'й и жалюзийная кассета 7. Из каплеуловителя 8 газ направляется в эжектор 9 и дальше в газо- Вопрос 3.8: Сепараторы первой ступени типа УБС и НГС.

Ha I ступени сепарации эффективным оказался двухфазный сепаратор с предварительным отбором газа типа УБС.

На входе в сепаратор установлен депульсатор 5 и выделен каплеуловитель. В депулсаторе 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^о) длиной 15-20м трубопроводу. Из трубопровода 3 в верхней части проводится отбор газа по газоотводным трубкам 4 в газосборный коллектор депульсатора 5, подводящий газ в выносной каплеуловитель 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Из каплеуловителя 8 газ направляется в эжектор 9 и дальше в газопровод на ГПЗ. Капельки нефти собираются и стекают в сепаратор. В сепараторе выделяется основная часть газа, которая поступает в эжектор 9. Нефть идет на УПН.

Рис. 13 Схема сепаратора с предварительным отбором газа типа УБС.

1, 3- наклонные трубопроводы депульсатора; 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.

Сепараторы типа УБС выпускаются на пропускную способность по жидкости 1500 - 16000 м³/сут при газовом факторе 16 м³/т и рабочем давлении 0, 6 и 1, 6 МПа.

В сепараторах типа НГС в отличие от установок типа УБС отсутствует депульсатор, а два сетчатых каплеотбойника устанавливаются в емкости сепаратора.

Вопрос 3.9: Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН.

Если после сепарации дальнейшая транспортировка осуществляется с помощью насосов, то используют блочные сепарационные установки типа БН.

Нефтегазовый поток по сборному коллектору поступает в два двухточных гидроциклона, где происходит отделение газообразной фракции от жидкости под действием центробежной силы, которую приобретает тангенциально вводимый поток газонефтяной смеси. Жидкость, имеющая большую плотность, прижимается к стенке и стекает по ней в малый отсек. Далее нефть из емкости через приемные патрубки откачивается насосами в напорный нефтепровод.

Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верхний патрубок поступает в большой отсек технологической емкости, где происходит отделение капель жидкости от газа.

Рис. 14 Принципиальная технологическая схема установки БН.

1 - отсекающий клапан, 2 - двухтонный гидроциклон, 3 - технологическая емкость, 4 - регуля­тор подачи насосов, 5 -автомат откачки, 6 - механический регулятор уровня, 7 - отсекающий клапан, 8 - центробежные насосы, 9 -электродвигатели, 10 - счетчик.

Нефтегазовый поток по сборному коллектору I поступает в два двухточных гидроциклона, где про­исходит отделение газообразной фракции от жидкости под действием центробежной силы, которую приоб­ретает тангенциально вводимый поток газонефтяной смеси. Жидкость, имеющая большую плотность, под действием этой силы, прижимается к стенке и стекает по ней в малый отсек А. Далее нефть из емкости через приемные патрубки откачивается насосами в напорный нефтепровод.

Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верхний патрубок поступает в большой от­сек Б технологической емкости, где происходит отделение капель жидкости от газа. Газ из емкости через заслонку механического регулятора уровня, установленного в патрубке технологической емкости, поступает в газосборный коллектор IV и под давлением сепарации транспортируется на ГПЗ.

На технологической емкости смонтирован предохранительный клапан, который срабатывает при по­вышении давления в емкости более 0, 9 МПа. При срабатывании предохранительного клапана газ отводится на факел. К факельной линии II также подключены канализационные патрубки технологической емкости, через которые при открытых задвижках продукты пропарки могут отводиться на факел. Для удаления течи сальников насосных агрегатов предусматривается отдельная система канализации III.

Вопрос 30.10: Сепараторы концевые.

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. Отбор наиболее летучих углеводородов и обеспечение требуемого давления насыщенных паров осуществляют го­рячей сепарацией и созданием вакуума на конечной (горячей) ступени сепарации. Один из концевых сепа­раторов показан на рис. 15.

Рис.15 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.

Вопрос 3.11: Сепарационные установки с предварительным сбросом пла стовой воды тина КССУ, БАС и УПС.

Сепарационные установки с предварительным сбросом пластовой воды предназначены для разгази-рования и частичного (до 5-20% остаточного содержания воды) обезвоживания нефти перед подачей ее на установку комплексной подготовки нефти.

Автоматизированная концевая совмещенная установка (КССУ) представлена на рис. 16.

Рис. 16 Схема концевой совмещенной сепарационной установки (КССУ).

1- технологическая емкость,

2 - брызгоулавливатель,

3 -расходомер газа,

4 - отвод нефти,

5 - распределитель,

6 - смеситель.

7 – турбинный счетчик жидкости,

8 - насадка,

9 - регулятор уровня.

Установки КССУ предназначены для разделения нефти, нефтяного газа и пластовой воды после первой ступени сепарации. Нефть с обводненностью 30 % и более, выходящая из сепараторов первой сту­пени, содержащая остаточный нефтяной газ в количестве от 2 до 10 м³/ м³ смешивается с горячей дренаж­ной водой, поступающей с установки комплексной подготовки нефти. Количество горячей воды, поступаю­щей в смеситель, должно быть таким, чтобы была обеспечена инверсия фаз нефтяной эмульсии, т.е. чтобы эмульсия обратного тина (вода в нефти) превратилась в эмульсию прямого типа (нефть в воде). Ввод эмульсии прямого типа в технологическую емкость осуществляется под уровнем воды, что облегчает рас-, слоение нефти и воды (капли нефти всплывают в маловязкой воде). Уровень раздела нефть - вода поддер­живается на высоте 1 -2м от дна. Над патрубком сброса воды установлена насадка для предотвращения воронкообразования. Установка КССУ обеспечивает обезвоживание нефти до остаточного содержания воды 10 - 20 % без применения реагента-деэмульгатора. На установке измеряют расходы горячей воды, посту­пающей на смешение нефти, воды и нефтяного газа, уходящих из установки. Объем технологической емко-сти 80 м³. Пропускная способность установки по сырой нефти составляет 2000 т/сут.

Рис. 17 Установка предварительного сброса пластовой воды типа БАСМ-200.

1 - датчик предельного уровня, 2 - труба для отбора газа, 3 - перегородка, 4 - регулятор уровня воды, 5 - распределитель эмульсии, 6 - электроконтактный манометр, 7 - перегородка, 8 - регуля­тор уровня нефти, 9-турбинный счетчик нефти, 10, 13 -штуцер, 11- турбинный счетчик горя­чей воды, 12-турбинный счетчик воды.

Наиболее широкое распространение получили установки для сепарации с предварительным сбросом пластовой воды типа УПС, которые предназначены для сепарации нефтяного газа и сброса пластовой воды, а также для оперативного учета продукции скважин и имеют несколько модификаций. Их особенностью является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного 3 и отстойного 6, которые разделе­ны между собой глухой сферической перегородкой 15 и сообщаются между собой через каплеобразователь 14. Схема установки представлена на рис. 18.

Рис. 18 Схема сепарационной установки с предварительным сбросом воды типа УПС.

1 - сопло ввода газонефтяной смеси, 2 - нефтеразливная полка, 3-сепарационный отсек, 4 - регулятор уровня. 5 - распределитель эмульсии, 6-отстойный отсек. 7 - каплеотбойник, 8, 9 патрубки вывода нефти, 10, 12 - автоматы вывода нефти и воды, 11 - сборник нефти, 13 --сборник воды, 14 - каплеобразонатель, 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 б, 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 б поступает через каплеоб­разователь 14 под давлением газа. Допустимый перепад давления между отсеками не более 0, 2 Ml la (в за­висимости от длины каплеобразователя). Для улучшения разделения фаз в каплеобразователь вводится так­же возвратная вода из УИН, 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 каплеобразова-теля 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.

Установки типа УПС выпускают на пропускную способность по жидкости 3000 - 10000 т/сут при газовом факторе до 120м³/т и рабочем давлении до 1, 6 МПа. Их можно использовать в качестве сепарато­ров I ступени, при этом должен осуществляться предварительный отбор газа в депульсаторе, либо после сепаратора I ступени. Установка УПС с высокой пропускной способностью разделена на девять отсеков, что позволяет использовать ее в качестве делителя потока (на четыре потока) для обеспечения равномерной загрузки последующих технологических установок.

Вопрос 3.12: Преимущества при внедрении установок предварительного