Для чего на устье используют сепарационные установки

СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ

В процессе подъема жидкости из скважин и транспортирова­ния ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере сни­жения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазо-сборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двух­фазным или нефтегазовым потоком.

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может изме­няться от нуля до значительных величин. Следовательно, в слу­чае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместное транспортирование их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а за­тем нефть и выделившийся газ транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой про­дукции скважин, называют нефтегазовым сепарато­ром. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфаз ным. Однако в некоторых случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляется к тому же отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводо-газосепаратором или трехфазным сепаратором.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки неф­ти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней се­парации может быть несколько, и окончательное отделение неф­ти от газа завершается в концевых сепараторах или в резервуа­рах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких дав­лениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепа­ратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основ­ная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепара­торы среднего и низкого давления для окончательного отделе­ния от газа.

Сепараторы первой ступени в зависимости от конкретных ус­ловий на месторождении могут быть рассредоточены в несколь­ких пунктах по его территории или сосредоточены наряду с ос­тальными ступенями сепарации на центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. В последнем случае на место­рождении не строятся газосборные трубопроводы. Транспорти­рование же газа всех ступеней сепарации от ЦПС до газоком­прессорной станции или до газоперерабатывающего завода обычно осуществляется по одному газопроводу.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, ус­ловно подразделяются на следующие категории: 1) по назначе­нию—замерно-сепарирующие и сепарирующие; 2) по геометри­ческой форме и положению в пространстве — цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; 3) по характеру проявления основных сил — гравитационные и центробежные (гидроциклонные); 4) по рабочему давлению — высокого (6,4 МПа и более), среднего (2,5—6,4 МПа), низкого (0,6— 2,5 МПа) давления и вакуумные; 5) по числу обслуживаемых скважин—индивидуальные и групповые; 6) по числу ступеней сепарации — первой, второй, третьей ступени и т. д.; 7) по чис­лу разделяемых фаз — двухфазный (нефть+газ), трехфазный (нефть + газ + вода).

Вертикальные сепараторы имеют четыре секции (рис. 13).

Основная сепарационная секция 1 служит для интенсивного выделения газа из нефти. На работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения дав­ления, температура в сепараторе, физико-химические свойства нефти, особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор (радиальное, тангенциальное, использование различных насадок — проволочной сетки, диспергаторов, турбулизирующих ввод газонефтяной смеси с предвари­тельным отделением газа от нефти).

Осад и тельная секция Я, в которой происходит до­полнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти ее направляют тонким слоем по на­клонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути дви­жения нефти, т. е. эффективность ее сепарации.

Секция сбора нефти ///, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом — в за­висимости от эффективности работы сепарационной и осади-тельной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

Каплеуловительная секция IV, расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчай­ших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

В составе групповых замерных установок применение вер­тикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне дебитов скважин, вклю­чая малоде битные.

Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:

1) меньшая пропускная способность по сравнению с горизон­тальными при одном и том же диаметре аппарата;

2) меньшая устойчивость процесса сепарации при поступлении пульсирующих потоков;

3) меньшая эффективность сепарации.

Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддер­жанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра. В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепа­раторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах, требуется время от времени промывать соляровым маслом за­грязненные стекла, отключая их соответствующими кранами от сепаратора.

Горизонтальные сепараторы имеют большую про­пускную способность по газу и жидкости, чем вертикальные. По некоторым данным, пропускная способность горизонтального се­паратора при одинаковых размерах примерно в 2,5 раза боль­ше, чем вертикального. Это объясняется тем, что в горизонталь­ном сепараторе капли жидкости под действием силы тяжести падают вниз, перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу, как это происходит в вертикальных сепараторах.

Большинство горизонтальных сепараторов изготавливается из одной горизонтальной емкости со сферическими днищами

Рис. 13. Вертикальный сепаратор:

/__ основная сепарационная секция; // — осадительная секция; /// — секция сбора нефти; IV— секция каплеуловительная; / — ввод продукции скважин; 2 — разда­точный коллектор; 3 — регулятор уровня «до себя»; 4—каплеуловительная насад­ка; 5—предохранительный клапан; 6 — наклонные полки; 7 — датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8— исполни­тельный механизм; 9 — сливной патрубок; 10 — перегородки; 11—уровнемерное стек­ло; 12—отключающие вентили; 13 — дре­нажная трубка

(одноемкостные сепараторы), иногда применяют двухъемкостные горизонтальные сепа­раторы.

Область применения гори­зонтальных сепараторов весь­ма обширна. Они используют­ся для оснащения дожимных насосных станций, для первой, второй и третьей ступеней се­парации на центральных пунк­тах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Пропускная спо­собность горизонтальных се­параторов, применяемых для первой, второй и третьей сту­пеней сепарации, может до­стигать 30 000 т/сут по жид­кости на каждой ступени.

Горизонтальные сепараторы широко применяются также для отделения и сбора свободной воды из продукции скважин на первой или последующих ступенях сепарации, что исключает попадание значительных объемов воды на установку по подго­товке нефти. В этом случае они выполняют роль трехфазных сепараторов.

Горизонтальные сепараторы некоторых конструкций для по­вышения пропускной способности и улучшения качества сепара­ции нефти оборудуются гидроциклонами. Отделение газа от нефти в гидроциклонах происходит за счет центробежных сил. Нефть, имеющая большую плотность, отбрасывается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Из гидроциклона нефть и газ отдельно поступают в емкости (рис. 14).

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 15 и да­лее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки умень­шают пенообразование. Движение нефти тонким слоем по пол­кам способствует отделению нефти от газа. В емкости монти­руется механический регулятор уровня 14, связанный с испол­нительным механизмом — заслонкой 12, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емкости необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Наибольшей пропускной способностью по жидкости и газу характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жид­кость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубо­проводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили назва­ние сепараторов с предварительным отбором газа (рис. 15). Работает данный сепаратор следующим обра­зом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным участкам трубопроводов 1 и 2. Уклон трубопрово­да 1 может колебаться в пределах от 30 до 40°, а трубопрово­да 2 — от 10 до 15°. К трубопроводу 2 вертикально привари­ваются три-четыре газоотводных трубки 3 диаметром 50— 100 мм. Верхние концы этих трубок приварены к сборному кол­лектору (депульсатору) газа 5, подводящему этот газ к корпусу каплеуловителя 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кас­сета 7. Капельки нефти, уносимые основным потоком газа по сборному коллектору 5, проходя жалюзийную кассету 7 (или любую другую), прилипают к стенкам жалюзи и, скапливаясь

Рис. 16. Схема сепаратора с предварительным отбором газа типа УБС:

/ — ввод в сепаратор продукции скважин; 2 — депульсатор; 3 — трубопровод предва­рительного отбора газа; 4—каплеуловитель; 5—газопровод для отвода газа; 6— • сепаратор; 7—трубопровод для выхода нефти (жидкости); в — счетчик нефти (жид­кости); 9 — патрубок для размыва осадка; 10—дренажный трубопровод

на них, в виде сплошной пленки стекают вниз в корпус сепара­тора. Из корпуса каплеуловителя 8 газ направляется под соб­ственным давлением 0,6 МПа на газоперерабатывающий за­вод (ГПЗ).

Нефть, освобожденная от основной массы газа в трубопро­воде 2, поступает в корпус сепаратора через нижний патрубок ввода 4, в котором установлены сплошная перегородка 14, успо­коитель уровня 13 и две наклонные полки 10, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесциро-ваться и выделиться в наклонном трубопроводе 2. Давление вы­делившегося из нефти газа повышают при помощи эжектора 9, затем газ транспортируется на ГПЗ.

Для регулирования вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа 11 с исполнительным ме­ханизмом 12.

Раздельный ввод газа и жидкости в аппарат имеет ряд преи­муществ. При совместном вводе нефтегазового потока в сепа­ратор с перепадом давления и перемешиванием фаз количество в нефти пузырьков газа размером 2—3 мкм примерно в 4 раза больше, чем в случае раздельного ввода нефти и газа в аппарат без перепада давления. Пузырьки газа таких размеров обычно находятся во взвешенном состоянии и не успевают выделиться из нефти за время ее движения в сепараторе. Таким образом, в сепараторах с раздельным вводом жидкости и газа унос сво­бодного газа вместе с нефтью в несколько раз меньше, чем в се­параторах с совместным вводом продукции, и обычно не превы­шает 1 % от объема жидкости.

При раздельном вводе нефти и газа резко уменьшается так­же объем пены, образующейся в сепараторе в результате удержания части газа и жидкости во взвешенном состоянии, что осо­бенно важно при подготовке нефтей, склонных к ценообразова­нию.

Как известно, ввод продукции в сепаратор с перепадом давления в случае нефтей, склонных к пенообразованию, может привести к заполнению газового пространства пеной. При за­полнении сепаратора пеной отказывает в работе регулятор уров­ня и пена поступает как в газопровод, так и в выкидную линию для жидкости.

В настоящее время разработан ряд блочных сепараторов типа УБС с предварительным отбором газа на пропускную способность от 1500 до 16000 м3/сут. Объем емкости составляет от 30 до 160 м3 (рис. 16). Технические данные сепараторов типа УБС приведены в табл 1.

Трехфазные сепараторы. По мере роста обводненно­сти продукции скважин, поступающей в сепараторы, начинают преобладать капли воды больших размеров, которые могут лег­ко коалесцировать и отделяться в виде свободной воды.

Количество выделившейся из нефтяной эмульсии свободной воды зависит от физико-химических свойств нефти и воды, тем­пературы потока, продолжительности транспортирования, интен­сивности перемешивания потока (до поступления в сепаратор) и от многих других причин. Предварительная подача реагента в поток на определенном удалении от сепарационных установок способствует выделению свободной воды из эмульсии.

В нефтепромысловой практике отделяемую свободную воду стремятся сбросить как можно раньше—до поступления про­дукции на установки подготовки нефти, так как нагрев этой воды связан с большим расходом теплоты. Предварительный сброс свободной воды осуществляется в трехфазных сепарато­рах. В настоящее время разработаны трехфазные сепараторы для работы на первой и последующих ступенях сепарации. Осо­бенностью таких аппаратов (рис. 17) является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, со­общающихся между собой через каплеобразователь.

Сепаратор работает следующим образом. Смесь нефти, воды и газа по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек. Отсепа-рированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с не­большим количеством газа из сепарационного отсека по капле-образователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отде­ляется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7отводится на У ПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбра­сывается из сепаратора в резервуар-отстойник или под соб­ственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор по­ступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь 12 подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации разрушения этой эмульсии.

Эффективность работы сепаратора любого типа характеризуется следующими двумя основными показателями: 1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и 2) количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем эффективнее работа нефтегазового сепара­тора. В хорошо сконструированных нефтегазовых сепараторах обычно унос капелек жидкости до 10 г жидкости на 1000 кг продукции, поступающей в сепа­ратор.

По такой технологической схеме сконструированы и серий­но изготовляются автоматизированные блочные установки пред­варительного сброса пластовой воды типа УПС (рис. 18).

Дата добавления: 2016-06-18 ; просмотров: 6197 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Сепарация нефти

Этой статьей мы начинаем серию информационных публикаций, посвященных различным этапам добычи, получения и хранения нефти и нефтепродуктов. На эту идею руководство и технических специалистов Саратовского резервуарного завода сподвигли многочисленные звонки и просьбы потенциальных заказчиков, которых часто интересуют вопросы происходящих технических процессов на нефтегазодобывающих предприятиях, а также оборудование нашего производства для обеспечения этих процессов.

Сепарация является первым этапом переработки нефти после ее добычи из скважины. Еще до того, как подготовить добытое сырье к перегонке, его необходимо очистить от «лишних» частиц газа и воды и механических примесей. И только потом можно запустить процесс подготовки к первичной переработке нефтепродуктов.

Состав добываемой нефти

Сырая нефть имеет многокомпонентную структуру из смеси углеводородов, минеральных частиц и воды. В ее состав входит около 1000 веществ, основную часть которых представляют жидкие углеводороды, органические и металлоорганические соединения, углеводородные газы, вода, соли и, конечно же, механические примеси.

Дегазация нефтяной эмульсии

Кроме того, что в добываемой сырой нефти уже содержатся углеводородные газы, в процессе ее добычи происходит образование нефтяного газа. Для уноса газа устанавливаются нефтегазовые сепараторы различных принципов действия и конструкций в зависимости от газонефтяной жидкости, требований к конечному продукту и технических возможностей на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Использование сепарационного оборудования перед транспортом нефти способствует защите внутренней поверхности магистральных трубопроводов, а именно, препятствует образованию отложений на стенках, уменьшает образование пены, снижает гидравлическое сопротивление и пульсацию. Все это, в свою очередь, положительно влияет на стабильную работу установок предварительной подготовки нефти.

Унесенный газ в дальнейшем перерабатывается на газоперерабатывающих заводах для его последующего применения в качестве сырья или топлива.

Эффективность нефтегазовых сепараторов

На некоторых производствах для повышения эффективности сепарации нефти ее нагревают, в результате чего уже на первой ступени уносится большое количество пузырьков газа.

Принцип работы и устройство нефтегазовых сепараторов

Разделение нефти и газа происходит под действием гравитационных, инерционных и центробежных сил. В гравитационных сепараторах более легкие фракции, а именно, газ, поднимаются наверх, а более тяжелые (нефть с растворенными частицами воды) опускаются вниз. В инерционных сепараторах за счет разной плотности жидкости и газа, первая осаждается на стенках и днище корпуса, а газовые частицы выводятся из емкости. Центробежные сепараторы сходны с инерционными тем, что движение газожидкостного потока осуществляется благодаря вихревому эффекту по спирали, за счет чего жидкость, имея большую плотность по сравнению с газом, продолжает движение по инерции, в то время как газовые частицы отделяются и отводятся из емкости.

В осадительной секции отделяются растворенные пузырьки газа, которые не отделились от нефтяной эмульсии в первом отсеке. В остальных двух секциях осуществляются сбор и вывод нефти и улавливание взвешенной влаги в газе (секция сбора нефти и каплеуловитель, соответственно).

Конструктивно сепаратор представляет собой цилиндрический корпус, который внутри разделен перегородками на отсеки. Устанавливаются вертикально или горизонтально на опоры. Вертикальные сепараторы обычно применяются при малых объемах поступающей рабочей среды. Удобны для очистки корпуса от отложений парафинов и других примесей с днища, а также отличаются минимально необходимым местом для эксплуатации.

Горизонтальное размещение характерно при большом потоке жидкости. Принцип работы горизонтальных нефтегазовых сепараторов обеспечивает более высокую степень сепарации, для чего дополнительно могут устанавливаться гидроциклонные устройства.

В днищах корпуса размещаются патрубки и штуцеры для входа газонефтяного потока, установки технологического оборудования, обеспечивающего безопасную работу и выполняющее регуляторную и контрольно-измерительные функции. Вывод очищенной нефти и газа, а также воды в трехфазных сепараторах, происходит через штуцеры в разных отсеках.

Саратовский резервуарный завод производит весь спектр нефтегазовых сепараторов* объемом до 200 м 3 для многоступенчатой сепарации нефти:

Благодаря грамотным техническим расчетам сепараторы нефти нашего производства отличаются высокой эффективностью и производительностью от 1000 до 700000 м 3 /сутки (в зависимости от типа).

*особенности и технические параметры каждого типа нефтегазового сепаратора Вы можете посмотреть в соответствующем разделе Каталога продукции

Источник

СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ

В процессе подъема жидкости из скважин и транспортирова­ния ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере сни­жения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазо-сборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двух­фазным или нефтегазовым потоком.

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может изме­няться от нуля до значительных величин. Следовательно, в слу­чае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместное транспортирование их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а за­тем нефть и выделившийся газ транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой про­дукции скважин, называют нефтегазовым сепарато­ром. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфаз ным. Однако в некоторых случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляется к тому же отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводо-газосепаратором или трехфазным сепаратором.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки неф­ти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней се­парации может быть несколько, и окончательное отделение неф­ти от газа завершается в концевых сепараторах или в резервуа­рах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких дав­лениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепа­ратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основ­ная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепара­торы среднего и низкого давления для окончательного отделе­ния от газа.

Сепараторы первой ступени в зависимости от конкретных ус­ловий на месторождении могут быть рассредоточены в несколь­ких пунктах по его территории или сосредоточены наряду с ос­тальными ступенями сепарации на центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. В последнем случае на место­рождении не строятся газосборные трубопроводы. Транспорти­рование же газа всех ступеней сепарации от ЦПС до газоком­прессорной станции или до газоперерабатывающего завода обычно осуществляется по одному газопроводу.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, ус­ловно подразделяются на следующие категории: 1) по назначе­нию—замерно-сепарирующие и сепарирующие; 2) по геометри­ческой форме и положению в пространстве — цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; 3) по характеру проявления основных сил — гравитационные и центробежные (гидроциклонные); 4) по рабочему давлению — высокого (6,4 МПа и более), среднего (2,5—6,4 МПа), низкого (0,6— 2,5 МПа) давления и вакуумные; 5) по числу обслуживаемых скважин—индивидуальные и групповые; 6) по числу ступеней сепарации — первой, второй, третьей ступени и т. д.; 7) по чис­лу разделяемых фаз — двухфазный (нефть+газ), трехфазный (нефть + газ + вода).

Вертикальные сепараторы имеют четыре секции (рис. 13).

Основная сепарационная секция 1 служит для интенсивного выделения газа из нефти. На работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения дав­ления, температура в сепараторе, физико-химические свойства нефти, особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор (радиальное, тангенциальное, использование различных насадок — проволочной сетки, диспергаторов, турбулизирующих ввод газонефтяной смеси с предвари­тельным отделением газа от нефти).

Осад и тельная секция Я, в которой происходит до­полнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти ее направляют тонким слоем по на­клонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути дви­жения нефти, т. е. эффективность ее сепарации.

Секция сбора нефти ///, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом — в за­висимости от эффективности работы сепарационной и осади-тельной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

Каплеуловительная секция IV, расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчай­ших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

В составе групповых замерных установок применение вер­тикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне дебитов скважин, вклю­чая малоде битные.

Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:

1) меньшая пропускная способность по сравнению с горизон­тальными при одном и том же диаметре аппарата;

2) меньшая устойчивость процесса сепарации при поступлении пульсирующих потоков;

3) меньшая эффективность сепарации.

Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддер­жанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра. В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепа­раторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах, требуется время от времени промывать соляровым маслом за­грязненные стекла, отключая их соответствующими кранами от сепаратора.

Горизонтальные сепараторы имеют большую про­пускную способность по газу и жидкости, чем вертикальные. По некоторым данным, пропускная способность горизонтального се­паратора при одинаковых размерах примерно в 2,5 раза боль­ше, чем вертикального. Это объясняется тем, что в горизонталь­ном сепараторе капли жидкости под действием силы тяжести падают вниз, перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу, как это происходит в вертикальных сепараторах.

Большинство горизонтальных сепараторов изготавливается из одной горизонтальной емкости со сферическими днищами

Рис. 13. Вертикальный сепаратор:

/__ основная сепарационная секция; // — осадительная секция; /// — секция сбора нефти; IV— секция каплеуловительная; / — ввод продукции скважин; 2 — разда­точный коллектор; 3 — регулятор уровня «до себя»; 4—каплеуловительная насад­ка; 5—предохранительный клапан; 6 — наклонные полки; 7 — датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8— исполни­тельный механизм; 9 — сливной патрубок; 10 — перегородки; 11—уровнемерное стек­ло; 12—отключающие вентили; 13 — дре­нажная трубка

(одноемкостные сепараторы), иногда применяют двухъемкостные горизонтальные сепа­раторы.

Область применения гори­зонтальных сепараторов весь­ма обширна. Они используют­ся для оснащения дожимных насосных станций, для первой, второй и третьей ступеней се­парации на центральных пунк­тах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Пропускная спо­собность горизонтальных се­параторов, применяемых для первой, второй и третьей сту­пеней сепарации, может до­стигать 30 000 т/сут по жид­кости на каждой ступени.

Горизонтальные сепараторы широко применяются также для отделения и сбора свободной воды из продукции скважин на первой или последующих ступенях сепарации, что исключает попадание значительных объемов воды на установку по подго­товке нефти. В этом случае они выполняют роль трехфазных сепараторов.

Горизонтальные сепараторы некоторых конструкций для по­вышения пропускной способности и улучшения качества сепара­ции нефти оборудуются гидроциклонами. Отделение газа от нефти в гидроциклонах происходит за счет центробежных сил. Нефть, имеющая большую плотность, отбрасывается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Из гидроциклона нефть и газ отдельно поступают в емкости (рис. 14).

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 15 и да­лее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки умень­шают пенообразование. Движение нефти тонким слоем по пол­кам способствует отделению нефти от газа. В емкости монти­руется механический регулятор уровня 14, связанный с испол­нительным механизмом — заслонкой 12, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емкости необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Наибольшей пропускной способностью по жидкости и газу характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жид­кость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубо­проводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили назва­ние сепараторов с предварительным отбором газа (рис. 15). Работает данный сепаратор следующим обра­зом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным участкам трубопроводов 1 и 2. Уклон трубопрово­да 1 может колебаться в пределах от 30 до 40°, а трубопрово­да 2 — от 10 до 15°. К трубопроводу 2 вертикально привари­ваются три-четыре газоотводных трубки 3 диаметром 50— 100 мм. Верхние концы этих трубок приварены к сборному кол­лектору (депульсатору) газа 5, подводящему этот газ к корпусу каплеуловителя 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кас­сета 7. Капельки нефти, уносимые основным потоком газа по сборному коллектору 5, проходя жалюзийную кассету 7 (или любую другую), прилипают к стенкам жалюзи и, скапливаясь

Рис. 16. Схема сепаратора с предварительным отбором газа типа УБС:

/ — ввод в сепаратор продукции скважин; 2 — депульсатор; 3 — трубопровод предва­рительного отбора газа; 4—каплеуловитель; 5—газопровод для отвода газа; 6— • сепаратор; 7—трубопровод для выхода нефти (жидкости); в — счетчик нефти (жид­кости); 9 — патрубок для размыва осадка; 10—дренажный трубопровод

на них, в виде сплошной пленки стекают вниз в корпус сепара­тора. Из корпуса каплеуловителя 8 газ направляется под соб­ственным давлением 0,6 МПа на газоперерабатывающий за­вод (ГПЗ).

Нефть, освобожденная от основной массы газа в трубопро­воде 2, поступает в корпус сепаратора через нижний патрубок ввода 4, в котором установлены сплошная перегородка 14, успо­коитель уровня 13 и две наклонные полки 10, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесциро-ваться и выделиться в наклонном трубопроводе 2. Давление вы­делившегося из нефти газа повышают при помощи эжектора 9, затем газ транспортируется на ГПЗ.

Для регулирования вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа 11 с исполнительным ме­ханизмом 12.

Раздельный ввод газа и жидкости в аппарат имеет ряд преи­муществ. При совместном вводе нефтегазового потока в сепа­ратор с перепадом давления и перемешиванием фаз количество в нефти пузырьков газа размером 2—3 мкм примерно в 4 раза больше, чем в случае раздельного ввода нефти и газа в аппарат без перепада давления. Пузырьки газа таких размеров обычно находятся во взвешенном состоянии и не успевают выделиться из нефти за время ее движения в сепараторе. Таким образом, в сепараторах с раздельным вводом жидкости и газа унос сво­бодного газа вместе с нефтью в несколько раз меньше, чем в се­параторах с совместным вводом продукции, и обычно не превы­шает 1 % от объема жидкости.

При раздельном вводе нефти и газа резко уменьшается так­же объем пены, образующейся в сепараторе в результате удержания части газа и жидкости во взвешенном состоянии, что осо­бенно важно при подготовке нефтей, склонных к ценообразова­нию.

Как известно, ввод продукции в сепаратор с перепадом давления в случае нефтей, склонных к пенообразованию, может привести к заполнению газового пространства пеной. При за­полнении сепаратора пеной отказывает в работе регулятор уров­ня и пена поступает как в газопровод, так и в выкидную линию для жидкости.

В настоящее время разработан ряд блочных сепараторов типа УБС с предварительным отбором газа на пропускную способность от 1500 до 16000 м3/сут. Объем емкости составляет от 30 до 160 м3 (рис. 16). Технические данные сепараторов типа УБС приведены в табл 1.

Трехфазные сепараторы. По мере роста обводненно­сти продукции скважин, поступающей в сепараторы, начинают преобладать капли воды больших размеров, которые могут лег­ко коалесцировать и отделяться в виде свободной воды.

Количество выделившейся из нефтяной эмульсии свободной воды зависит от физико-химических свойств нефти и воды, тем­пературы потока, продолжительности транспортирования, интен­сивности перемешивания потока (до поступления в сепаратор) и от многих других причин. Предварительная подача реагента в поток на определенном удалении от сепарационных установок способствует выделению свободной воды из эмульсии.

В нефтепромысловой практике отделяемую свободную воду стремятся сбросить как можно раньше—до поступления про­дукции на установки подготовки нефти, так как нагрев этой воды связан с большим расходом теплоты. Предварительный сброс свободной воды осуществляется в трехфазных сепарато­рах. В настоящее время разработаны трехфазные сепараторы для работы на первой и последующих ступенях сепарации. Осо­бенностью таких аппаратов (рис. 17) является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, со­общающихся между собой через каплеобразователь.

Сепаратор работает следующим образом. Смесь нефти, воды и газа по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек. Отсепа-рированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с не­большим количеством газа из сепарационного отсека по капле-образователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отде­ляется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7отводится на У ПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбра­сывается из сепаратора в резервуар-отстойник или под соб­ственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор по­ступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь 12 подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации разрушения этой эмульсии.

Эффективность работы сепаратора любого типа характеризуется следующими двумя основными показателями: 1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и 2) количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем эффективнее работа нефтегазового сепара­тора. В хорошо сконструированных нефтегазовых сепараторах обычно унос капелек жидкости до 10 г жидкости на 1000 кг продукции, поступающей в сепа­ратор.

По такой технологической схеме сконструированы и серий­но изготовляются автоматизированные блочные установки пред­варительного сброса пластовой воды типа УПС (рис. 18).

Источник