За счет чего происходит разгазирование в ксу

Особенности работы концевых сепарационных установок

В большинстве Российских технологических схем после окончания сепарации нефть направляется в резервуары, в которых давление равно атмосферному.

Поэтому, если на последней ступени сепарации не привести нефть в равновесное состояние с атмосферными условиями (переменными), то в резервуарах будет выделяться газ, который теряется безвозвратно, нанося экологический вред, ибо строить в резервуарных парках специальные установки для улавливания его намного дороже, чем оптимизировать концевые ступени сепарации.

Однако, это не так просто как с технической точки зрения, так и по причине метастабильных свойств нефти, которые особо ярко проявляются как раз при низких давлениях сепарации; в результате, приходится или значительно дольше выдерживать нефть в сепараторах, или применять интенсифицирующие процессы разделения фаз.

При этом, ни сборные трубопроводы, на заслонки, на стандартные регулирующие устройства не применимы, т.к. требуют перепада давления до 0,2 МПа, что недопустимо.

На сегодняшний день, по – видимому, одним из наиболее удачных является сепарационный узел, разработанный КБ Саратовнефтегаз, который обеспечивает разрушение метастабильной смеси, гидродинамическое тушение пены в депульсаторах наклонного типа и в сепараторе, непрерывную вибрационную обработку смеси в подводящем трубопроводе и сепараторе, а так же саморегулирующуюся систему распределения потоков жидкости и газа по параллельно работающим сепараторам и регулирование уровня с помощью гидрозатвора в одном или нескольких параллельно работающих аппаратах одновременно.

Особенности сепарации высокообводнённых нефтей

Разгазирование обводнённых эмульсий типа В/Н происходит сопоставимо с безводной нефтью только при концентрации воды до 30 % об.

При превышении данного порога процессы сепарации замедляются настолько, что время нахождения смеси в сепараторах возрастает многократно, что делает разгазирование практически невыполнимым вследствие стремительного возрастания вязкости дисперсионно среды.

Вывод:

Разгазирование высокообводнённых эмульсий типа В/Н необходимо проводить только снизив предварительно обводнённость до 30 % об.

Достичь поставленную цель можно только создав в подводящем коллекторе, депульсаторе и первичном сепараторе условия для непрерывного отвода воды и газа из максимально возможного числа точек.

Создать подобные условия можно следующими способами:

— как можно раньше вводить деэмульгатор;

— увеличить диаметр подводящего коллектора;

— применять депульсаторы не только для нефти, но и для воды;

— равномерно распределять эмульсию по сепараторам;

— раздельно сепарировать обводнённую и безводную продукцию, не говоря уже о несовместимой продукции;

— на каждый отдельный поток воздействовать различной совокупностью методов;

— при необходимости применять подогрев продукции.

Примером совокупности подобных технологических решений может служить схема сепарации высокообводненных нефтей, изображенная на рис. 5.12.

Схема сепарации высокообводнённых нефтей

1 – подводящий трубопровод; 2 – успокоительный коллектор; 3 – нефтяной депульсатор; 4 – водяной депульсатор; 5 – газо – водо – отделитель; 6 – газовый сепаратор; 7 – газовый расходомер; 8 – нефтяная буферная ёмкость; 9 – нефтяной насос; 10 – нефтяной расходомер; 11 – водяной отстойник; 12 – буферная водяная ёмкость; 13 – водяной насос; 14 – водяной расходомер; 15 – сборная нефтяная ёмкость; 16 – сборный нефтяной насос; 17 – печь; 18 – циркуляционный насос.

В продукцию скважин (поток I) добавляют деэмульгатор (поток II) и направляют её в успокоительный коллектор – 2, где происходит первичное отделение воды (поток III). Оставшаяся эмульсия поступает в нефтяной депульсатор – 3 в котором из наиболее высоко расположенной точки и с понижающегося участка отбирают первичный газ (поток V). Оставшаяся эмульсия направляется в газоводоотделитель – 5.

Оставшаяся нефть (поток Х) накапливается в буферной ёмкости – 8 и насосом – 9 через расходомер – 10 откачивается на УКПН.

Вода из коллектора – успокоителя проходит водяной депульсатор – 4, в высшей точке которого отделяются увлеченные углеводороды, сбрасываемые (поток IV) в нефтяной депульсатор.

Оставшаяся вода объединяется с водой из аппарата – 5 (поток IX) и потоком XI направляется в водяной отстойник – 11.

Отделившаяся нефть (поток XII) сбрасывается в ёмкость – 15 и насосом – 16 возвращается в голову процесса.

Осевшие мехпримеси периодически выводятся (поток XIII).

Очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – 12, откуда насосом – 13 через расходомер – 14 (поток XI) направляется в ППД.

Весь собранный газ поступает в ГС – 6, а затем (поток VII) через расходомер – 7 выводится с установки.

При необходимости часть воды или нефти подогревается в печи – 17 и направляется на рециркуляцию в голову процесса.

Дата добавления: 2018-04-15 ; просмотров: 827 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Разгазирование и газосепарация продукции

Частичное разгазирование нефти происходит уже в процессе ее движения от забоев скважин до сепараторов при снижении давления ниже Pнас.

Газожидкостная смесь разделяется в депульсаторах и газонефтяных сепараторах на два потока: газовый с включениями капельной жидкости и жидкостный с включениями пузырьков газа (рис. 30).

Рис. 30. Газосепарационный узел

Газовый поток направляется в каплеотбойник для улавливания капельной жидкости, а жидкостный в гравитационный отстойник.

Нефтегазосепаратор УБС и НГС имеют производительность соответственно 1500-16000 и 2000-30000 м3/сут.

Обезвоживание продукции

Процесс обезвоживания включает следующие стадии:

— разрушение бронирующих оболочек на каплях воды с помощью ПАВ и тепловой обработки;

— укрепление капель за счет их слияния;

— разделение (отстаивание) фаз.

Принципиальная схема обезвоживания показана на рис. 31.

Рис. 31. Принципиальная схема обезвоживания продукции

1. Газосепарационный узел (рис.30.).

2. Отстойник предварительного сброса воды.

4. Узел обезвоживания нефти.

6. Гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсии.

До газосепарационного узла в поток вводят ПАВ- деэмульсатор для разрушения прочности оболочек на каплях воды в нефти и облегчения их последующего слияния в узлах 1 и 2. При большой обводненности часть воды сбрасывается в отстойнике 2 и идет в систему подготовки.

Далее водонефтяная эмульсия нагревается в печи 3 до 60-70°C и поступает каплеобразователь 5 для укрупнения капель.

Там завершается разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, слияние капель и поток еще больше расслаивается и поступает в отстойник.

Обессоливание нефти

Иногда минерализация и состав попутной пластовой воды таковы, что требуется дополнительная операция – обессоливание, т.е. удаление избыточного количества солей (особенно вредных хлористых) путем промывки нефти пресной водой.

Принципиальная технологическая схема ступени обессоливания показана на рис.32.

Рис. 32. Принципиальная схема обессоливания нефти

Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, где под действием электромагнитного поля происходит слияние капель пресной и соленой воды. Крупные капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая идет в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть возвращается в электродегидратор 2 вместе с обработанной водой VII, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки (для поддержания Pпл.).

Обессоленная нефть V направляется на следующую ступень – стабилизацию.

6.4.4 Стабилизация нефти и подготовка нефтяного газа

Стабилизация – снижение давления насыщенного пара на концевой ступени сепарации до нормы для преобразования потерь легких фракций нефти в результате испарения.

(В принципе это – разгазирование нефти, обычно производится в 2-3 ступени сепарации).

Иногда применяют вакуумную или горячую сепарацию на последней ступени стабилизации.

Если газ низкого давления не утилизировать, то будут большие потери газообразных продуктов.

Подготовка нефтепромысловых сточных вод

Основную долю этих вод образуют минерализованные пластовые воды в процессе деэмульсации нефти.

Эти воды после соответствующей подготовки используются при заводнении.

Во время подготовки вод используется, как правило, отстойный принцип с помощью отстойников, работающих под давлением.

Кроме того применяются коалесцирующие фильтры, гидроциклоны и др. аппараты.

Иногда используется метод флотации с помощью нефтяного газа.

7 Сбор газа и подготовка его к транспорту

Системы сбора газа

Число скважин и их размещение на разрабатываемых месторождениях бывают различными в зависимости от климатических условий, рельефа, запасов газа и его состава, режима эксплуатации и пр.

Поэтому и системы сбора газа и его компонентов также бывают разными.

1. Раньше применялись линейные системы. Суть – к коллектору, проложенному вдоль залежи, подключаются все скважины. Предварительная подготовка газа осуществляется непосредственно около скважины в сепараторах. Эти системы простые, но неудобные и ненадежные.

2. В кольцевых системах коллектор закольцован. В этом случае надежность сбора газа выше.

3. Лучевая система. Каждая скважина имеет свой канал и продукция направляется на пункт сбора и подготовки газа. Эти системы надежны, легко управляются, но дорогие.

4. Групповая система (рис. 33). Наиболее распространена. Все сооружения по подготовке газа расположены на групповом сборном пункте (ГСП), а продукция

направляется к нему от скважин по отдельным трубопроводам (шлейфам). Иногда к одному шлейфу подключают куст скважин. На ГСП имеются установка комплексной подготовки газа (УКПГ). Число УКПГ – различное.

5. Централизованная система. Про­дукция скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому сборному пункту, где осуществляется полная подготовка газа, который направля­ется к потребителю.

6. Децентрализованная система. Предлагается дополнительная обра­ботка газа перед его нагнетанием в магистраль на так называемых го­ловных сооружениях. Применяется обычно для природных газов, содержащих се­роводород, меркаптаны и много конденсата.

Рис.33 Групповая система сбора.

Подготовка газа к транспорту

Самая простая схема установки комплексной подготовки бессернистого газа с незначительным содержанием тяжелых УВ и различных примесей показана на рис. 34.

Газ от группы скважин (куста) 1 по коллектору 2 поступает на пункт подключения 3, затем на УКПГ (4). Очищенный и осушенный газ, пройдя пункт измерений Q и P, по двум соединительным трубопроводам 6 направляется в промысловый коллектор 7.

Схема технологической нитки УКПГ показана на рис. 35. Таких ниток может быть несколько, они работают параллельно.

Выделившиеся из раствора ДЭГ пары воды охлаждаются в холодильнике 6, конденсируются и направляются в емкость 7. Конденсат частично сливается в канализацию, а частично возвращается в колонну для охлаждения ее верхней части и улавливания таким образом паров ДЭГ.

Насос 8 поддерживает вакуум в колонне 3.

Горячий обезвоженный ДЭГ (95-98%), пройдя теплообменник 4, насосом 9 нагнетается в абсорбер 2. Процесс полностью автоматизирован.

Иногда для осушки газа используют твердые поглотители влаги – адсорбенты (силикагель, цеолиты).

Если состав газа сложный, то после УКПГ его направляют на газо-химический комплекс – это группа технологических установок, позволяющих получать H₂S, S, пропан, бутан, пентан и др. УВ, а иногда He, CO₂.

При разработке газоконденсатных месторождений основное внимание уделяют выделению конденсата – тяжелых УВ (пентан и далее), которые при стандартных условиях находятся в жидком состоянии. Способов много. Наиболее распространен метод низкотемпературной сепарации, основанный на конденсации паров вещества при понижении температуры.

Кроме того, очень эффективны абсорбционный и адсорбционный методы извлечения из газа конденсата.

Абсорбционный метод основан на способности минерализованных масел (керосин, соляровое масло, лигроин и др.) поглощать из природного газа тяжелые УВ и отдавать их при нагревании.

Адсорбционный метод основан на избирательном свойстве твердых пористых веществ (адсорбентов) поглощать газы.

Адсорбенты – древесный уголь из твердых пород дерева и косточек плодов некоторых фруктовых деревьев.

Одним из способов очистки газа, а именно – отделения жидких и твердых частиц от газа, является сепарация газа.

Сепараторы подразделяются на 4 группы.

2. Инерционные. Используется различие сил инерции разделяемых веществ. Это циклоны.

3. Адгезионные. Жидкие и твердые частицы прилипают к поверхности твердых тел и стекают вниз, оттуда удаляются.

4. Сепараторы смешанного типа. Используются комбинации способов.

Конструктивно сепараторы: горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, шаровые.

Подземное хранение газа

Потребление газа промышленными предприятиями, городами носит неравномерный характер. Это зависит от времени года, месяца, недели и даже суток. Для покрытия этой неравномерности сооружают хранилища. Обычно они располагаются ближе к потребителю.

Подземные хранилища газа могут быть двух типов.

1. Хранилища, сооруженные в пористых горных породах.

2. Хранилища в полостях горной породы – шахтах, пещерах, рудниках, в отложениях каменной соли.

Первые подразделяются на:

— созданные в истощенных газовых, нефтяных, газоконденсатных месторождениях (80-85%);

— образованные закачкой газа в водоносные пласты.

Литература

1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф. и др. Теория и практика заканчивания скважин.- М., «Недра», 1998г. в 5 томах.

2. Подогорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин.- М., «Недра», 1985г.

3. Муравьев В.М., Середа Н.Г. Основы нефтяного и газового дела.- М., «Недра», 1967г.

4. Справочная книга по добыче нефти.- М., «Недра», 1974г.

5. Моисеев В.А., Шастина З.Н., Мартыненко И.Д. и др. Технология кислотных обработок пластов (методические указания).- Иркутск 1985.

6. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник.- М., «Недра», 1990г.

Источник

РАЗГАЗИРОВАНИЕ ПРОДУКЦИИ CКВАЖИН

Общие сведения:

Разгазирование (сепарация) нефти чрезвычайно важный процесс, т.к. он позволяет получить из одного и того же количества пластовой нефти разное коли­чество дегазированной продукции.

Поэтому, оптимальная сепарация должна сопровождаться удалением лишь минимально необходимого количества лёгких фракций.

Механизм выделения газа из нефти:

В дегазации нефти может быть выделено несколько стадий:

1. Зарождение газовой фазы;

2. Формирование и рост газовых пузырьков;

3. Всплытие и разрушение пузырьков с образованием самостоятельной га­зовой фазы;

4. Взаимодействие газовой и жидкостной фаз с перераспределением ком­понентов.

Пузырёк будет расти, если давление в нём будет равно сумме внешнего и Лапласовского давлений:

(143)

Второе условие сводится к следующему:

Пузырёк будет расти, если давление пара в нём будет равно упругости па­ра над вогнутой поверхностью жидкости:

(144)

где: v — объём жидкости, приходящийся на одну молекулу;

P — упругость насыщенного пара над плоской поверхностью жидкости;

Приравняем правые части уравнений (143) и (144) и найдём из полу­ченного выражения R_П:

Rп= (145)

V (146)

Из формулы (3) следует, что рост пузырька будет происходить только в случае, если P > Р, т.е. если вокруг зародыша находится нефтегазовая смесь в перенасыщенном состоянии по отношению к компоненту, образовавшему заро­дыш в данных термобарических условиях.

Образование зародышей требует совершения системой определённой ра­боты w, которая по Гиббсу может быть определена как:

W= (147)

где: r — объём пузырька, составленного из одной молекулы компонента.

Таким образом, образование зародышей газовой фазы ведёт к изменению термодинамических характеристик системы (понижение температуры) и при от-

Источник

Тема № 3. РАЗГАЗИРОВАНИЕ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Вопрос № 1. Общие сведения.

Разгазирование (сепарация) нефти чрезвычайно важный процесс, т.к. он позволяет получить из одного и того же количества пластовой нефти разное количество дегазированной продукции.

Поскольку цена единицы массы нефти намного выше цены единицы массы нефтяного газа вся технология разгазирования направлена на максимальное увеличение выхода дегазированной нефти, т.е. на сохранение в ней максимально возможного количества лёгких фракций. В то же время, осуществление разгазирования, т.е. удаление части лёгких фракций – совершенно необходимая операция, т.к. нормативными документами всех стран строго регламентируется максимально разрешенное давление насыщенных паров товарной нефти при определённой температуре, пропорциональное содержанию лёгких фракций. Данные ограничения обусловлены требованиями безаварийного магистрального транспорта, хранения и переработки нефти.

Поэтому, оптимальная сепарация должна сопровождаться удалением лишь минимально необходимого количества лёгких фракций.

В Западных странах оптимизация сепарации экономически стимулируется – чем ближе давление насыщенных паров товарной нефти к максимально разрешенному (т.е. чем больше в ней лёгких фракций) – тем выше её цена. В нашей стране содержание лёгких бензиновых фракций учитывается лишь при экспортных поставках, а на внутреннем рынке цена нефти пока практически не зависит от содержания в ней лёгких фракций.

С точки зрения максимального выхода товарной продукции – чем тяжелее нефть, тем меньшее количество компонентов, начиная с метана, из неё должно быть извлечено при разгазировании для подгонки её характеристик под требования нормативных документов.

Вопрос № 2. Механизм выделения газа из нефти.

В дегазации нефти может быть выделено несколько стадий:

1. Зарождение газовой фазы;

2. Формирование и рост газовых пузырьков;

3. Всплытие и разрушение пузырьков с образованием самостоятельной газовой фазы;

4. Взаимодействие газовой и жидкостной фаз с перераспределением компонентов.

Если термодинамические условия не накладывают запрета на кипение какого – либо компонента жидкости, то зарождение пузырьков будет идти непрерывно до тех пор пока не закончится выделение данного компонента в газовую фазу. Интенсивность зарождения пузырьков зависит от числа центров парообразования и частоты отрыва пузырьков. Чем выше интенсивность, тем быстрее и качественнее произойдёт сепарация при прочих равных условиях. Некоторые компоненты могут продолжать находиться в растворённом виде (в так называемом метастабильном состоянии) даже если термодинамические условия однозначно требуют их выделения. Для разрушения подобного состояния нужны специальные методы.

Для того, чтобы зародыши газовой фазы (микроскопические пузырьки) начали расти, они должны преодолеть определённый активационный барьер, что удаётся далеко не всем пузырькам. Остальные либо остаются в зародышевом состоянии, либо исчезают. Величина барьера определяется условиями механического и молекулярно – кинетического равновесия. Первое сводится к следующему:

Пузырёк будет расти, если давление в нём будет равно сумме внешнего и Лапласовского давлений:

(1)

где: — внешнее давление;

— давление в пузырьке;

— поверхностное натяжение на границе жидкость – газ;

— радиус пузырька

Второе условие сводится к следующему:

Пузырёк будет расти, если давление пара в нём будет равно упругости пара над вогнутой поверхностью жидкости:

(2)

где: — объём жидкости, приходящийся на одну молекулу;

— упругость насыщенного пара над плоской поверхностью жидкости;

— постоянная Больцмана.

Приравняем правые части уравнений (1) и (2) и найдём из полученного выражения :

(3)

(4)

где: — молекулярная масса жидкости;

— число Авагадро;

— плотность жидкости.

Из формулы (3) следует, что рост пузырька будет происходить только в случае, если > , т.е. если вокруг зародыша находится нефтегазовая смесь в перенасыщенном состоянии по отношению к компоненту, образовавшему зародыш в данных термобарических условиях.

Образование зародышей требует совершения системой определённой работы , которая по Гиббсу может быть определена как:

(5)

где: — объём пузырька, составленного из одной молекулы компонента.

Таким образом, образование зародышей газовой фазы ведёт к изменению термодинамических характеристик системы (понижение температуры) и при отсутствии внешнего поддержания этих характеристик разгазирование может прекратиться само по себе. Естественно, чем меньше — тем интенсивнее идёт кипение. Например, чем легче выделяемый в данных условиях компонент (меньше ) – тем интенсивней процесс его дегазации. Но особое влияние принадлежит :

Если в формулу (5) подставит выражение (3), разумеется заменив на , мы получим выражение где возводится в куб. Это означает, что малейшее понижение поверхностного натяжения ведёт к резкому увеличению интенсивности кипения. Т.е. добавление в продукцию ПАВ (ДЭ) облегчает сепарацию. Однако, и по мере разгазирования увеличивается. В результате, на последних ступенях сепарации для образования газового пузырька с критическим размером требуется совершить в 2 – 2,2 раза большую работу, чем в начале разгазирования. Это объясняется тем, что определяющим фактором при формировании зародышей является упругость пара, зависящая от концентрации наиболее лёгких компонентов. Но по мере разгазирования концентрация этих компонентов снижается. Поэтому применение ПАВ особенно эффективно на последних ступенях сепарации.

При разгазировании обводнённой продукции молярные концентрации углеводородов в жидкой и газовой фазах, а так же общий выход нефти, по крайней мере, в диапазоне 20 – 40 о С изменяются незначительно, следовательно, присутствие воды практически не оказывает влияния на распределение компонентов при дегазации нефти.

Вопрос № 3. Способы выделения газа из нефти

Различают контактный и дифференциальный способы дегазации нефти. При контактном способе порция исходной смеси помещается в герметичную ёмкость, в которой создают те или иные термобарические условия, поддерживаемые до тех пор, пока исходная смесь не придёт в состояние равновесия. Выделяющийся при этом газ непрерывно находится в контакте с жидкостью, т.е.отвод любого компонента недопустим. Разумеется, такое разгазирование не может иметь никакого практического применения, но при прочих равных условиях оно характеризуется максимальным выходом нефти.

При дифференциальном разгазировании порция исходной смеси помещается в герметичную ёмкость в которой поддерживаются определённые термобарические условия, причём, пока смесь не придёт в состояние равновесия; после чего давление в ёмкости начинают понижать, постепенно стравливая газ. Даже если этот процесс проводить очень медленно без нарушения равновесия он при прочих равных условиях будет характеризоваться меньшим выходом нефти по сравнению с контактным разгазированием. Разумеется, такое разгазирование так же не имеет никакого практического применения вследствии своей периодичности.

На практике применяют лишь разновидности дифференциального метода разгазирования, осуществляемые исключительно в неравновесных условиях. Принято различать так называемое однократное и многократное разгазирование. При однократном разгазировании исходная смесь непрерывно поступает в сепаратор, в котором поддерживаются определённая температура и давление, причём, выделившийся газ и дегазированная жидкость непрерывно отводятся. При прочих равных условиях, в этом случае выход нефти минимален и он тем ниже, чем больше перепад давления на входе и выходе сепаратора и чем выше в нём температура. На практике подобное разгазирование применяют лишь в старых схемах обустройства углеводородных месторождений.

При многократном разгазировании исходная смесь непрерывно последовательно проходит ряд сепараторов (ступени сепарации), в каждом из которых поддерживается определённые температура и давление, причём, в каждой последующей ступени давление несколько ниже чем в предыдущей. Газы, выделившиеся на каждой ступени сепарации, непрерывно отводятся, а жидкость подаётся на следующую ступень сепарации. Таким образом, данная схема разгазирования представляет собой попытку приблизиться к истинно дифференцированному разгазированию. Чем больше ступеней сепарации, тем это приближение больше. При прочих равных условиях выход дегазированной нефти в этом случае выше чем при однократном разгазировании, но всё же меньше, чем при истинно дифференцированном, не говоря уже о контактном. На практике это самый распространённый и современный способ разгазирования, причём, число ступеней дегазации в России достигает 4, а в Западных странах – 6.

(6)

где: — общее давление в смеси;

— давление насыщенного пара i-го компонента над жидкостью из этого компонента;

и — мольные концентрации i-го компонента соответственно в газовой и жидкой фазах в долях от единицы.

Уравнение Рауля – Дальтона позволяет зная температуру или давление смеси и состав одной из фаз, рассчитать состав другой фазы. В самом деле:

1. Пусть имеется состав некой жидкой фазы:

Пусть данная жидкая фаза находится при некой известной температуре. Тогда, по справочным таблицам можно найти давление насыщенных паров каждого компонента:

; ; ; …

Соответствующие произведения этих величин образуют ничто иное как парциальные давления компонентов в газовой фазе, а сумма этих произведений и есть общее давление:

(7)

Данное уравнение называют обычно уравнением начала однократного разгазирования. Оно характеризует то давление при котором из нефти при данной температуре начинают выделяться газообразные компоненты. Наконец, из уравнения Рауля – Дальтона можно рассчитать состав второй фазы:

(8)

2. Пусть при некой температуре имеется состав газовой фазы находящейся при неком общем давлении Р, т.е.:

Тогда, соответствующие произведения этих величин на общее давление Р образуют парциальные давления каждого компонента в газовой фазе. Зная температуру по справочным таблицам можно найти соответствующие значения давления насыщенных паров компонентов и исходя из закона Рауля – Дальтона рассчитать состав второй фазы:

(9)

Преобразуем уравнение (9) следующим образом:

(10)

Данное уравнение обычно называют уравнением конца однократного разгазирования или уравнением начала однократной конденсации, т.к.оно характеризует ту величину общего давления при котором из насыщенных паров смеси при данной температуре начинает образовываться жидкость.

Если разгазирование осуществляется в сепараторах при давлениях более 9 атм закон Рауля – Дальтона становится не применим и все расчеты ведут через константы фазового равновесия.

Константа фазового равновесия характеризуется отношением мольной доли i-го компонента в газовой фазе ( ) к мольной доле того же компонента в жидкой фазе ( ) при данной температуре и давлении; т.е.:

(11)

Из уравнения (6) следует, что:

Тогда уравнение (11) может быть записано в виде:

(12)

Из уравнения (11) следует, что:

(13)

(14)

тогда, уравнение (11) можно записать в виде:

(15)

Для количественной оценки распределения углеводородов между жидкой и газообразной фазой при данной температуре и давлении расчеты удобно производить для 100 молей исходной углеводородной смеси с неким единым средним молекулярным весом.

(16)

(17)

или для одного моля:

(18)

Таким образом, расчет сепарации газа от нефти с применением констант фазового равновесия сводится к следующим последовательным операциям:

1. Выясняют мольный состав углеводородной смеси, а так же давление и температуру при которых будет происходить сепарация;

2. По справочным графикам или таблицам находят константы фазового равновесия для каждого компонента в отдельности;

3. Задаются произвольной величиной молей газовой или жидкой фазы (обычно в пределах 0,45 – 0,55) и решая систему (9) находят сумму и ;

4. Если значения этих сумм равны единице, значит и выбраны правильно; если нет, то задаются этими значениями вновь и расчет повторяют.

Вопрос № 4. Сепарационные установки и режимы их работы.

При современном централизованном сборе продукции скважин каждая ступень сепарации представляет собой отдельную самостоятельную установку, состоящую из нескольких параллельно работающих сепараторов. При этом, как правило, вторая и последующие ступени сепарации монтируются в непосредственной близости друг от друга; часто на одной площадке ЦПС или даже на площадке УКПН. Первая ступень сепарации, как правило, достаточно удалена и связана с ДНС. Кроме того, расстояние от добывающих скважин, как правило, тоже достаточно велико даже до первой ступени сепарации. В результате, к моменту подхода продукции скважин к установке первой ступени сепарации давление в трубопроводе, как правило, уже существенно ниже давления насыщения. А раз так, то продукция в трубопроводе находится, по крайней мере, в двухфазном состоянии, т.е.уже имеет свободный газ. При этом возможны следующие ситуации:

1. Если темп падения давления в сборном коллекторе небольшой, а длительность пребывания продукции в нём значительна, то продукция поступает на сепарацию в состоянии близком к равновесному.

2. Если темп падения давления в сборном коллекторе значителен, а длительность пребывания продукции в нём невелика, то продукция поступает на сепарацию в неравновесном состоянии.

В первом случае возможно два варианта:

1. На сепарационной установке дальнейшего снижения давления не осуществляют, т.е. используют её лишь для механического разделения фаз. При этом, процесс сепарации не сопровождается осложнениями даже если нефть обладает метастабильными свойствами, т.к. процесс разделения фаз завершен в трубопроводе.

2. На сепарационной установке осуществляют дальнейшее снижение давления, т.е. продолжают процесс разгазирования. При этом, если нефть метастабильна и склонна к пенообразованию, то в сепарационной аппаратуре образуется обильная пена, резко снижающая качество сепарации, т.к. она ведёт к резкому повышению количества капельной нефти в отходящем газе и сохранению в нефти на выходе с установки значительного количества растворённого о оклюдированного газа, что объясняется высоким гидростатическим сопротивлением пенного слоя, имеющего свойства вязкоупругой жидкости.

Во втором случае так же возможны два варианта, но при любом из них будет наблюдаться выделение добавочного количества газа с образованием пенного слоя.

1. Должны не растворяться, а диспергироваться в пенящейся нефти;

3. Должны иметь поверхностное натяжение на границе с газом меньше, чем у пенящейся нефти.

Для борьбы с пульсациями потока наибольшее распространение получили специальные устройства – депульсаторы, устанавливаемые непосредственно перед сепарационными установками. Суть их работы заключается в том, что они создают условия для раздельного течения газа и жидкости с последующим раздельным вводом фаз в сепараторы. Конструктивное исполнение этих установок различно. Рассмотрим системы, получившие наибольшее распространение:

1.

Коллекторы – гасители пульсаций Грозненского нефтяного института состоят из трёх параллельных, горизонтально расположенных друг над другом труб, соединённых перемычками и выполняющих роль самостоятельного сепаратора. Длина коллектора – гасителя 15 – 20 м на каждые 10000 т/сутки производительности по исходной смеси, а диаметр должен обеспечивать режим спокойного раздельного течения (

Рис.14. Депульсатор Грозненского нефтяного института

1. Окончание нефтесборного коллектора; 2. Перемычка; 3. Нижняя секция; 4. Компенсатор – буфер; 5. Верхняя секция; 6. Заглушка; 7. Максимальный уровень жидкости; 8. Мнимальный уровень жидкости.

С – сепаратор; З – задвижка.

2. Концевые делители фаз (КДФ) – состоят из горизонтальных участков труб определённой длины и всё возрастающего диаметра. Весь процесс разделения фаз происходит только под действием сил гравитации. Жидкость при этом делится на нефть и воду (рис.15). Отдельные потоки вводятся в сепаратор по автономным трубопроводам за счёт избыточного давления в КДФ. Устройство эффективно работает если КДФ расположен ниже сепаратора с небольшой разницей уровней до 3 м.

3. Депульсатор ТатНИПИНефти (рис.16) выполнен в виде наклонного восходящего участка входного трубопровода, оборудованного двойным отводом с подачей отделённого газа непосредственно в сепаратор.

4. Наибольшее распространение получили депульсаторы, состоящие из двух наклонных участков и

Вертикальных газоотводящих патрубков. Наклонные участки выполнены таким образом, что смесь из подводящего трубопровода поступает первоначально в восходящий трубопровод., затем, достигнув верхней точки, направляется в нисходящий участок, откуда жидкость вводится в сепаратор, а газ через отводные вертикальные патрубки в

газовую часть сепаратора или в автономный газосепаратор; причём, отбор свободного газа может осуществляться

как из восходящего, так и из нисходящего трубопровода (рис.17 и рис.18).

При отборе газа из восходящего участка диаметры трубопроводов подбирают из условия движения по

ним смеси со скоростью до 3 м/с (отбирается до 99 % об.газа); а при отборе газа из нисходящего участка до 10 м/с

(отбирается до 80 – 85 % об.газа). Точка перегиба может быть расположена как выше уровня жидкости в сепарато-

ре (рис.17), так и ниже уровня жидкости в сепараторе. В первом случае жидкость перетекает в сепаратор за счёт

разности гидравлическихх столбов; во втором, за счёт давления газа в депульсаторе – что нежелательно. При этом,

только в первом случае пена гасится полностью даже при сепарации нефти с 5 – 8 кратным пенообразованием.

В последнее время появились депульсаторы в которых скорость движения смеси понижена до 1 – 2 м/с.

При этом, отбор газа осуществляется с верхней точки (рис.19). Это позволило снизить силовое воздействие смеси

Рис.15. Схема КДФ

Рис.16. Депульсатор ТатНИПИнефть

1. Окончание нефтесборного коллектора; 2. Наклонный восходящий трубопровод; 3. Двойной отвод; 4. Газовый штуцер.

Итак, оптимальная сепарация требует не только равномерной подачи смеси в сепаратор (обеспечивают депульсаторы), но и равномерной загрузки всех параллельно работающих аппаратов данной ступени не говоря уже о необходимости стремления осуществлять разгазирование в условиях как можно ближе к равновесным. Но если равновесную сепарацию с использованием нефтесборных нефтепроводов ещё можно обеспечить на 1 ступени, то на второй и последующих это практически невозможно из – за небольшой протяженности промежуточных трубопроводов.

Вот и приходится на входе 2 и последующих ступеней применять специальные способы воздействия на смесь нефти и газа для приближения её к равновесному состоянию. Наибольшее распространение получили устройства основанные на использовании инерционных и центробежных сил (циклоны); распыление смеси, гидродинамическое дросселирование, рециркуляция сепарированной нефти и т.п. При этом, наиболее эффективна вибрационная обработка смеси без подвода энергии извне, суть которой сводится к приведению самой смесью в колебательное движение металлических пластин, закреплённых с одного конца и устанавливаемых как в трубопроводе, так и в сепараторах. Частота колебания пластин достигает 1400 Гц. Колебания распространяются в жидкости и способствуют выделению газа.

Рис.17. Депульсатор с отводом газа из восходящего участка

Рис.18. Депульсатор с отводом газа из нисходящего участка

Рис.19. Депульсатор с отводом газа из экстремальной точки.

Перейдём к рассмотрению способов равномерной загрузки параллельных аппаратов в сепарационных установках, ибо этим во – многом определяются качественные показатели разгазирования нефтей.

Для продукции скважин со средними значениями вязкости и газового фактора наибольшее распространение получила следующая схема (рис.20):

Рис.20. Сепарационная установка для нефтей со средними значениями вязкости и газового фактора

Нефтегазовая смесь по коллектору (1) через штуцеры (2) поступает в параллельно работающие сепараторы (3), которые считаются равномерно загруженными как по жидкости, так и по газу. На самом деле, массовый расход смеси в коллекторе постоянного диаметра непрерывно уменьшается от сепаратора к сепаратору, а это влечёт за собой изменение всех гидродинамических условий. В результате, в сечении а – а поток сильно турбулизирован и в первые сепараторы попадают все три фазы независимо от того в каком месте коллектора приварен подводящий патрубок (с, в или ж). В сечении б – б поток расслоен, а значит, в последние сепараторы будет поступать фаза (смесь двух фаз) состав которой определяется местом приварки подводящего патрубка к коллектору. Регулировать равномерное поступление смеси фаз в каждый сепаратор с помощью штуцеров (2) и манометров М практически не удаётся. По коллекторам (4,5 и 6) из сепараторов отводятся вода, нефть и газ соответственно, причём, в точках подключения аппаратов к коллекторам возникают разные давления вследствии разных гидравлических сопротивлений на участках между сепараторами. В результате, данная схема работает в пульсирующем режиме.

Для продукции скважин с повышенной вязкостью и небольшими значениями газового фактора (

40 м 3 /т) предпочтение отдаётся следующей схеме (рис.21):

Рис.21. Сепарационная установка для нефтей с повышенной вязкостью и небольшими газовыми факторами

Нефтегазовая смесь из коллектора (1) поступает в сепараторы (3) после предварительного отбора газа в расширительной камере (2). Газ, вода и нефть из сепараторов отводятся по коллекторам (5, 7 и 6) соответственно, причём, в точках присоединения аппаратов к коллекторам разные давления не возникают, вследствии равных гидродинамических сопротивлений на участках между сепараторами. Причём, газ из расширительной камеры и сепараторов предварительно проходит каплеотбойник (4) с жалюзийными насадками для улавливания капельной нефти, которая по трубопроводу (8) возвращается на установку.

Для продукции скважин с пониженной вязкостью и большим газовым фактором (

100 м 3 /т) предпочтение отдаётся следующей схеме (рис.22):

Рис.22. Сепарационная установка для нефтей с пониженной вязкостью и высоким газовым фактором.

Где: I – исходная смесь; II – газ; III – оставшаяся водо – нефтяная эмульсия; IV – отстоявшаяся вода.

Работает установка как и предыдущая, но имеет меньшее число сепараторов и большее число расширительных камер и каплеотбойников, снабженных эжекторами (1), для более быстрого отделения газа.

Приведённые выше схемы (Рис.21, 22) способны обеспечить равномерную загрузку параллельно работающих сепараторов, но лишь при незначительных колебаниях давления в системе. Поэтому, более перспективными являются следующие схемы обвязки, лишенные данных недостатков:

Согласно рис.23 газожидкостная смесь I поступает в депульсатор (1), где отбирается отделившийся в сборных нефтепроводах газ, который по газоотводящему патрубку (2) направляется в распределитель потоков (3), а жидкость с оставшимся в ней газом поступает туда по трубопроводу, являющимся продолжением депульсатора. Из распределителя потоков жидкость по трубопроводу (5) и газ по трубопроводу (4) поступают в параллельно работающие сепараторы (6). Диаметр распределителя подбирается таким образом, что в нём создаётся раздельное течение газа и жидкости. Распределитель монтируется горизонтально перед или над параллельно работающими сепараторами. Из распределителя жидкость и газ отводятся по отдельным трубопроводам, причём, жидкость из нижней, газ из верхней частей. Трубопроводы для отвода жидкости в сепараторы монтируются таким образом, что между сепаратором и распределителем образуется гидрозатвор, предотвращающий прорыв газа рои возможных колебаниях давления. Точно также вертикальные патрубки для отвода газа монтируются определённой высоты, чтобы не допустить попадания через них жидкости в сепаратор при колебаниях уровня в распределителе.

Трубопроводы для отвода жидкости и газа в сепараторы должны обеспечивать равенство гидравлических сопротивлений и в этом случае данная система является саморегулирующейся. Если объём газа, поступающего вместе с нефтью, очень большой и вязкость смеси значительна рекомендуется применять двухтрубный распределитель (рис.24). Верхняя труба предназначена для распределения по сепараторам газа, нижняя – жидкости.

Ри.23. Перспективная схема обвязки сепараторов.

Рис. 24. Схема обвязки сепараторов с двухтрубным распределителем

Особенности работы концевых сепарационных установок

В большинстве Российских технологических схем после окончания сепарации нефть направляется в резервуары, в которых давление равно атмосферному. Поэтому, если на последней ступени сепарации не привести нефть в равновесное состояние с атмосферными условиями (переменными), то в резервуарах будет выделяться газ, который теряется безвозвратно, нанося экологический вред, ибо строить в резервуарных парках специальные установки для улавливания его намного дороже, чем оптимизировать концевые ступени сепарации. Однако, это не так просто, как с технической точки зрения, так и по причине метастабильных свойств нефти, которые особо ярко проявляются при низких давлениях сепарации, в результате, приходится или значительно дольше выдерживать нефть в сепараторах, или применять интенсифицирующие процессы разделения фаз. При этом, ни сборные трубопроводы, ни заслонки, ни стандартные регулирующие устройства не применимы, т.к. требуют перепада давления до 0,2 МПа, что недопустимо. На сегодняшний день, по – видимому, наиболее удачным является сепарационный комплекс, разработанный КБ ПО Саратовнефтегаз, который обеспечивает разрушение метастабильной смеси, гидродинамическое гашение пены в депульсаторах наклонного типа и сепараторе, непрерывную вибрационную обработку ГЖС в подводящем трубопроводе и сепараторе, а так же саморегулирующуюся систему распределения потоков жидкости и газа по параллельно работающим сепараторам и регулирование уровня с помощью гидрозатвора в одном и нескольких параллельно работающих сепараторах одновременно.

Вопрос № 5. Конструкции отечественных сепараторов.

5.1. Вертикальные гравитационные сепараторы

Данная конструкция имеет две основные модификации: ГЩ – с щелевым вводом продукции и ГТ с тангенциальным вводом продукции. Они применяются в основном в двухтрубных системах сбора. Основные технические характеристики сепараторов ГТ в качестве примера даны в таблице 4, а устройство показано на рис.25.

Основные технические характеристики сепараторов ГТ

Рис.25. Схема вертикального сепаратора ГТ

1. Ввод ГЖС; 2. Выход газа; 3. Выход жидкости; 4. Отбивное устройство; 5. Корпус

Опыт эксплуатации подобных аппаратов показал:

1. С увеличением производительности аппаратов по жидкости унос газа в оклюдированном состоянии возрастает;

2. Время пребывания ГЖС в аппарате слабо влияет на выделение оклюдированного газа;

3. При установке контактных устройств (полок) увеличивающих поверхность контакта Г – Ж в 5 раз дополнительно выделяется только 10 – 15 % оклюдированного газа.

Итог: в аппарате фазовое равновесие не достигается, а значит, отделение нефти от газа неполное.

На рис.26. приведено устройство вертикального сепаратора типа ГЩ:

Достоинства и недостатки работы подобных сепараторов аналогичны аппаратам марки ГТ.

5.2. Гидроциклонный сепаратор Гипровостокнефти.

В данном сепараторе в результате использования центробежных сил обеспечивается наиболее высокая степень отделения газа от нефти. В технологической ёмкости газ очищается от капелек жидкости, а нефть от пузырьков и механических примесей. В ёмкости предусмотрены устройства для уменьшения пенообразования. Гидроциклонные сепараторы предназначены для работы на 1 ступени сепарации. По конструктивному исполнению технологические ёмкости разделяются на двух – и одноёмкостные. В более современном двухёмкостном сепараторе (рис.27) нефтегазовая смесь поступает в центробежный дегазатор, где идёт процесс разделения нефти и газа на самостоятельные потоки. Нефть из центробежного дегазатора по сливной полке поступает в уголковый разбрызгиватель в котором поток нефти разбивается на множество отдельных струек. Далее нефть через штуцер попадает на сливную полку и по ней стекает в нижнюю ёмкость. Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит по верхней части ёмкости, где под действием гравитационных сил из газа выпадают наиболее крупные капли жидкости. Перфорированные перегородки служат одновременно для очистки газа и выравнивания объёмной скорости газа. Зона перфорированных перегородок отделена от зоны уголкового разбрызгивателя нефти горизонтальной перегородкой, предотвращающей попадание брызг в газовую зону при прохождении нефти через разбрызгиватель. Окончательная очистка газа завершается в газоочистителе жалюзийного типа.

Принцип работы одноёмкостного сепаратора аналогичен.

Подобные сепараторы с производительностью по сырью 400 м 3 /сутки нашли широкое промышленное применение в ГЗУ «Спутник».

Производительность по нефти по данным Гипровостокнефти может достигать 1000 – 1200 м 3 /сутки при

сохранении приведённой к условиям сепарации скорости входа газонефтяного потока 10 – 30 м/м.

Рис.26. Схема вертикального сепаратора ГЩ.

1. Корпус; 2. Раздаточный коллектор; 3. Поплавок; 4. Дренажная труба; 5. Наклонные плоскости; 6. Ввод ГЖС; 7. Регулятор давления «до себя»; 8. Выход газа; 9. Перегородка для выравнивания скорости газа; 10. Жалюзийный каплеуловитель; 11.Регулятор уровня; 12. Сброс нефти; 13. Сброс грязи; 14. Люк; 15. Заглушки.

Техническая характеристика гидроциклонных сепараторов приведена в Табл.5.

Основные технические характеристики гидроциклонных сепараторов Гипровостокнефти

Допустимое колебание производительности 620 %.

5.3. Нефтегазовый сепаратор конструкции Центрального конструкторского бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН).

Проектная производительность сепараторов 2000, 5000, 10000, 20000 и 30000 т/сутки по нефти при объёмах ёмкостей соответственно: 8, 14, 28, 56 и 80 м 3 ; давлениях 0,6; 1,6; 2,5; 4,0 и 6,4 МПа и температурах от 0 до 100 0 С. Они предназначены для отделения газа от нефти на 1 ступени сепарации и качественной очистки газа перед подачей его в выходной трубопровод. Сепаратор (рис.28) представляет собой горизонтальный аппарат, внутри которого непосредственно у входного штуцера смонтированы сливные полки, обеспечивающие выделение основного количества газа.

У штуцера выхода газа смонтированы вертикальный и горизонтальный фильтры очистки газа. Штуцер выхода нефти оборудован устройством, предотвращающим образование воронки. Нефтегазовая смесь поступает через вводной штуцер на сливные полки, где и происходит основное выделение газа. Далее нефть движется по аппарату, занимая по высоте приблизительно половину диаметра, при этом, из нефти выделяется газ, не успевший выделиться ранее. Выделившийся газ вместе с частицами нефти, которые находятся во взвешенном состоянии, поступает на фильтры грубой и тонкой очистки газа. Очищенный газ через штуцер выхода газа выводится из аппарата. Дегазированная нефть через штуцер вывода нефти, расположенный в нижней части, так же выводится из сепаратора. Следует отметить, что фактическая производительность сепараторов ЦКБН, эксплуатируемых на месторождениях Западной Сибири, меньше проектной в 3 – 4 раза. Для увеличения производительности данных сепараторов непосредственно на промыслах устанавливают устройства предварительного отбора газа, предложенные институтом СибНИИНП.

5.4. Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института (рис.29).

5.5. Блочная сепарационная установка УБС ТатНИИНефтемаша

Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа выполнена в моноблоке (рис.30) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической ёмкости, каплеотбойника, запорно – регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

5.6. Автоматизированная концевая совмещенная сепарационная установка КССУ ОФ ВНИИКАНефтеза.

Аппараты данной серии (рис.31) предназначены для разгазирования и частичного (до 5 – 20 % остаточной воды) обезвоживания нефти перед подачей её на установку подготовки.

Установка работает следующим образом. Сырая нефть с обводнённостью 30 % и более, прошедшая первую ступень сепарации, содержащая остаточный газ в количестве 2 – 10 м 3 /м 3 смешивается с горячей дренажной водой установки подготовки нефти. Затем смесь поступает в сепаратор через распределитель под уровень воды, который поддерживается на высоте 1 – 2 м. В сепараторе происходят дегазация и частичное обезвоживание нефти до остаточного содержания воды 10 – 20 % при температуре 25 – 30 0 С без применения реагента – деэмульгатора. При объёме аппарата 80 м 3 производительность установки по сырой нефти составила 2000 т/сутки. Автоматическое регулирование уровней осуществляется пневматическими регуляторами. Количество частично обезвоженной нефти, дренируемой и рециркулируемой воды измеряется турбинными счётчиками жидкости, а количество отсепарированного газа – счетчиками типа РГ.

5.7. Блочные автоматизированные установки БАС – 1.

Разработаны ОФ ВНИИКАНефтегазом и имеют две модификации: БАС-1-100 (рис.32) и БАС-1-200 (рис.33).

5.8. Установки предварительного сброса воды типа УПС.

Разработаны ТатНИИНефтемашем совместно с СПКБ Нефтехимавтоматикой и имеют несколько модификаций: УПС-2000/6; УПС-3000/6 и УПС-10000/6 производительностью соответственно 2000, 3000 и 10000 т/сутки. Установка УПС-2000/6 состоит из одного моноблока, включающего газосепаратор, смонтированный на технологической ёмкости, которая разделена глухой сферической перегородкой на два отсека: приёмный и водоотделительный. Приёмный разделён на два отсека продольной перегородкой, в которой предусмотрена щель для измерения количества поступающей на установку продукции. Для успокоения жидкости в одном из отсеков расположены две перегородки (рис.34).

Жидкость в промывочный отсек поступает через перфорированный распределитель, выполненный в виде настила, далее через перегородки перетекает в отсек отстоя, в котором уровень раздела сред вода – нефть поддерживается трубкой гидростатического регулирования уровня. Часть водоотделительного отсека разделена перегородками на водосборную камеру и нефтяной отсек. Отстоявшаяся эмульсия и отделившаяся вода через регуляторы уровня направляются соответственно на концевую ступень сепарации и очистные сооружения. Отсепарированный газ, проходя через брызгоуловитель из колец Рашига, поступает в газовый коллектор.

Имеется модернизированный вариант установок УПС-2000/6 и УПС-3000/6, которые в настоящее время выпускаются как установки УПС-3000/6М (16М) и УПС-6300(16М) – (рис.35).

Установки спроектированы по одной технологической схеме, конструкции их подобны и имеют унифицированную систему КИП и автоматики.

Технологические характеристики установок представлены в табл.6.

Технические характеристики установок

5.9. Аппарат ОГ – 200С СПКБ

Данный агрегат (Рис.36) был сконструирован как отстойник для окончательного обезвоживания нефти с отбором газа. Однако, он нашел применение и как аппарат для предварительного сброса воды.

Технологическая ёмкость аппарата имеет объём 200 м 3 и разделена сплошной перегородкой на газосепарационный и водоотделительные отсеки. В газосепарационном отсеке расположен сепаратор из которого отбирают основную часть свободного газа. Оставшаяся часть газа отделяется в ёмкости газосепарационного отсека за счет гравитационных сил. Дегазированная эмульсия через отверстия в нижней части перегородки направляется в распределитель, представляющий собой две параллельно перфорированные трубы диаметром 426 мм каждая. Над трубами, перпендикулярно к ним, расположены уголковые конструкции, предназначенные для более равномерного распределения эмульсии по объёму аппарата. Эмульсия в аппарате проходит через слой воды и движется вертикально к расположенным в самой верхней части ёмкости перфорированным трубам для вывода частично обезвоженной нефти. Отделившаяся вода проходит переливное устройство и церез штуцер выводится из аппарата.

5.10. Аппарат ОГ –200П конструкции ВНИИнефтемаша и Гипротюменнефтегаза

Отличительной особенностью данной конструкции является наличие двойного распределителя жидкости, выполненного в виде двух горизонтальных перфорированных труб диаметром 720 мм.

Эти трубы проложены по всей длине ёмкости на высоте 1 м (считая от центра трубы до нижней образующей аппарата). Частично обезвоженную нефть отбирают через двойные горизонтальные отводы, расположенные в двух верхних точках ёмкости, а воду сбрасывают через штуцер диаметром 300 мм, расположенный в конце аппарата. Институтом СибНИИНП предложена технологическая схема частичного обезвоживания нефти на ДНС с использованием данного аппарата. Газо- жидкостная смесь по сборному трубопроводу поступает в устройство предварительного отбора газа (УПО), где происходит основное отделение свободного газа в наклонном нисходящем трубопроводе. Далее обводненная нефть направляется в устройство для разрушения эмульсии. В нём при определённом гидродинамическом режиме и времени контактирования с реагентом, подаваемом на входе УПО, происходит разрушение эмульсии. Разрушенная эмульсия вводится через распределители в аппарат ОГ-200П, в котором происходит разделение нефти и воды. Частично обезвоженная нефть в технологических схемах с ДНС направляется в ёмкость, из которой она насосом откачивается на ЦПС для окончательного обезвоживания. В технологических схемах с КСП частично обезвоженная нефть из аппарата ОГ-200П непосредственно поступает на установку деэмульсации. Дренажная вода не требует дополнительной сложной очистки и может быть использована для ППД. Технические характеристики данной аппаратуры приведены в табл.7.

Технические характеристики ОГ – 200 П

5.11. Аппарат для совместной подготовки нефти и воды Гипровостокнефти

В конструкцию заложена технология, предусматривающая разделение эмульсии после её разгазирования и обработки деэмульгатором при динамическом отстаивании в течении 5 – 10 мин с образованием двух потоков: частично обезвоженной эмульсии и загрязнённой сточной воды. Затем, эти потоки контактируют при их встречном гравитационном движении подачей потока частично обезвоженной эмульсии в слой воды, а потока загрязнённой воды – в слой частично обезвоженной нефти. Аппарат (рис.38) представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, разделённую двумя близко расположенными поперечными перегородками на секции расслоения, обезвоживания и очистки воды, причём, первая занимает лишь 10 % общего объёма сосуда.

5.12. Аппарат для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП.

Источник