Строение и функции нефтегазового сепаратора

     Для невспенивающихся и маловязких  нефтей время пребывания их  в сепараторе рекомендуется принимать  от 2 до 3 мин, для вспенивающихся и вязких – от 5 до 20 мин. Маловязкими считаются нефти с вязкостью до 5∙10^-3   Па∙с, а вязкими –  с вязкостью более 1,5∙10^-2   Па∙с.

     Эффективность работы сепараторов,  устанавливаемых на площадях  газовых и газоконденсатных месторождений,  оценивается обычно только первым  показателем, т.е. количеством капельной взвеси, уносимой газом за пределы сепаратора. Поэтому требования, предъявляемые к нефтяным сепараторам и сепараторам природного газа, должны быть разными.

          Сепаратор с жалюзийной насадкой (см. рис. 2) работает следующим образом.  Нефтегазовая смесь под давлением  поступает через патрубок 1 к раздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 6, увеличивающие путь движения нефти и способствующие тем самым выделению окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 4, стекают в поддон и по дренажной трубе 13 направляются в нижнюю часть сепаратора.

     В сечении жалюзи условно показаны  две капли нефти: большая  а, которая, пройдя две гофры, прилипает к стенке жалюзи и стекает по стенке вниз, и мелкая  б, пролетевшая с потоком газа все гофры, не прилипнув ни к одной из них.

 Рис.2 Общий вид вертикального сепаратора

 I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция; III – секция сбора нефти; IV – секция каплеуловительная;

1 –  ввод продукции скважин; 2 – раздаточный  коллектор; 3- регулятор уровня «до  себя»; 4 – каплеуловительная насадка; 5 - предохранительный клапан; 6 – наклонные плоскости; 7 – датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 – исполнительный механизм; 9 – патрубок; 10 - предохранительный клапан; 11 – водомерное стекло; 12 – отключающие краники; G_y – масса газовых пузырьков, уносимых с нефтью из сепаратора; 13 – дренажная трубка.  

     Капплеулавливающая насадка 4 может быть различной конструкции. Работа ее должна основываться на следующих принципах: столкновении потока газа с различного рода перегородками; изменении направления и скорости потока; использовании центробежной силы; использовании коалесцирующей набивки (различного рода металлических сеток).

     Перегородки 10 в сепараторе служат для успокоения уровня при пульсирующей подаче продукции скважин, а датчик регулятора уровня поплавкового типа 7 с исполнительным механизмом 8 – для циклического вывода нефти из корпуса сепаратора. Через патрубок 9 с установленной на нем задвижкой сбрасывается скопившаяся грязь. В верхней части сепаратора располагается предохранительный клапан 5, рассчитанный на сбрасывание газа при достижении в сепараторе давления выше нормы, предусмотренной технологическими процессами. На газовом патрубке сепаратора имеется также регулятор давления  "до себя" 3, поддерживающий необходимое давление в корпусе сепаратора.

     В нижней части корпуса сепаратора  устанавливается водомерное стекло 11 с отключающимися краниками 12, предназначенное для измерения количества подаваемой жидкости.  

3 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО  ЧИСЛА СТУПЕНЕЙ  СЕПАРАЦИИ 

     Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан с довольно сложными расчетами при использовании констант равновесия, и поэтому мы не будем рассматривать это. Однако, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступеней сепарации, необходимо рассмотреть здесь два способа разгазирования нефти в бомбе pVT (давление, объем, температура) – дифференциальный и контактный – и показать, каким из них лучше всего пользоваться при решении этого вопроса.

     На рис. 3, а приведена схема многоступенчатой сепарации с условным выделением и отводом за пределы сепаратора смеси отдельных компонентов газа на каждой ступени, т.е. показано дифференциальное разгазирование нефти, характеризующееся постепенным снижением давления (р1  р2 , ... рn), начиная от давления насыщения рн, когда весь газ в нефти растворен, а на рис. 3, б – одноступенчатое (контактное) разгазирование нефти, при котором происходит резкое понижение давления от рн до рn  и одноразовый отвод из сепаратора всего выделившегося из нефти газа.

     Условно показано также количество  поступающей нефти на первую  ступень сепарации (GМ) и количества выходящей нефти GМ на последней ступени сепаратора при дифференциальном и контактном разгазировании. Количество нефти, перешедшей на каждой ступени в газовую фазу, на схемах показано штриховкой.

     Анализ рисунков показывает, что  при дифференциальном (многоступенчатом) разгазировании получается больше нефти (GМ=98 т), чем при контактном (одноступенчатом) (GМ=95 т) (см. рис. 3, а и б), а газа, наоборот – при дифференциальном меньше (кривая 2), чем при контактном (кривая 1) (см. рис. 3, в).

     Как объяснить это с физической  точки зрения?

     Объясняется это тем, что при  дифференциальном разгазировании  понижение давления в каждой  ступени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет за собой плавное выделение небольших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод смеси этих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.

     При этом практически все ступени сепараторов работают при равновесных условиях, характеризующихся равенством каждого легкого компонента углеводородного газа, находящегося в нефти и газовой фазе.

     При контактном разгазировании  нефти в сепараторе происходит, наоборот,  резкое снижение давления, в результате чего нефть «кипит», при этом бурно выделяются легкие углеводороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых жидкостей. Этим собственно, и объясняется, что при контактном разгазировании получается меньше нефти, чем при дифференциальном (см. рис. 3, в).

Рис. 3. Схемы  многоступенчатой ( дифференциальной) (а), одноступенчатой (контактной) (б) сепарации  газа от нефти и количества газа, выделившегося при этих способах разгазирования (в):

1- контактное; 2 – дифференциальное разгазирование нефти  

Из этого  следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживается давление насыщения р_Н или высокие давления   (3-4 МПа), то целесообразней применять здесь многоступенчатую сепарацию (6-8 ступеней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую сепарацию нефти от газа с давлениями: на первой – 0,6 МПа, на второй – 0,15 – 0,25 МПа и на третьей – 0,02 МПа, а иногда даже вакуум. Третья ступень сепаратора – концевая (см. рис.4) является исключительно важной и ответственной, поскольку из нее нефть поступает в парк товарных резервуаров.

     Согласно ГОСТу нефть в товарных резервуарах должна находиться с упругостью паров 0,06 МПа, что практически можно достигнуть только при горячей ступени сепарации или созданием на третьей ступени вакуума. 

Рис. 4. Унифицированная  технологическая схема комплексов сбора и подготовки нефти, газа и  нефтедобывающих районов. 

4 СЕПАРАТОРЫ ПЕРВОЙ  СТУПЕНИ С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ  СБРОСОМ ВОДЫ 

     В настоящее время на нефтяных месторождениях применяются сепараторы, существенно отличающиеся по своим конструктивным признакам и особенностям. Однако далеко не все они получили широкое распространение на промыслах. На давно разрабатываемых месторождениях (30 лет и выше) такие аппараты называются трапами.

     Рассмотрим те из них, которые сравнительно широко применяются и отвечают всем требованиям, которые к ним предъявляются. 

4.1 Сепараторы первой ступени 

     Для сепарации нефти от газа на первой ступени хорошо зарекомендовал себя сепаратор предварительным отбором газа (рис. 5). Работает данный сепаратор следующим образом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным трубопроводам 1 и 2. Наклон трубопровода 1 может колебаться в пределах 30 – 40 , а трубопровода 2 – 10 – 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 подводящего этот газ к корпусу каплеуловителя 8, в котором устанавливается 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 на них, в сплошной пеленки стекает вниз корпус сепаратора. Из корпуса каплеуловителя 8 газ направляется в эжектор 9, а из него под собственным давлением 0,6 МПа – на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Рис. 5 Схема сепаратора первой ступени с предварительным  отбором газа

      Нефть, освобожденная от основной массы в трубопроводе 2, поступает в корпус сепаратора, в котором установлены сплошная перегородка 14, успокоитель уровня 1З и две наклонные плоскости 10, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесцировать и выделиться в наклонном трубопроводе 2. Выделившийся из нефти газ на нижней плоскости 10 проходит отвод и вместе с газом, выделившимся на верхней плоскости, поступает в эжектор 9 и транспортируется также на НПЗ.

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

     Нефти средней (3·10   Па·с) и особенно высокой (0,1 Па·с) вязкости, а также нефти, склонные к пенообразованию, в данном сепараторе от газа практически не отделяются. Неудовлетворительное разделение газа от жидкости в таком сепараторе происходит также и в том случае, если нефть обводняется и в сепаратор поступает стойкая водонефтяная эмульсия высокой, как правило, вязкости.

     Для обводненных нефтей обычно  применяют различные сепараторы.

4.2 Сепараторы трехфазные

     Пластовая вода, добываемая вместе с нефтью, может находиться в потоке в виде отдельной фазы или в виде, как правило, стойкой эмульсии в зависимости от степени перемешивания.

     Для отделения нефти от воды  и газа в том и другом  случае применяют так называемые  трехфазные сепараторы (рис. 6) или установки с предварительным сбросом воды (УПС). Эти сепараторы работают, как правило, под давлением 0,6 МПа и устанавливаются или на БДНС 12 (см. рис. 1), обеспечивая транспортирование выделившегося газа из нефти до ГПЗ под собственным давлением, или на УПН (см. рис. 4, поз. С-1). Они предназначаются для сброса свободной пластовой воды, сепарации газа от нефти, а также для разделения потока продукции (частично обводненной нефти) перед подачей ее на установки подготовки нефти. Особенностью таких аппаратов (см. рис. 6) является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного 3 и отстойного, сообщающихся между собой через каплеобразователь 12.

     Сепаратор работает следующим  образом. 

     Смесь нефти, воды и газа  по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек 8, в котором поддерживается, как и в отстойном отсеке, постоянное давление с помощью регулятора давления «до себя» 2. Отсепарированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с небольшим количеством газа из сепарационного отсека 8 по каплеобразователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7 отводится на УПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбрасывается из корпуса 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. Сброс отделившейся воды от нефти осуществляется через исполнительный механизм 9 и сборник воды 10 (4, 5 — клапаны).