Строение и функции нефтегазового сепаратора

В корпусе  сепаратора имеется дырчатый распределитель эмульсии 11 и дырчатый сборник нефти 6, предназначенные соответственно для равномерного распределения эмульсии по всему сечению аппарата и сбора нефти.

Рис. 6. Трехфазный сепаратор  
 
 
 
 
 

4.3 Сепараторы концевые  

     После УПН на последнюю ступень  сепараторов нефть, как правило,  поступает с высокой температурой (40 — 60^оС), и в вы делящихся из нее газах содержится много пентановых и гексановых (бензиновых) фракций, являющихся при нормальных условиях (р=0,101 МПа и t=0^оС) жидкостями.

     Газ, выделившийся из нефти  в концевых сепараторах, имеет  ценные сырьевые качества, высокую  калорийность, но из-за низкого  давления, не превышающего, как правило, 0,05 МПа, и отсутствия компрессоров для его компрессирования сжигается факелах или, в лучшем случае, идет на бытовые нужды. В концевом сепараторе должны доизвлекаться все легкие углеводород (C₁ — С₄), являющиеся при нормальных условиях газами, в то время как тяжелые углеводороды (С₅ — С₆) должны оставаться в нефти и транспортироваться на НП3.

     После концевых сепараторов нефть  с указанной выше температурой  поступает в парк товарных  резервуаров (см. рис. 4, Р₁), не имеющих, как правило, плавающих крыш и понтонов. Если в этой нефти будут содержаться углеводороды в виде растворенных или окклюдированных газов (С₂Н₆, С₃Н₈, С₄Н₁₀), то это может вызвать загазованность территории резервуаров товарного парка (ТП), отравление людей (особенно, если в смеси этих газов будет находиться сероводород H₂S) и возможность возникновения пожаров и наконец, разрушение крыш резервуаров при интенсивном выделении в них неотсепарированных углеводородов в концевых сепараторах.

     В настоящее время в качестве  концевых сепараторов рекомендуется  применять такие, после которых нефть не содержала бы легкие углеводороды, являющиеся при нормальных условиях газами. Один из таких сепараторов (рис. 7, а) работает следующим образом *.

          Товарная нефть после УПН по  нефтепроводу 1 подается в paздаточный коллектор 2 с форсуночными разбрызгивателями 3, предназначенными для диспергирования (дробления) капель нефти с целью увеличения их поверхности контакта с газовой средой. Мелкодисперсные капельки нефти, оседая в газовой среде, попадают на каплеуловительную сетку (жалюзи) 4 и стекают с нее в виде струек или крупных капель. Дегазированная нефть из концевого сепаратора в товарные резервуары отводится самотеком по нефтепроводу 12 при срабатывании датчика поплавкового типа и открытии исполнительного механизма 13.

     Дегазирование нефти в концевом сепараторе осуществляется, как указывалось выше, при высоких температурах, и в газ переходит значительное количество пентановых и гексановых (бензиновых)

__________

-  Сепараторы  такого типа могут успешно  работать только на нефтях, несклонных к пенообразованию, зависящему от содержания в нефти различных примесей (асфальтенов, нафтенов, смол и т. д.).

Рис. 7. Концевые сепараторы:

а – с поплавковым уровнемером; б – с шибером.  
 
 

фракций, которые должны быть извлечены из этого газа. Много этих фракций содержится также во второй ступени сепарации, газ после которой по газопроводу 6 подводится к эжектору 7, служащему в данном случае в качестве компрессора. Рабочим агентом в эжекторе является газ, поступающий по газопроводу 6 с давлением около 0,3 МПа, который, выходя из сопла с большой скоростью, создает условия (вакуум) для дополнительного выделения из нефти газа и возможности транспортирования его по отводу 8 из концевого сепаратора.

     Из эжектора 7 смесь газов с рабочим и низким давлением со значительным количеством тяжелых углеводородов поступает в оребренный холодильник 9, температуру в котором желательно поддерживать на уровне 0^оС.

     При этой температуре пентаны  и гексаны конденсируются и  поступают вместе с газом, содержащим только легкие углеводороды (C₁ — С₄), в сепаратор 11, где происходит их разделение.

     Применение описанных концевых  сепараторов существенно ускоряет  наступление равновесного состояния  между фазами (нефтью и газом), сокращает время пребывания нефти в сепараторе и интенсифицирует процесс подготовки ее. Кроме того, глубокое извлечение углеводородов в концевых сепараторах, являющихся газами при нормальных условиях по описанной выше технологии, гарантирует минимальные потери легких углеводородов на всем пути от промысла до НПЗ.

     Для охлаждения газа в оребренных  холодильниках 9 в условиях северных месторождений, где температура воздуха в течение десяти месяцев держится в среднем на уровне — 20^оС, могут служить вентиляционные установки, приводимые электродвигателем 10, в летнее время — холодильные машины. Без применения холодильных машин или компрессорной станции, транспортирующей «жирные» газы на ГПЗ, будут происходить большие потери легких фракций нефти, как в товарных парках промыслов, так и в резервуарах магистральных газопроводов.

     Для отвода нефти из концевого  сепаратора может быть установлен  исполнительный механизм 13, работающий от уровнемера поплавкового типа. Часто такие исполнительные механизмы 13 и уровнемеры поплавкового типа из-за отложений парафина, солей и других причин работают нечетко, в связи с чем нарушается технологический режим сепаратора, что требует постоянного внимания операторов за работой этих механизмов.

     Конструкция приспособления по  поддержанию постоянного уровня нефти в концевых ступенях сепараторов, лишенная описанных выше недостатков (рис. 19, б), работает следующим образом. Товарная нефть из концевых сепараторов 4, установленных на пьедесталах 3, по самотечным нефтепроводам 2 поступает в сборный коллектор 1, на котором установлен общий стояк 11 с расширительной камерой.

     В расширительной камере 9 установлены направляющие 8, по которым перемещается шибер 7 с помощью тяги 6 и штурвала 5. Поднимая или опуская шибер 7, изменяется проходное сечение для перепуска нефти, поступающей из концевых сепараторов 4 в сообщающийся отвод 10, благодаря чему изменяется и уровень в этих сепараторах. Таким образом, изменением положения одного шибера 7 можно достигать одновременного одинакового изменения уровней во всех параллельно работающих сепараторах. Разность уровней в концевых сепараторах 4 и расширительной камере 9 определяется гидравлическими сопротивлениями, возникающими при течении нефти по нефтепроводам 1, 2 и 11, и степенью открытия шибера 7.

     Строго говоря, на приведенной схеме в концевых сепараторах уровни нефти должны быть разными: в крайнем левом — самыми высокий, в среднем — пониже и в крайнем правом — самый низкий, если диаметры самотечных нефтепроводов 2 одинаковые и поступление нефти в эти сепараторы одинаковое. Отвод 10, как и нефтепроводы 2, работает на самоизливе за счет разностей уровней нефти в концевых сепараторах 4  и в резервуарах ТП. Поэтому концевые сепараторы 4, как правило, поднимаются над поверхностью земли на высоту 14 - 15 м, а максимальные уровни нефти в резервуарах товарного парка поддерживаются на высоте 11 - 12 м, что обеспечивает необходимую пропускную способность самотечных нефтепроводов 1, 2, 10 и 11. 

4.4 Сепараторы центробежные (гидроциклонные) 

     К этому типу относятся двухфазные и реже трехфазные сепараторы, обеспечивающие эффективную сепарацию нефти от газа вследствие изменения направления потока и применения механических каплеуловителей газа (рис. 8). Сепараторы этого типа широко применяются на "Спутниках" для отделения нефти от газа при измерении их количества по каждой скважине.

     Принцип их работы следующий.  Нефтегазовая смесь сначала поступает  тангенциально в гидроциклонную  головку 2, сечение которой показано на том же рисунке. За счет центробежной силы, возникающей в гидроциклонной головке, нефть отбрасывается на стенку этой головки, а газ, как более легкий, сосредотачивается в центральной ее части. За счет козырька 1 из гидроциклонной головки 2 газ и нефть поступают раздельно. Нефть по сливной полке 4 самотеком направляется на разбрызгиватель 6, выполненный в виде уголков, а затем поступает в нижнюю емкость 14 на сливную полку 12 и стекает с нее с левой стороны успокоителя уровня 13. Перетекая через кромку успокоителя уровня 13, нефть скапливается в нижней емкости 14, в результате чего уровень этой нефти поднимается. Уровень нефти в нижней емкости 14 поднимается до тех пор, пока с помощью тяги 10 заслонка 8 не повернется на нужный угол и не перекроет сброс газа в газовую линию. После чего в верхней 8 и нижней 14 емкостях сепаратора давление повысится и при открытом исполнительном механизме 11 нефть пройдет через него. Для контроля за количеством прошедшей нефти через исполнительный механизм 11 обычно на выкидной линии устанавливается объемный расходомер (вертушка), не показанный на схеме. В качестве этого расходомера часто используют ТОР-1.

Рис. 8. Общий вид циклонного двухемкостного сепаратора.

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

Выделившийся  из нефти газ проходит в верхней емкости 3 две зоны: уголковые каплеуловители 5 и, как правило, жалюзийную кассету 7, обеспечивающую эффективную очистку газа от капелек нефти.

Гидроциклонными сепараторами оборудованы все «Спутники» (см. рис. 9), после которых газ направляется снова в сборный коллектор, перемешивается с нефтью и транспортируется с ней по коллектору до первой ступени сепарации (см. рис. 5).  

Рис. 9. Технологическая схема "Спутника БМ-40-14-400":

1 - обратные  клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель  скважин многоходовой (ПСМ); 4 - роторный переключатель скважин; 5 - замерная линия; 6 - общая линия; 7 - отсекатели потока; 8 - коллектор обводненной нефти; 9 и 12 - задвижки закрытые; 10 и 11 -задвижки открытые; 13 - гидроциклонный сепаратор; 14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16 и 16а - золотники; 17 - датчик уровнемера  поплавкового типа; 18 - расходометр жидкости "ТОР-1"; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - электродвигатель; 23 - сборный коллектор; m - выкидные линии от скважин 
 

5 РАСЧЕТЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ  СЕПАРАТОРОВ 

НА  ПРОПУСКНУЮ СПОСОБНОСТЬ  ПО ГАЗУ И ЖИДКОСТИ  

     Расчеты сепараторов любых типов,  кроме вертикального, без всяких  внутренних отбивающих или коалесцирующих  устройств на пропускную способность  по нефти и газу существенно затрудняются, так как они зависят от целого ряда факторов, исключительно трудно учитываемых.

     На работу любого нефтегазового  сепаратора значительное влияние  оказывают следующие факторы: 

     1. Физико-химические свойства нефти. В вязких с большой плотностью в нефтях, как и в стойких нефтяных эмульсиях, пузырьки газа отделяются от жидкости и поднимаются крайне медленно. Это значит, что пропускная способность сепаратора для таких нефтей и эмульсий будет очень низкой, т. е. сепараторы будут работать с большим уносом пузырьков газа.

     2. Производительность сепараторов или скорость подъема уровня нефти в сепараторе. Чем больше производительность подключенных к сепаратору скважин, тем больше скорость подъема уровня в сепараторе (υ(υ =G_V/s, G_V — объемный расход нефти, м³/с; s — площадь «зеркала» нефти, м²). Это значит, что газовые пузырьки с меньшей относительной скоростью будут всплывать в нефти, и сепарация нефти от газа, как и в первом случае, будет плохой.

     При большой скорости подъема  уровня нефти в сепараторе газовые пузырьки, особенно малого размера (0,1 мм и меньше), вследствие гравитационных сил (разности плотностей) не успевают подняться до уровня нефти и будут уноситься из сепараторов  потоком этой нефти. То же происходит и с малыми капельками нефти, находящимися в газовой фазе: они не успевают осесть на уровень нефти (если отсутствуют в сепараторе каплеотбойные насадки) и будут выноситься потоком этого газа за пределы сепаратора.

     3. Давление в сепараторе и температура нефти. Чем выше давление в сепараторе (см. формулу Стокса), при всех прочих равных условиях, тем больше плотность газа, а значит, меньше скорость всплытия пузырьков газа в нефти и падения капелек нефти в потоке газа.

     Таким образом, увеличение давления  в сепараторах приводит к ухудшению их работы.

     'Температура нефти и газа в  сепараторе играет двоякую роль: увеличение ее снижает вязкость  нефти µ и скорость подъема пузырьков газа из нефти увеличивается, что приводит к улучшению разделения нефти от газа; с увеличением температуры газовой фазы вязкость ее также увеличивается, а это значит, что скорость оседания капелек нефти в газе будет уменьшаться, что приведет к увеличению уноса капелек нефти за пределы сепаратора.