Техника и технология сепарации нефти от газа

Рисунок 3 – Принципиальная схема двухъемкостного гидроциклонного сепаратора [1]:

1 – гидроциклонная  головка; 2, 3 –  верхняя и нижняя  емкости; 4 – успокоитель уровня; 5, 9 –  исполнительные механизмы  па нефтяной и газовой линии; 6, 14 – сливные полки; 7 – сливной патрубок; 8 – регулятор уровня; 10 – каплеотбойник жалюзийного типа; 11 – вертикальные и горизонтальные отбойники; 12, 13 – уголковые разбрызгиватели; 15 –  пленка жидкости, стекающая вниз

 

На рисунке 3 приведен общий вид гидроциклонного двухъемкостного сепаратора.  Сепараторы этого типа широко применяются на нефтяных месторождениях страны. Принцип их работы следующий.

Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную головку 1, сечение которой в увеличенном масштабе показано на том же рисунке. В гидроциклонной головке за счет центробежной силы газ отделяется от нефти. Они движутся раздельно как в самой головке, так и в верхней емкости 2. Нефть по сливной полке 14 самотеком направляется на разбрызгиватель 13, в патрубок 7, а затем на сливную полку 6 и стекает с левой стороны успокоителя уровня 4. Затем она перетекает через верхнюю кромку последнего, где и накапливается. Как только уровень нефти достигнет определенной величины, сработает регулятор уровня 8, приоткрыв исполнительный механизм 5 на нефтяной линии и призакрыв исполнительный механизм 9 (заслонку) на газовой.

Газ проходит в верхней емкости 2 три зоны – 12, 11 и 10, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию, ведущую на ГПЗ.

Гидроциклонными сепараторами оборудованы все Спутники-А и Спутники-Б, после которых газ направляется снова в сборный коллектор, перемешивается с нефтью и транспортируется с ней по коллектору до первой ступени сепарации.

 

Рисунок 4 – Схема нефтегазового сепаратора типа НГС [1]

 

Сепарационные установки НГС широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию на последней степени под вакуумом.

Сепарационная установка НГС (рисунок 4) состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который выходит газ, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники из вязаной проволоки. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое направление на 90° и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные 4, а затем в нижние 5 желоба. Отделившийся от нефти газ проходит сначала вертикальный 6, а затем горизонтальный 8 каплеотбойники. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99 %), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа.

Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рисунке не показаны) поступает в газосборную сеть. Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через Выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.

Рисунок 5 – Схема сепарационной установки с предварительным отбором газа типа УБС [1]

 

Широкое внедрение однотрубных герметизированных систем сбора и подготовки нефти и газа обусловило создание блочных сепарационных установок высокой пропускной способности, обеспечивающих повышенную единичную пропускную способность и высокое качество разделения нефти и газа в условиях пульсирующих потоков нефтегазоводяной смеси в сборных коллекторах.

Для удовлетворения этих требований созданы сепарационные установки с предварительным отбором газа. Установки предназначены для отделения нефти от газа на первой ступени сепарации.

Сепарация на установке УБС (рисунок 5) разделяется на следующие стадии: предварительное разделение и расслоение газожидкостной смеси в конечном участке системы сбора и в депульсаторе 6; окончательное разделение жидкости и газа, в сепарационной емкости 7; очистка газа от капельной жидкости в сепарационной емкости или в отдельном выносном аппарате — каплеотбойнике 2.

Продукция скважин по нефтегазосборному коллектору поступает перед сепаратором на конечный участок трубопровода, диаметр которого выбирается из расчета разрушения пробковой структуры, сглаживания пульсаций расхода и давления.

Из конечного участка трубопровода А нефтегазовый поток поступает в депульсатор 6, который состоит из восходящего участка 5 и наклонного 4 в сторону ввода жидкости 1 в сепарационную емкость. На этом участке наклонного трубопровода монтируется газоотводящий коллектор 3 для отбора отделившегося газа и подачи его в каплеотбойник 2 или в газовое пространство сепарационной емкости.

В депульсаторе происходит предварительное отделение газа от жидкости. Жидкость с остаточным газом поступает в сепарационную емкость, где четко выделяются следующие секции: ввода жидкости и газа; осаждения и сбора; отвода жидкости и газа.

Секция ввода служит для гашения кинетической энергии и распределения по сечению емкости входящих потоков жидкости и газа. В этой секции завершается процесс предварительного разделения.

Секция осаждения служит для завершения гравитационного разделения как в газовой, так и в жидкостной зоне. Секция осаждения и сбора занимает до 60 % объема сепарационной емкости.

Секция отвода жидкости и газа служит для отвода продуктов разделения из сепарационной емкости, а также для размещения поплавков регулятора уровня и датчиков предельных уровней.

Каплеотбойник 2 монтируется над сепарационной емкостью, что обеспечивает подачу самотеком уловленной в каплеотбойнике жидкости в секцию осаждения и сбора сепарационной емкости.

Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН предназначаются для осуществления первой ступени сепарации нефти от газа, дальнейшего раздельного транспортирования нефти центробежными насосами и выделившегося газа под давлением сепарации.

ДНС типа БН состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа (рисунок 6).

Рисунок 6 – Принципиальная схема технологического блока БН [1]

 

Технологический блок состоит из двухточного гидроциклона 2, технологической емкости 3, регулятора подачи насосов 4, автомата откачки 5, механического регулятора уровня 6, диафрагмы 8, центробежных насосов 9 с электродвигателями 10, отсекающих клапанов 1 и 7 и трапа канализации 11, счетчика 12, а также технологической обвязки, арматуры и гидравлической системы управления.

В технологическом блоке имеются два двухточных гидроциклона. Пропускная способность каждого из них до 1500 м3/ч по жидкости с газовым фактором до 120 м3/м3. Для повышения эффективности работы гидроциклонного сепаратора и уменьшения пенообразования в технологической емкости его нижний патрубок опускается под уровень жидкости.

Емкость технологического блока выполняет функции дополнительного сепаратора, буфера перед насосами и отстойниками. С целью унификации объем емкости для всех блоков принят равным 20 м3, что составляет 1 % суточной подачи блока БН-2000. Емкость разделена вертикальными перегородками на две части. Первый, малый отсек А служит для задержания механических примесей, пены, в нем также поддерживается некоторый уровень жидкости, куда погружается нижний патрубок гидроциклона 2. Большой отсек емкости 5 служит основным буфером перед насосами и дополнительным сепаратором. В нем размещаются также поплавки всех регулирующих механизмов.

Для северных районов страны с неблагоприятными климатическими условиями насосная часть технологического блока выполняется в закрытом исполнении.

Нефтегазовый поток по сборному коллектору I поступает в два двуxточных гидроциклона, где происходит отделение газообразной фракции от жидкости под действием центробежной: силы, которую приобретает тангенциально вводимый поток газонефтяной смеси. Жидкость, имеющая большую плотность, под действием этой силы прижимается к стенке и стекает по ней в малый отсек А. Далее нефть из емкости через приемные патрубки откачивается насосами в напорный нефтепровод IV. На выкидном коллекторе (за насосами) для замера общей подачи участка по жидкости имеется счетчик "Вольтмана".

Предусматриваются непрерывный и периодический режимы работы насосных агрегатов. Непрерывную откачку предлагается осуществлять при отличии номинальной подачи насоса от общей подачи участка, обслуживаемого данной установкой не более чем на 15%, или же в зимних условиях, когда имеется опасность застывания нефти при отрицательных температурах и срыва подачи насоса. Периодическая откачка насосами осуществляется по сигналам автомата откачки АО-6.

Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верхний патрубок поступает в большой отсек Б технологической емкости, где происходит отделение капель жидкости от газа. Газ из ёмкости через заслонку механического регулятора уровня, установленного в патрубке технологической емкости, поступает в газосборный коллектор VII и под давлением сепарации транспортируется потребителю. В коллекторе выхода газа устанавливается камерная диафрагма, служащая для периодического замера подачи участка по газу переносным дифманометром.

На технологической емкости устанавливается предохранительный клапан, срабатывающий при повышении давления в емкости более 0,9 МПа. При срабатывании предохранительного клапана газ отводится на факел. К факельной линии II подключены также канализационные патрубки технологической емкости, через которые при открытых задвижках продукты пропарки можно отводить на факел.

Для удаления течи сальников насосных агрегатов предусматривается отдельная система канализации VI.

Для отделения нефти от газа имеются другие сепараторы, однако они отличаются друг от друга лишь теми или иными конструктивными элементами, существенно не влияющими на эффективность разделения [5].

 

3. Эффективность работы сепараторов.

 

Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

Эффективность сепаратора, характеризующая степень убывания в сепараторе нефти за счет разгазирования и соответствующее увеличение в нем газа, выражается следующим образом:

 

;  ; ,   (3.1)

 

где G1н и G2н  – соответственно массовые расходы нефти до и после сепаратора; G2г и G1г  – соответственно массовые расходы газа после сепаратора и до него; V2 и V1 – соответственно объемные расходы газа после сепаратора и до него.

Таким образом, в каждой ступени сепарационной установки за счет снижения давления и температуры количество нефти уменьшается и соответственно возрастает количество газа, что может характеризовать работу этой установки в целом.

При любых условиях для герметизированной системы сбора нефти и газа   Эн+Эг = const.

К показателям эффективности работы нефтяного сепаратора относятся также удельный унос капельной жидкости Кж потоком газа и удельный унос свободного газа Кг потоком нефти, которые определяются из соотношений:

 

; ,     (3.2)

 

где qж и qг – объемные расходы капельной жидкости и свободного газа, уносимые из сепаратора, см3/ч, при рабочих условиях; Vг и Qж –  объемные расходы газа и жидкости (нефти) при рабочих условиях в сепараторе, м3/ч.

Однако одни и те же значения Кж и Кг можно получить, как известно, в сепараторах различных конструкций (например, в сепараторах большого объема без специальных отбойных приспособлений и в сепараторах, скажем, гидроциклонных, вес которых небольшой), а значит, и с различными технико-экономическими  показателями.

Поэтому, пользуясь только показателями Кж и Кг, не учитывая расход металла на изготовление сепараторов, их конструкцию, невозможно сделать окончательный вывод о техническом совершенстве того или иного сепаратора. Технически совершенным будет тот сепаратор, который при прочих равных условиях обеспечивает более высокую степень очистки газа и жидкости и, кроме того, имеет большую производительность и, конечно, при минимуме затрат металла на его изготовление. Эффективное отделение газа от жидкости осуществляется в таких сепараторах, как правило, при больших скоростях движения газа и жидкости по сечению сепаратора, т. е. при большей производительности. Таким образом, для полной оценки эффективности работы сепаратора наряду с показателями Кж и Кг необходимо учитывать и степень технического совершенства. Степень технического совершенства сепаратора характеризуется: 1) минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2) максимально допустимой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора, а также в каплеуловительной секции; 3) временем пребывания жидкости (нефти или нефти и воды) в сепараторе, за которое происходит максимальное отделение свободного газа от жидкости. Допустимое значение удельного уноса капельной жидкости Кж не должно превышать 50 см3 на 1000 м3 газа, в то время как удельный унос свободного газа потоком жидкости при условиях в сепараторе рекомендуется принимать равным Кг 20.103 см3 на 1 м3 жидкости.

Величина Кг зависит от многих факторов, главными из которых являются вязкость и плотность нефти, а также способность нефти к вспениванию.

Для невспенивающихся и маловязких нефтей время пребывания их в сепараторе рекомендуется принимать равным от 2 до 3 мин, для вспенивающихся и вязких нефтей – от 5 до 20 мин. Маловязкими считаются нефти с вязкостью до 5.10–3 Па.с, а вязкими – с вязкостью более 1,5.10-3 Па.с (1 сП= 1.10-3 Па.с).