Сепарация нефти от газа и воды

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Назначение, классификация и конструкция сепараторов

Сепарация жидкости (разделение нефти, газа и воды) в различных типах сепараторов осуществляется для:

- получения нефтяного газа, его дальнейшей подачи на газобензиновые заводы для использования в качестве топлива или химического сырья;

- уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения тем самым гидравлических потерь давления при перекачивании;

- разложения образовавшихся пен;

- отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;

- уменьшения пульсации при транспортировке нефти от сепараторов первой ступени до установок подготовки нефти.

Так как моментальной сепарации с резким снижением давления существенно увеличивается унос тяжелых углеводородов с быстро движущимся потоком газа, для выделения только свободного (сухого) газа применяют ступенчатую сепарацию.

При сборе нефти по любой из описанных схем давление на пути от скважины до товарных парков или нефтеперерабатывающих заводов снижается до атмосферного, а температура нефти стремится к температуре окружающей среды. Это существенно сказывается на распределении углеводородов между фазами на сепарационных узлах, т.е. создаются условия для регулирования любого процесса подбором соответствующих условий (числом ступеней, перепадом давления между ними и изменением температуры). Это особенно важно при сборе легкой нефти (так для нефти Саудовской Аравии и Кувейта число ступеней сепарации может достигать 6-7, причем энергии газов первой ступени обычно используется на турбинах, приводящих в движении центробежные насосы, откачивающие нефть).

В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие четыре секции (рисунок 1).

Рисунок 1 - Общий вид и детали вертикального сепаратора

I - основная сепарационная секция служит для выделения из нефти газа. На работу сепарационной секции наибольшее влияние оказывает конструктивное оформление ввода продукции скважин (радиальное, тангенциальное), использование различного рода насадок-диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкостной смеси.

II - осадочная секция служит для дополнительного выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти, последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти и, тем самым улучшая ее сепарацию. Наклонные плоскости изготавливают с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.

I - основная сепарационная секция, II - осадочная секция, III - секция сбора нефти; IV - каплеуловительная секция; 1 - корпус сепаратора, 2 - раздаточная секция, 3 - поплавок, 4 - дренажная труба, 5 - наклонные плоскости, 6 -ввод газожидкостной смеси, 7 - регулятор давления «до себя», 8 - выход газа, 9 - перегородка, выравнивающая скорость газа в жалюзийном каплеуловителе, 10 - жалюзийный каплеуловитель, 11 - регулятор уровня, 12 - сброс нефти, 13 - сброс грязи, 14 - люк, 15 - заглушки, 16 - предохранительный клапан.

III - секция сбора нефти находится в нижней части сепаратора и предназначена для сбора и вывода нефти из сепаратора. В зависимости от эффективности работы двух первых секций в этой секции нефть может находится как в однофазном состоянии, так и в смеси с газом.

IV - каплеуловительная секция расположена в верхней части сепаратора и предназначена для улавливания мелкодисперсных капелек жидкости, уносимых потоком газа.

Эффективность работы сепаратора характеризируется:

- количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;

- количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти.

То есть к показателям эффективности работы нефтяного сепаратора относятся:

- удельный унос капельной жидкости Кж потоком газа:

,

не должен превышать 50 см3 на 1000 м3 газа.

- удельный унос свободного газа Кг потоком нефти:

,

должен быть меньше чем 20103 см3 на 1 м3 нефти.

где qж и qг - объемные расходы капельной жидкости и свободного газа, уносимые из сепаратора при рабочих условиях, м3/час;

Qг и Qж - объемные расходы газа и жидкости (нефти) при рабочих условиях в сепараторе, м3/час.

Однако при выборе сепаратора опираются не только на обеспечение эффективности его работы (поскольку ее можно достичь и огромных металлоемких сепараторах гравитационного типа), а и на затраты металла на его изготовление и производительность сепаратора. В целом эти показатели объединены в термин технического совершенства, степень которого характеризируется:

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 нефтеводяной смеси) в сепараторе, за которое происходит максимальное отделение свободного газа от жидкости (для маловязких нефтей (до 1,510-3 Пас)- 2-3 мин, для вязких и вспенивающихся - 5-20 мин).

Рассмотрим основные типы сепараторов.

1. Вертикальный сепаратор с жалюзийной насадкой (рисунок 1).

Принцип работы: нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 6 к раздаточному коллектору 2, имеющему под всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 5, увеличивающие путь движения нефти и облегчающие тем самым выделения пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеотбойная насадка 10 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 10, стекают в поддон и по дренажной трубе 4 направляются в нижнюю часть сепаратора.

Каплеуловительная секция должна:

- изменять направление и скорость потока газа путем его сталкивания с различного рода перегородками;

В качестве перегородок может быть использована: жалюзийная насадка, сетчатая насадка или центробежный завихритель.

2. Горизонтальный сепаратор с осаждением частиц под действием силы гравитации и инерции (рисунок 2).

Рисунок 2 - Общий вид и разрез горизонтального сепаратора

1 - ввод газонефтяной смеси, 2 - диспергатор, 3 - наклонные плоскости, 4 - жалюзийная насадка-каплеуловитель, 5 - перегородка для выравнивания потока газа, 6 - выход газа, 7 - люк, 8 - регулятор уровня, 9 - поплавковый уровень, 10 - сброс грязи, 11 - перегородка для предотвращения прорыва газа, 12 - сливная труба.

Принцип работы: нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попадает в диспергатор газа 2, где происходит дробление (диспергирование) нетфегазовой смеси. Диспергирование нефти приводит к существенному увеличению поверхности контакта «нефть-газ», в результате чего происходит интенсивное выделение газа из нефти. После диспергатора из газа под действием гравитационных сил значительная часть капельной нефти оседает на наклонные плоскости, а ее незначительная часть увлекается далее газовым потоком. Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими осесть под действием силы тяжести, встречает на своем пути жалюзийную насадку 4. В которой происходит захват (прилипание) капелек жидкости и дополнительное отделение их от газа, при этом образуется пленка, стекающая в поддон, из которого по трубе 12 она попадает под уровень жидкости в сепараторе.

3. Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды (на примере БАС-1-100: где 1 - № модификации, 100 - объем технологической емкости, м3) (рисунок 3).

Основное назначение: предотвращение попадания воды в сепараторы деэмульсаторы (нагреватели) и экономия топлива на нагрев этой воды.

Принцип работы: нефть, газ и пластовая вода по сборному коллектору 1 поступают в сепарационный отсек 6, в котором установлены три наклонные полки 7, способствующие лучшему отделению газа от жидкости. Для более эффективного разделения нефти от воды в сборный коллектор 1 через расходомер 2 подается горячая вода с установки комплексной подготовки нефти (УКПН). Из отсека 6 нефть вместе с водой (эмульсия) перетекает в водоотделительный отсек через распределитель потока 10. Водоотделительный и сепарационный отсек 6 разъединены перегородкой 8. Совместное течение нефтяной эмульсии и растворенного в ней газа сначала через распределитель потока 10, а затем через слой воды создают благоприятные условия для ее разрушения.

Рисунок 3 - Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды

1 - сборный коллектор, 2, 14, 14-а - расходомеры горячей воды, нефти и дренажной воды соответственно, 3 - регулятор уровня, 4 - заслонка, 5 - датчик предельного уровня, 6 - сепарационный отсек, 7 - наклонные полки, 8 - перегородка, 9 - успокоитель уровня, 10 - распределитель потока, 11 - перфорированная труба, 12 - двухфазный регулятор уровня прямого действия, 13 - дренажный патрубок, 15, 16 - выкидные линии для воды и нефти соответственно.

Обезвоженная в основном нефть через верхнюю перфорированную трубу 11, расходомер 14 направляется в выкидную линию 16, ведущую на УКПН, а отделившаяся от нефти вода через дренажный патрубок 13, расходомер 14-а поступает в выкидную линию 15, ведущую на установку подготовки воды (УПВ). В правом отсеке БАС уровень раздела фаз «вода-нефть» автоматически поддерживается регулятором уровня 12. Необходимый перепад давления в отсеке 6 поддерживается регулятором уровня 3, который действует на заслонку 4, установленную на газоотводной линии. БАС оснащена датчиком предельного уровня 5.

4. Гидроциклонный двухемкостный сепаратор (рисунок 4).

Принцип работы: 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 достигает определенной величины, срабатывает регулятор уровня, приоткрывая исполнительный механизм 5 на нефтяной линии и призакрывая исполнительный механизм (заслонку) 9 на газовой. Газ проходит в верхней емкости 2 три зоны - 12, 11 и 10, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию на ГПЗ.

Рисунок 4 - Принципиальная схема двухемкостного гидроциклонного сепаратора

1 - гидроциклонная установка, 2,3 - верхняя и нижняя емкости, 4 - успокоитель уровня, 5,9 - исполнительные механизмы на 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

5. Сепарационные установки НГС. НГС - горизонтальный нефтегазовый сепаратор (рисунок 5). Например: НГС-20-2000 (первое число - рабочее давление, второе - диаметр сепаратора).

Рисунок 5 - Схема нефтегазового сепаратора типа НГС

Назначение: отделение газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию на последней степени под вакуумом.

Состав: 1 - горизонтальная емкость, оснащенная патрубками входа продукции 2, для выхода нефти - 10, газа - 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка входа нефтегазовой смеси смонтрированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка выхода газа установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые каплеотбойники из вязанной проволоки. Кроме того, аппарат оборудован штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Принцип работы: газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое направление на 900 и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные 4, а затем в нижнее 5 желоба. Отделившийся от нефти газ проходит сначала вертикальный 6, а затем горизонтальный 8 каплеотбойники, осуществляющие тонкую очистку газа от капельной жидкости (с эффективностью до 99%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан 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 образования нефтяной воронки и попадая газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.

6. Блочные сепарационные установки типа УБС. Например: УБС - 1500/16 (установка блочная сепарационная, 1500 - пропускная способность по жидкости (м3/час), 16 - допустимое рабочее давление). (рисунок 6).

Рисунок 6 - Схема сепарационной установки с предварительным отбором газа типа УБС

Назначение: отделение нефти от газа на первой ступени сепарации при использовании однотрубных герметизированных систем сбора и подготовки нефти и газа для обеспечения повышенной единичной пропускной способности и высокое качество разделения нефти и газа в условиях пульсирующего потока нефтегазоводяной смеси в сборных коллекторах.

Принцип работы: сепарация нефти на установке УБС разделяется на такие стадии:

- предварительное разделение и расслоение газожидкостной смеси в конечном участке системы сбора и депульсаторе 6;

- окончательное разделения 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 потока, 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 потока.

Секция осаждения служит для завершения процесса 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.

7. Установки с предварительным сбросом воды. Типы УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПГ-6300/6М (первое число - пропускная способность по жидкости, второе - допустимое рабочее давление, А - в антикоррозионном исполнении, М - модернизированная). (рисунок 7).

Состав:

- блок сепарации;

- блок сброса воды;

- запорно-регулирующая арматура;

- система контроля и управленя.

Рисунок 7 - Принципиальная схема установок УПС-3000

Блок сепарации и сброса воды А глухой сферической перегородкой разделен на 2 отсека: сепарационный Б и отстойный В. Каждый из отсеков имеет люк-лаз, предохранительный клапан и дренажные штуцера. В сепарационном отсеке для более полной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрена нефтеразливная полка 2. Для равномерного распеределения потока в параллельно работающих установках в сепарационных и отстойных отсеках имеются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части). В отстойном отсеке для более полного использования объема емкости оборудован распределитель жидкости при входе 3, перфорированная труба со штуцером для вывода воды 8 и два штуцера для вывода нефти 5 и 6. Расположение штуцеров для вывода нефти позволяет осуществлять работу установок в режимах полного и неполного заполнения. На установках также применяется каплеотбойник 4, устанавливаемый над отстойной секцией.

Принцип работы: продукция скважин поступает в сепарационный отсек 5 по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит первичное разделения потока. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня отводится в отсек В, откуда через каплеотбойник 4 и регулятор давления поступает в газовый коллектор.

Для улучшения процесса отделения воды от эмульсии предусмотрено предварительное смешивание продукции скважин с водой, поступающей из установок подготовки нефти и воды УКПН и УПВ. Водонефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек В через распределитель жидкости на входе 3. При этом основная часть струй, вытекающих из распределителя, движется радиально, а меньшая - в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата и теряя кинетическую энергию струи эмульсии отражаются и принимают горизонтальное направление движения вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированную трубу 8. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные перфорированной трубой 7, расположенной в верхней части емкости.

При работе в режиме полного заполнения не осуществляется регулирование уровня «нефть-газ» и сигнализация аварийного уровня, а предварительное обезвоженная нефть отводится через верхний штуцер 5, связанный с перфорированной трубой, а штуцер на днище 6 закрывается.

8. Депульсаторы (рисунок 8).

Рисунок 8 - Узел предварительного отбора газа (депульсатор)

1 - разделительный трубопровод, 2 - газоотводящие патрубки, 3 - газосборный коллектор, 4 - подвижные зонды, 5 - газопровод, 6 - патрубок сброса воды, 7 - конечный участок подводящего коллектора, 8 - отвод газа в газосепаратор, 9 - сброс жидкости в канализацию

Назначение: гашение пульсаций давления и залповых выбросов жидкости на вход сепарационных установок.

9. Сепарационные установки с насосной откачкой воды. Например: БН-1000-19 (БН - блочная насосная, первое число - подача насоса по жидкости, второе - давление нагнетания). (рисунок 9).

Рисунок 9 - Принципиальная схема технологического блока БН

Назначение: осуществление первой ступени сепарации нефти от газа с дальнейшим раздельным транспортированием нефти центробежными насосами, а выделившегося газа - под давлением сепарации. Из блочных установок формируется дожимная насосная станция ДНС подачей 500, 1000 и 2000 м3/с. При больших подачах ДНС комплектуются из двух или трех технологических блоков в зависимости от количества рабочих насосов.

Состав:

- технологический блок;

- щитовой блок;

- канализационный блок;

- свеча аварийного сброса газа.

Технологический блок состоит из:

- двухниточного 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, трапа канализации 11, счетчика 12, технологической обвязки, арматуры и системы гидроуправления.

В технологическом блоке оборудованы два двухниточных гидроциклона. Пропускная способность каждого из них до 1500 м3/час по жидкости с газовым фактором 120 см3/м3. 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 не более 1 % суточной подачи. Емкость разделена вертикальными перегородками на 2 части: малый отсек служит для задерживания механических примесей и пены, в нем также поддерживается определенный уровень жидкости, в которую погружается нижний патрубок гидроциклона 2. Большой отсек емкости 5 служит основным буфером перед насосами и дополнительным сепаратором. В нем размещены поплавки всех регулирующих механизмов.

Принцип работы: нефтегазовый поток по сборному коллектору І поступает в два двухпоточных гидроциклона, где происходит отделение газообразной фракции от жидкости под действием центробежной силы, приобретенной потоком за счет тангенциального ввода в сепаратор. Жидкость, имеющая большую плотность, под действием этой силы прижимается к стенке и стекает в по ней в малый отсек. 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 монтируется замер (счетчик Вольтмана).

Предусматривается 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 высока опасность застывания нефтеводяной смеси и срыва подачи. Периодическая работа насосов осуществляется по сигналам автомата откачки АО.

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

На технологической емкости устанавливается предохранительный клапан, срабатывающий при повышении давления в емкости более 9 кгс/см2. При срабатывании клапана газ отводится на факел. К факельной линии ІІ 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.

2. Выбор оптимального числа ступеней сепарации

Главным факторами, влияющими на выбор оптимального числа ступеней сепарации, будут:

1. система сбора и подготовки нефти, газа и воды на площади нефтяного месторождения;

2. тип месторождения: нефтяное, нефтегазовое, нефтегазоконденсатное;

3. величина рабочих (устьевых) давлений скважин;

4. наличие разветвленной газопроводной системы для подачи попутного газа на газофракционные установки или на газоперерабатывающий завод;

5. металлоемкость сепарационных аппаратов.

Проанализируем влияние этих факторов в таблице:

сепарационный капельный блочный

Табл. 1

Размещено на Allbest.ru