Сепарация нефти на нефтепромыслах

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ВОТКИНСКИЙ ФИЛИАЛ

РЕФЕРАТ

по дисциплине: Нефтегазопромысловая геология

Сепарация нефти на нефтепромыслах

Выполнил:

Маликов Булат Радисович

Оглавление

1. Технологическая схема сепарации нефти на нефтепромыслах. Назначение и принцип работы, основы эксплуатации

2. Применение законов гидростатики в технологических аппаратах на примере работы сифона

Литература

1. Технологическая схема сепарации нефти на нефтепромыслах. Назначение и принцип работы, основы эксплуатации

Сепарация нефти - это важный момент в добыче. Это первая обработка после добычи, заключающаяся в разделении продуктов: газ, нефть и вода. Процесс проходит при помощи сепараторов нефти, отстойников.

Виды сепараторов нефти:

- вертикальная установка;

- горизонтальная установка.

СЕПАРАТОР НЕФТИ И ГАЗА.

Большую популярность обрел двухфазный сепаратор. Итоговым продуктом после его использования является газ из нефти и сырая нефть. Помимо этого используются и трехфазные сепараторы, которые отделяют еще и воду. Оба вида конструкций могут быть как вертикальными, так и горизонтальными. Вертикальные сепараторы считаются лучшими в производительности и гарантийном отделении продуктов друг от друга. И хотя цена на них выше, чем на горизонтальные, она оправдывает незаменимое качество.

Горизонтальные же конструкции следует применять, когда соотношение газа и жидкости достаточно большое.

ТРЕБОВАНИЯ К СЕПАРАТОРАМ.

Нефтегазовые сепараторы отвечают следующим требованиям:

- отделяют значительную часть жидкости после первичного разделения

- осуществляют дальнейшее разделение, удаляя растворенный газ из аккумулированной жидкости;

- выпускают полученные газ и жидкость из сосудов для предотвращения повторного смешения;

- рассеивают энергию газа и жидкостей;

- способствуют регулированию скорости поступления продукта для обеспечения сегрегации и равновесия между жидкостями и газом;

- уменьшают турбулентность в секции с газом;

- аккумулируют пену;

- сбрасывают избыточное давление при возникновении неисправности;

- располагают необходимым оборудованием для контроля над процессом;

- выводит твердые вещества: песок, грязь.

Разделение продукции скважин (на нефть и газ) обычно осуществляется в сепараторах.

В качестве сепараторов применяют емкости, в которых поддерживаются определенная температура и давление. Температура поддерживается на заданном уровне или за счет тепла поступающей продукции скважин и окружающей среды, или путем внесения тепла или холода извне. Давление в сепараторе поддерживается обычно регулятором давления, устанавливаемом на газовой линии.

Вывод нефти и газа осуществляется раздельно. Сепарация осуществляется в несколько последовательно подключаемых ступеней. В качестве последней ступени используется резервуар. Например, при трехступенчатой сепарации, на первых двух ступенях сепарация осуществляется в двух сепараторах, а на последней - в резервуаре.

На эффективность сепарации влияют следующие факторы:

1) Давление сепарации. Объем товарной нефти, состоящей в основном из пентанов и более тяжелых углеводородов, увеличивается с увеличением давления до определенного значения и снижается при дальнейшем его повышении. Оптимальное давление сепарации зависит от химического и фракционного состава продукции;

2) Температура сепарации. При повышении температуры процесса относительный выход стабильной жидкости падает. Однако, при температуре ниже -10С объем извлечения стабильной жидкости практически не увеличивается. Таким образом, предпочтительно поддерживать температуру в переделах от +10 до -10С;

3) Состав продукции скважин. Наибольшее влияние на выход стабильной товарной нефти оказывает содержание компонентов С5;

4) Количество ступеней сепарации. Если число ступеней сепарации больше двух, улучшается получение стабильной товарной нефти, но уменьшается общий объем извлекаемой жидкости. Потери нефти в открытых резервуарах в результате испарения будут меньше при многоступенчатой сепарации. При повышении числа ступеней сепарации с двух до трех, объем стабильной резервуарной нефти увеличивается в среднем на 8%. При повышении числа ступеней сепарации с трех до четырех, выход нефти увеличивается незначительно. Поэтому применение четырехступенчатой сепарации в большинстве случаев неэкономично.

В большинстве газожидкостных сепараторов основные элементы, обеспечивающие сепарацию, можно разделить на три группы: элементы, обеспечивающие грубое отделение нефти от газа, каплеуловители и аккумуляторы нефти. Элементы первой группы обеспечивают первичное отделение нефти от газа за счет использования центробежной или гравитационной силы.

Они состоят из сепарирующего элемента на входе, полок, проходов для жидкости и части сепаратора, расположенной между поверхностью жидкости и входным патрубком (в вертикальных сепараторах) или выше поверхности жидкости (в горизонтальных и сферических) сепараторах.

Каплеуловители устанавливают на пути газового потока с целью отделения капелек жидкости. Они бывают в виде коалесцирующих набивок, а также лопастного или гидроциклонного типов.

Аккумулятор нефти (а также воды, в случае трехфазных сепараторов) предназначен для сбора в нижней части аппарата жидкостей, отделившихся от потока либо сконденсировавшихся в сепараторе.

Для предотвращения прорыва газа в нефтяной коллектор или подъема уровня жидкости выше предельного, а также для обеспечения достаточного времени пребывания для всплытия газовых пузырьков из жидкости в сепараторах предусматриваются регуляторы уровня. По форме сепараторы бывают вертикальными, цилиндрическими, горизонтальными одноемкостными и двухъемкостными, а также сферическими.

Вертикальные сепараторы.

Вертикальный сепаратор состоит из четырех секций: I - основная сепарационная секция, II осадительная секция, III - секция сбора нефти, IV секция капле-удаления.

Рисунок 1. - Вертикальный сепаратор:

Секция I - это секция интенсивного выделения газа из нефти. Газоводонефтяная смесь под большим давлением через патрубок ввода смеси (1) поступает в рабочее пространство сепаратора с увеличенным объемом. За счет резкого снижения скорости потока, вода и газ отделяются от нефти. Затем вода поступает в нижние секции, а газ удаляется из сепаратора через верхний патрубок. Повышенный эффект сепарации обеспечивается при тангенциальном подводе газа в сепаратор. В этом случае поток газоводонефтяной смеси попадает в рабочее пространство цилиндрического корпуса сепаратора по касательной и перемещается путем вращения по стенкам корпуса, что создает оптимальные условия для отделения воды и газа. Нефть, отделённая от газа и воды поступает в секцию II сепаратора, где стекает под действием тяжести вниз по наклонным полкам тонким слоем. Это создает лучшие условия для выделения газа из нефти за счет снижения толщины ее слоя и увеличения времени пребывания смеси в секции II. После секции II нефть попадает в секцию III - сбора нефти. Здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка (7) закрывается заслонка на газовой линии (3) газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через линию отвода нефти (8). После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии. Через некоторое время процесс повторяется.

В секции III происходит очистка нефти от механических примесей (шлама). Шлам осаждается на дно и удаляется через линию сбора шлама (9). Секция IV - каплеудаления предназначена для улавливания капель жидкости, увлекаемых выходящим потоком газа. Капли воды оседают на жалюзном каплеуловителе и стекают вниз. Через выход (13) поступает частично очищенный газ.

Далее нефть из газосепараторов поступает в отстойные резервуары, из которых она направляется на установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

Основные элементы вертикального сепаратора: 1 - патрубок ввода газожидкой смеси, 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом, 3 - регулятор давления, 4 - жалюзный каплеуловитель, 5 предохранительный клапан, 6 наклонные полки, 7 - поплавок, 8 регулятор уровня и линии отвода нефти, 9 - линия сбора шлама, 10 перегородки, 11 - уровне мерное стекло, 12 - дренажная труба.

Горизонтальные сепараторы.

Горизонтальные сепараторы имеют ряд преимуществ перед вертикальными: большую пропускную способность и более высокий эффект сепарации. Принцип работы горизонтальных сепараторов аналогичен вертикальным. Но за счет того, что в горизонтальных сепараторах капли жидкости падают перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу ему, как в вертикальных сепараторах, горизонтальные сепараторы имеют большую пропускную способность.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства и предварительный отбор газа перед входом в сепаратор через вилку (2). В гидроциклоне входящий газожидкостный поток приводится во вращательное движение. Капли нефти как более тяжелые под давлением центробежной силы отбрасываются на стенки трубы, а газовая струя перемещается в корпусе сепаратора. Горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа отличается тем, что нефтегазовая смесь вводится в корпус сепаратора по наклонным участкам трубопровода.

Уклон входного трубопровода небольшой и составляет 10-15 градусов. При подъеме и последующем спуске по входному трубопроводу происходит разделение жидкости и газа на вилке (2). Затем газ по газоотводящим трубкам отводится к каплеулавливателю (3), часть капель воды оседает на жалюзийных насадках (4) и стекают в сам сепаратор. После этого газ направляется в газовод, вместе с газом, отделенным в корпусе сепаратора, направляется на ГПЗ через выход (5).

Для более интенсивного выделения растворённого газа, нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям - полкам (10). Очищенная нефть накапливается в нижней части сепаратора и выводится, также как и в случаи с вертикальным сепаратором, при определённом положении поплавка (8) под действием давления газа. Далее нефть поступает на УПН через линию (11).

Рисунок 2. - Горизонтальный сепаратор:

Основные элементы горизонтального сепаратора: 1 - входной трубопровод, 2 - вилка для предварительного отбора газа, 3 - каплеуловитель (сепаратор газа), 4 - жалюзийные насадки, 5 - газопровод с регулятором давления, 6 - предохранительный клапан, 7 - корпус сепаратора, 8 - поплавок, 9 - пеногасители, 10 - наклонные полки.

2. Применение законов гидростатики в технологических аппаратах на примере работы сифона

Гидростатика - раздел механики жидкостей, в котором изучаются состояние равновесия жидкости, находящейся в относительном или абсолютном покое, действующие при этом силы, а также закономерности плавания тел без их перемещения.

При абсолютном покое жидкость неподвижна относительно земли и резервуара. При относительном покое отдельные частицы жидкости, оставаясь в покое относительно друг друга, перемещаются вместе с сосудом, в котором они находятся.

Перед изучением состояния равновесия жидкостей необходимо выяснить, какие категории сил могут действовать на них, что называется гидростатическим давлением в точке, какими свойствами оно обладает и в каких единицах измеряется. Знание законов гидростатики позволяет решать задачи, имеющие важное научное и техническое значение. На законах изменения давления основано действие гидравлического пресса, гидравлического аккумулятора, жидкостного манометра, сифона и многих других гидравлических приборов.

Сифоны обеспечивают переток жидкости, как показано на рисунке, из сосуда 1 в сосуд 2 без применения каких-либо перекачивающих устройств и затрат работы извне. Действие сифона заключается в следующем. Слева на точку a действует давление:

p1 = p0 - сжgh1

А справа - давление:

p2 = p0 - сжgh2

Где:

h1 и h2 - высоты жидкости соответственно в малом и большом коленах сифона;

p0 - внешнее атмосферное давление.

Так как по условиям работы сифона всегда h1 < h2, то p1 > p2 на величину:

Дp = p1 - p2 = сжg (h2 - h1)

скважина сепаратор нефть

Что и заставляет жидкость течь по трубе сифона, причем подъем жидкости по трубе высотой h1 осуществляется в результат вдавливания ее атмосферным давлением против пониженного давления в верхней части сифона, созданного действием жидкости в трубе высотой h2.

Литература

1. Ахметова С.А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев, М.И. Баязитов, Под ред. - СПб.: Недра, 2006, - 868 с.

2. Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология: Учебник для вузов / М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И. Брагин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 414 с.

Размещено на Allbest.ru