Нефтегазовые сепараторы

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. Сепараторы

1. Сепараторы, их типы, конструкция и работа

2. Выбор оптимального числа ступеней

3. Сепараторы первой ступени с предварительным сбросом воды

4. Расчеты нефтегазовых сепараторов

5. Преимущества и недостатки различных сепараторов

Список используемой литературы

ВВедение. сепараторы

Нефтегазовые сепараторы служат для получения нефтяного газа, выделившегося из нефти при ее движении по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору, и используемого как ценное химическое сырьё или как топливо; уменьшения перемешивания нефтегазоводяного потока и снижения гидравлических сопротивлений в трубопроводах; разложения и отделения от нефти образовавшейся пены; предварительного отделения воды от нефти при добыче нестойких или разрушенных в трубопроводе нефтяных эмульсий; существенного снижения пульсаций при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).

Последний фактор оказывает существенное влияние на стабильность работы УПН и УПВ. Если значительно не снизить или не исключить пульсацию давлений в первой ступени сепарации, расположенной на БДНС 12, то она будет передаваться оборудованию УПН 8 и УПВ 7 и последнее будет работать с перегрузкой или недогрузкой, т.е. нестабильно, а это значит, что подготовка нефти и воды на этих установках не будет отвечать ГОСТ.

сепаратор конструкция ступень нефтегазовый

1. СЕПАРАТОРЫ, ИХ ТИПЫ, КОНСТРУКЦИЯ И РАБОТА

Сепараторы, применяемых на площадях нефтяных месторождений, условно подразделяют на следующие категории:

1) по назначению - замерно-сепарирующие и сепарирующие;

2) по геометрической форме и положению в пространстве - цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;

3) по типу обслуживаемых скважин - фонтанные, компрессорные и насосные;

4) по характеру проявления основных сил - гравитационные, инерционные (жалюзийные) и центробежные (гидроциклонные);

5) по рабочему давлению - высокого (6,4 МПа), среднего (2,5 МПа), низкого (0,6 МПа) давления и вакуумные;

6) по числу обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые;

7) по числу ступеней сепарации - первой, второй, третьей и т.д.;

8) по разделению фаз - двухфазный (нефть + газ), трехфазный (нефть + газ + вода).

В нефтяных сепараторах любого типа различают четыре секции, которые наглядней всего можно показать в сепараторе вертикального типа (рис.2)

Осадительная секция (рис. 2, II), в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа и нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.

Секция сбора нефти (рис. 2, III), занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом - в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секции и времени пребывания нефти в сепараторе.

Каплеуловительная секция (рис. 2, IV), расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

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

Для оценки эффективности работы нефтяного сепаратора и его технического совершенства, дадим определение эффективности сепаратора, характеризующей степень убывания (усадки) в сепараторе нефти за счет разгазирования и соответствующее увеличение в нем газа. Эффективность эта будет выражаться следующим образом:

- GМН и GМК - соответственно массовые расходы нефти до и после сепаратора (начальные - н и конечные - к);

- GМГК и GМГН - соответственно массовые расходы газа после сепаратора и до него;

- VК и VН - соответственно объемные расходы газа после сепаратора и до него.

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

При любых условиях для герметизированной системы сбора количества нефти и газа GН + GГ = const.

К показателям эффективности работы нефтяного сепаратора относятся так же удельный унос капельной жидкости КЖ потоком газа и удельный унос свободного газа К Г потоком нефти.

- qЖ и qГ - объемные расходы капельной жидкости и свободного газа, уносимые из сепаратора при рабочих условиях, м³/ч;

- GН и GГ - объемные расходы газа и нефти при рабочих условиях в сепараторе, м³/ч.

Однако одни и те же значения КЖ и К Г можно получить, как известно, в сепараторах различных конструкций (например, в сепараторах большого объема без специальных отбойных приспособлений и в сепараторах, скажем гидроциклонных, а значит, и с различными технико-экономическими показателями.

Поэтому, пользуясь только показателями К Ж и К Г, 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 газ и жидкости и, кроме того, имеет большую производительность 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., иными словами при большей производительности. Таким образом, для оценки эффективности работы сепаратора наряду с показателями К Ж и К Г 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 К Г ? 20•10 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 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.

Каплеулавливающая 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.

2. 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.



Рисунок 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.

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. рисунок 3, в).



Рисунок 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.



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

3. 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.

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).

Рисунок 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 (310 Пас) и особенно высокой (0,1 Пас) 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 нефти обычно применяют различные сепараторы.

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).

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

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) 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.



Рис. 7. Концевые сепараторы:

а - с поплавковым уровнемером; б - с шибером.

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. 7, 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.

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.

Рисунок 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.

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

4. РАСЧЕТЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ СЕПАРАТОРОВ

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 (х(х =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.

4. Способность нефти образовывать пену и ее стойкость к разрушению. Пенообразующие нефти исключительно трудно сепарируются и пока нет широкого выбора эффективных средств (кроме силикона) по предотвращению образования стойких пен в сепараторах. Пены разрушаются в сепараторах в основном механическим способом и реже физико-химическим (силикон).

5. Конструктивные элементы внутреннего устройства сепараторов. Они, как и все перечисленные выше факторы, играют при сепарации нефти от газа исключительно большую роль.

6. Обводненность нефти. Наличие в нефти воды и возможность получения стойких вязких эмульсий.

Таким образом, видно, что на пропускную способность нефтяных сепараторов оказывает влияние большое число факторов, учесть или регулировать которые не представляется возможным. Для расчета сепараторов существуют методики отдельных конструктивных элементов сепараторов (жалюзей, отбойников, центробежного эффекта и т. п.). На пропускную способность по нефти и газу довольно точно можно рассчитать только вертикальный гравитационный сепаратор без всяких внутренних отбивающих или коалесцирующих устройств, могущих существенно улучшить его сепарирующую способность.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости

Он сводится к тому, чтобы скорость подъема уровня жидкости х_Ж в нем меньше скорости всплывания газовых пузырьков, т.е.

х_Ж < х_Г (5.1)

Скорость всплывания пузырьков газа х_Г в жидкости обычно определяется по формуле Стокса, заменим в ней абсолютную вязкость газа µ_Г на абсолютную вязкость жидкости м_Ж.

Учитывая соотношение (5.1), пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости, можно записать

(5.2)

или

(5.4)

После подстановки в данную формулу s = 0.785 D² и ускорения свободного падения g получим

(5.5)

При расчетах сепараторов на пропускную способность для определения плотности газа в условиях сепаратора необходимо пользоваться формулой

(5.6)

- с₀ - плотность газа при нормальных условиях, кг/м³_;

- р и р₀ - соответственно давление в сепараторе и давление при нормальных условиях, Па;

- Т₀ и Т- абсолютная температура при нормальных условиях (Т₀=273^оС) (Т=273+ t) соответственно, К;

- z - коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального.

5. ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ РАЗЛИЧНЫХ СЕПАРАТОРОВ

Часто перед проектировщиками встает такой вопрос, сепаратор какого типа запроектировать к установке на УПН или на БДНС.

Вертикальные имеют то преимущество, что они позволяют достоверно определить объем жидкости, что обуславливает применение более простых средств для регулирования его работы. Процесс очистки таких сепараторов прост, поэтому их рекомендуют использовать тогда, когда в продукции скважин содержится песок.

В горизонтальном сепараторе такого же объема, что и вертикальный, производительность по газу больше, поскольку площадь его в диаметральном сечении в несколько раз превышает площадь вертикального сепаратора. Поверхность раздела фаз газ - жидкость в горизонтальном сепараторе велика, поэтому требуется меньше времени для всплытия пузырьков газа в жидкости. Горизонтальные сепараторы монтировать и обслуживать намного проще, чем вертикальные, но они требуют большей площади, что является существенным недостаткам, когда месторождение расположено в море или на болоте (Самотлор).

У сферических сепараторов первоначальные капитальные вложения на единицу пропускной способности по газу наименьшие, что является основным их преимуществом. Однако существенный их недостаток - трудность в изготовлении, связанная с необходимостью штамповки отдельных заготовок (лепестков), а затем их сварки.

В таблице 1 проведено сравнение основных преимуществ и недостатков сепараторов различных типов. Меньшая цифра показывает большие преимущества.

Таблица 1

Сепаратор	К/VГ *	Экономичность при высокой производительности по газу, VГ	Экономичность при высоком давлении газа	Содержание грязи, песка	Содержание пенистой нефти	Высокая вязкость и большая температура застывания	Пульсация потока	Регулирование уровня жидкости	Компактность	Изготовление	Монтаж	A/VГ **
Вертикальный	3	2	3	1	4	2	2	1	3	2	2	1
Горизонтальный: одноемкостной	1	1	1	3	1	1	3	4	2	2	1	4
двухемкостный	2	1	1	3	1	3	1	2	2	2	1	3
Сферический	2	3	2	1	3	4	4	3	1	4	3	2

Список литературы

1. Молчанов Г. В., Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1984, 464 с.

2. Лутошкин Г. С.. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1983.--224 с.

3. Тронов В. П.. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань: «Фэн», 2002.--408 с.

Размещено на Allbest.ru