Нефтегазовые сепараторы. 
Работа системы сбора и подготовки нефти на примере в НГДУ "Федоровскнефть" Федоровского нефтяного месторождения

Назначение и классификация нефтегазовых сепараторов. Сепарация — это процесс отделения от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов Он происходит при снижении давления и повышении температуры нефти, а также вследствие молекулярной диффузии углеводородных и других компонентов, содержащихся в нефти.

Сосуд, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют сепаратором (трапом). В нем может происходить и отделение нефти от воды.

Отделяют нефть от газа и воды в различных сепараторах для получения нефтяного газа, используемого как химическое сырье или как топливо, уменьшения потерь нефти и газа при их дальнейшем транспортировании и отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, можно условно подразделить на следующие основные типы:

по назначению — замерные и рабочие;

по геометрической форме и положению в пространстве — цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;

по принципу действия — гравитационные, центробежные, ультразвуковые и др.;

по рабочему давлению — высокого давления (2,5 МПа и выше), среднего (от 0,6 до 2,5 МПа), низкого (от 0 до 0,6 МПа), вакуумные;

по месту положения в системе сбора — I, II, концевой ступеней сепарации и т. д.

В сепараторе любого типа различают четыре секции:

основную сепарационную, служащую для отделения нефти от газа;

осадительную, в которой происходит дополнительное выделение пу-зырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции;

секцию отбора нефти, предназначенную для сбора и вывода нефти из сепаратора;

каплеуловительную, расположенную в верхней части сепаратора и служащую для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа в газосборный трубопровод.

Эффективность работы сепаратора любого типа зависит от количества капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и количества окклюдированного газа, уносимого потоком нефти из секции сбора нефти. Чем ниже эти показатели, тем эффективнее работа сепаратора.

Вертикальные гравитационные сепараторы применяют для обустройства промыслов в основном при двух-трубных системах сбора и устанавливают на I, П и последующих ступенях сепарации на скважинах или групповых сборных пунктах. Сепараторы имеют две основные модификации: ГТ — с тангенциальным вводом и ГЩ — с щелевым вводом. Основные технические данные сепараторов (трапов) с тангенциальным вводом (рис. 4.4) приведены в таблице 4.3.

Рис. 4.4. Трап с тангенциальным вводом: 1 — ввод жидкости; 2 — выход газа; 3 — выход жидкости; 4 — отстойник; 5 — корпус

В результате исследования процесса сепарации в вертикальных гравитационных трапах в промысловых условиях сделаны следующие выводы.

• 1. С увеличением производительности сепараторов гравитационного типа по жидкости увеличивается унос газа в окклюдированном состоянии из-за отсутствия равновесия фаз.
• 2. При увеличении площади контакта фаз (поверхности аппарата или сливных полок) в 5−6 раз допол-нительное выделение газа из нефти составляет только 10−15% от общего количества, остающегося в нефти.
• 3. Время пребывания нефти в вертикальном гравитационном трапе не оказывает существенного влияния на выделение растворенного газа, остающегося в ней из-за отсутствия фазового равновесия.

Таблица 4.3. Основные технические данные сепараторов (трапов) с тангенциальным вводом

Гидроциклонный сепаратор Гипровостокнефти. В данном сепараторе в результате использования центробежных сил обеспечивается наиболее высокая степень отделения газа от нефти.

В технологической емкости газ очищается от капелек жидкости, а нефть — от пузырьков и механических примесей. В емкости предусмотрены устройства для уменьшения ценообразования.

Гидроциклонные сепараторы предназначены для работы на Iступени сепарации. По конструктивному исполнению технологические емкости разделяются на двухи одноемкостные.

В двухемкостном сепараторе (рис. 4.5) нефтегазовая смесь поступает в центробежный дегазатор, где идет процесс разделения нефти и газа на самостоятельные потоки. Нефть из центробежного дегазатора по сливной полке поступает в уголковый разбрызгиватель, в котором поток нефти разбивается на множество отдельных струек. Далее нефть через штуцер попадает на сливную полку и по ней стекает в нижнюю емкость.

Рис. 4.5. Двухемкостной гидроциклонный сепаратор: .1 — нижняя технологическая емкость;2 — штуцер; 3 — верхняя технологическая емкость; 4 — газоочиститель; 5 — уголковый разбрызгиватель; 6 — перфорированные перегородки; 7,9- сливные полки; 8 — центробежный дегазатор; 10 — вертикальная перегородка

Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит по верхней части емкости, где под действием гравитационных сил из газа выпадают наиболее крупные капли жидкости. Перфорированные перегородки служат одновременно для очистки газа и выравнивания объемной скорости газа. Зона перфорированных перегородок отделена от зоны уголкового разбрызгивателя нефти горизонтальной перегородкой, предотвращающей попадание брызг в газовую зону при прохождении нефти через разбрызгиватель. Окончательная очистка газа завершается в газоочистителе жалюзийного типа. Принцип работы одноемкостного сепаратора аналогичен.

Двухемкостные гидроциклонные сепараторы производительностью (по нефти) 400 м³ /сут нашли широкое промышленное применение в составе серийно выпускаемых блочных замерных установок типа ЗУГ-5, «Импульс», «Спутник» .

Производительность по нефти, по данным Гипровостокнефти, может достигать 1000−1200 м^з/cyт при сохранении приведенной к условиям сепарации скорости входа газонефтяного потока 10−30 м/с.

Техническая характеристика гидроциклонных сепараторов приведена в табл. 4.4.

Таблица 4.4. Техническая характеристика гидроциклонных сепараторов.

Нефтегазовые сепараторы конструкции Центрального конструкторского бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН). Проектная производительность сепараторов 2000, 5000, 10 000,20000 и 30 000 т/сут по нефти при объемах емкостей соответственно 8, 14, 28, 56 и 80 м³, давлениях — 0,6; 1,6; 2,5; 4,0; 6,4 МПа и температурах от 0 до +100° С. Они предназначены для отделения газа от нефти на I ступени сепарации и качественной очистки газа перед подачей его в выходной трубопровод.

Сепаратор (рис. 4.6.) представляет собой горизонтальный аппарат, внутри которого непосредственно у вводного штуцера смонтированы сливные полки, обеспечивающие выделение основного количества газа. У штуцера выхода газа смонтированы вертикальный и горизонтальный фильтры очистки газа. Штуцер выхода нефти оборудован устройством, предотвращающим образование воронки.

Нефтегазовая смесь поступает через вводной штуцер на сливные полки, где и происходит основное выделение газа. Далее нефть движется по аппарату, занимая по высоте приблизительно половину диаметра, при этом из нефти выделяется газ, не успевший выделиться ранее. Выделившийся газ вместе с частицами нефти, которые находятся во взвешенном состоянии, поступает на фильтры грубой и тонкой очистки газа. Очищенный газ через штуцер выхода газа выводится из аппарата. Дегазированная нефть через штуцер выхода нефти, расположенный в нижней части, также выводится из сепаратора.

Следует отметить, что фактическая производительность сепараторов ЦКБН, эксплуатируемых на месторождениях Западной Сибири, меньше проектной в 3−4 раза. Для увеличения производительности данных сепараторов непосредственно на промыслах устанавливают устройства предварительного отбора газа, предложенные институтом СибНИИНП.

Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института (рис. 4.7.) имеет наклонные полки для увеличения поверхности контакта газ — жидкость и для предотвращения ценообразования при сливе жидкости из верхних секций сепаратора в нижнюю, накопительную.

Рис. 4.6. Нефтегазовый сепаратор ЦКНБ: 1 — вводный штуцер; 2 -сливные полки; 3 — фильтр газа грубой очистки; 4 -штуцер выхода газа; 5 — фильтр газа тонкой очистки; б — штуцер выхода нефти; 7 — корпус; 8 — люк-лаз

Работает сепаратор следующим образом: газонефтяная смесь поступает в приемный отсек, А под слой жидкости через входной патрубок, опущенный почти до низа сепаратора. Отделившаяся жидкость перетекает через перегородку в отсек Б, снабженный решетками для гашения пены. Разрушение пены способствует лучшему выделению газа из жидкости. Далее жидкость через горизонтальную щель перетекает в отсек В, где она разливается по полке, а с нее перетекает на полки, расположенные ниже. При движении жидкости тонким слоем по полкам создаются благоприятные условия для выделения газа из жидкости и массообмена между газом и жидкостью, так как площадь раздела фаз в таком сепараторе очень велика. Выделившийся газ поднимается в верхнюю часть сепаратора через газоходы, предусмотренные в полках.

Рис. 4.7. Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института: 1 -входной патрубок; 2 — перегородка; 3 — пеногасительные решетки; 4 — полка; 5 — газоходы; 6 — перегородка; 7 — каплеотделители; 8 — регулятор уровня; А, Б, В, Г — отсеки сепаратора

Камера отбора жидкости Г отделена от отстойника отсека перегородкой для предотвращения возмущающих явлений в зоне отстоя. Отделив-шийся газ из всех отсеков проходит через каплеотделители, которые изготавливают из проволочной коалесцирующей набивки. Уровень жидкости в сепараторе в отборном отсеке поддерживается поплавковым регулятором уровня, соединенным с заслонкой на нефтяной линии.

Управление технологическим режимом в сепараторах автоматизировано. Предусмотрена сигнализация на диспетчерский пункт о количестве поступающей жидкости и изменении давления в аппарате.

Производительность сепараторов по жидкости составляет 5000 т/сут, рабочее давление 1,6−6,4 МПа, газовый фактор от 100 до 500 м³ /м³.

Блочная сепарационная установка УБС ТатНИИнефтемаша предназначена для I ступени сепарации нефти с одновременным оперативным учетом продукции в системах герметизированного сбора и транспортирования нефти и газа.

В настоящее время разработан нормальный ряд установок УБС на производительность по жидкости от 2 до 16 тыс. м³сут и давление от 0,4 до 1,6 МПа. В таблице 4.5. приведены технологическая характеристика и описание установки УБ С-16 000/16.

Таблица 4.5. Технологическая характеристика УБС-16 000/16.

Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа УБС-16 000/16 выполнена в моноблоке (рис. 4.8.) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической емкости, каплеотбойника, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Устройство предварительного отбора газа расположено на нисходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наилучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для отбора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм, длиной 15 м, установленную под углом 3°.

Рис. 4.8. Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа УБС-16 000/16: 1- устройство предварительного отбора газа; 2 — технологическая емкость; 3 — задвижка; 4 — лоток; 5 — предохранительный клапан; бтруба для установки датчиков и регулятора уровня; 7 — каплеотбойник; 8 — перегородка; 9 — полка

Технологическая емкость — цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части емкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, выхода нефти, газа, для пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического осмотра и ремонта имеются по торцам два люка-лаза. Внутри технологической емкости находятся лоток для распределения поступающей продукции, полки и система перегородок для более полной сепарации нефти от нефтяного газа.

Для предотвращения недопустимого повышения давления в емкости установлены четыре предохранительных клапана. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для установки контрольно-измерительных приборов.

На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представляющий собой емкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатных отбойника. Для слива отделившей-ся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической емкости, в нижней части каплеотбойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На емкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли.

Работает установка следующим образом. Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, в котором происходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в каплеотбойник, где очищается от капельной жидкости и направляется в газопровод.

Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в технологическую емкость и по лотку и полке, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа, затем нефть стекает в ее нижнюю часть. Наличие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки — увеличению свободной поверхности.

Газ, выделившийся в емкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть — в нефтепровод.

На газовой линии между каплеотбойником и устройством предварительного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбойник или в нефтегазовый сепаратор.

Преимущества и недостатки различных сепараторов

Часто перед проектировщиками встает вопрос, сепаратор какого типа запроектировать к установке УПН или ДНС.

Вертикальные сепараторы 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 рекомендуется использовать тогда, когда в продукции скважин содержится песок.

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

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

В таблице 4.6. проведено сравнение основных преимуществ и недостатков сепараторов различных типов. Меньшая цифра показывает большие преимущества.

Таблица 4.6. Преимущества и недостатки различных сепараторов.

Предварительный сброс воды на УПСВ может быть осуществлен по традиционной технологии и с использованием трехфазных сепараторов (хитер-тритер). Оба этих варианта используются на Федоровском месторождении. Преимуществом второго варианта является уменьшение набора технологического оборудования в составе УПСВ, т.к. нагрев, сепарация и отделение воды осуществляется в одном аппарате вместо трех.

Аппарат фирмы «Sivalls» оборудован коалесцирующим устройством.