Подбор сепарационных установок и их применение на месторождений Узень

    Для более  интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти и эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.

III. Секция сбора нефти  (внизу сепаратора) предназначена 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 секций, а также от вязкости нефти и времени пребывания ее в сепараторе.

IV. Каплеуловительная  секция, расположенная в верхней части сепаратора или вынесенная за пределы его и служащая для улавливания  мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа в газопровод.

Чем больше газа будет  выведено из сепаратора вместе с нефтью и нефти вместе с газом, тем  ниже эффективность работы сепаратора. До последнего времени на большинстве месторождений применялись преимущественно вертикальные сепараторы гравитационного типа, называемые сепарационными трапами.

Принцип работы сепарационного трапа следующий (рис.6) Продукция скважины по специальному вводу, врезанному касательно к боковой поверхности сепарационного трапа, поступает в него. Благодаря резкому

снижению скорости движения нефть стекает вниз, а выделившийся из нее газ поднимается вверх, обходит отбойники с целью дальнейшего отделения капельной нефти от газа, а затем через газоотводящую трубу выводится из сепарационного трапа. Нефть, собравшаяся внизу этого трапа, через выкидную линию выводится из него. Люк предназначен для чистки трапа, а отвод — для спуска песка и грязи.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6. Вертикальный сепарационный трап

 

 

 

1 — выкидная линия; 2 — специальным клапан; 3 — отвод; 4 — предохранительный клапан; 5 —ввод; 6 — люк; 7 — газоотводящая труба; 8 — отбойники; 9 — жалюзи; 10 — козырек;  11 — регулятор уровня; 12 — змеевик для подогрева

 

На сепарационном трапе  устанавливают предохранительный  клапан   (для   предупреждения  образования   в  трапе  давления выше допустимого), манометр и регулятор  уровня. Уровень жидкости должен быть строго определенным, чтобы не допустить прорыва газа в нефтяную линию или нефти в газовую линию. Количество газа, выделившегося из нефти, зависит от

давления: чем меньше давление, тем больше выделится свободного газа.

     Такие сепарационные  трапы имеют сравнительно большую пропускную способность по газу и небольшую по нефти. Для самотечных систем сбора и транспорта нефти это мало заметно.   Но при совместном сборе и транспорте продукции скважин, где смонтированы крупные централизованные сепарационные установки, а суточная пропускная способность трапов может быть более 20 тыс. т нефти, это приобретает большое значение. В таком случае необходимо ставить несколько сепарационных трапов, особенно при многоступенчатой сепарации, в результате чего увеличиваются металлоемкость, денежные средства на сооружение сепарационных установок и другие технико-экономические показатели. Во избежание этого применяют горизонтальные гидроциклонные сепараторы. Гидроциклонными сепараторами оборудовано большинство автоматических групповых сепарационно-замерных установок, в том числе установка типа «Спутник-А». При совместном сборе и транспорте продукции скважин применение этих сепараторов показало высокую экономическую эффективность.

         Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС предназначены для отделения газа от обводненной нефти и сброса свободной пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из аппарата (рис. 7). Выпускаются установки типа УПС на рабочее давление 0,6 МПа следующих модификаций: УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М и УПС-10000/6М. Одновременно разработаны все модификации УПС и на рабочее давление 1,6 МПа. В шифре установок приняты следующие обозначения: УПС — установка с предварительным сбросом воды; А — в антикоррозийном исполнении; первая цифра после букв пропускная способность по жидкости (м³/сут); вторая цифра — допустимое рабочее давление; М — модернизированная.

    Первые  три установки типа УПС можно использовать в качестве сепараторов первой ступени, в этом случае предварительное отделение газа от жидкости должно осуществляться в депульсаторе перед поступлением

продукции в аппарат. УПС-10000/6М устанавливается после сепаратора

первой ступени и одновременно может разделять жидкость на несколько потоков равного  расхода.

Автоматизированные установки выполнены в моноблоке и состоят из следующих основных частей: блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Блок сепарации  и сброса воды глухой сферической перегородкой разделен на два отсека— сепарационный А и отстойный Б. Каждый отсек имеет люк-лаз, предохранительный клапан и дренажные штуцеры.

В сепарационном отсеке для более полной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрена нефтеразливная  полка  2. 

 

Рис. 7.  Принципиальная схема установки типа УПС-3000

 

     Для равномерного распределения 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 имеется распределитель 3 жидкости на входе, перфорированная труба со штуцером для вывода воды 8 и два штуцера 5 и 6 для вывода нефти.       Расположение штуцеров для вывода нефти позволяет осуществлять работу установок в режимах полного и неполного заполнения. На установках УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавливаемый над отстойной секцией. Работа установки происходит следующим образом. Продукция скважин поступает в сепарационный отсек А по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит первичное отделение газа от жидкой фазы. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня отводится в отсек Б, откуда через каплеотбойник 4 и регулятор давления — в газовый коллектор. В случае применения установки на I ступени сепарации предусматривается узел предварительного отбора газа (депульсатор). При использовании установки на II ступени сепарации монтаж узла предварительного отбора газа не требуется. Водонефтяная эмульсия из отсека А перелавливается в отсек Б под действием давления газа. Допустимый перепад давления между отсеками Б и А не более 0,2 МПа (в зависимости от длины каплеобразователя между отсеками). Для улучшения отделения воды от эмульсии предусмотрено предварительное смешение продукции скважин с водой, поступающей из установки подготовки нефти. Трубопровод (каплеобразователя) между отсеками А я Б может быть выполнен из трубы определенного диаметра и длины в зависимости от требуемого времени контакта эмульсии и оборотной воды. При работе установки без каплеобразователя оборотная вода с установок подготовки нефти подается за 200—300 м до входа в технологическую емкость. Водонефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек Б через входной распределитель 3. При этом основная часть струй, вытекающих из

распределителя, движется радиально, а меньшая часть — в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата и теряя кинетическую энергию, струи эмульсии отражаются и принимают горизонтальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 8. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верхней части емкости.

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

Разработаны 12 типоразмеров блоков, отличающихся между собой

подачей и  давлением нагнетания насосных агрегатов: БН-500-9; БН-500-18; БН-500-17; БН-500-21; БН-1000-12; БН-1000-19; БН-1000-25; БН-1000-31; БН-2000-13; БН-2000-17; БН-2000-22; БН-2000-26. В шифре установок приняты следующие обозначения: БН — блочная насосная; первая цифра — подача насоса по жидкости (м³/сут); вторая цифра — давление нагнетания.

Из перечисленных  блоков компонуются дожимные насосные станции подачей 500; 1000; 2000 м³/сут. Дожимные насосные станции большей подачи комплектуются из двух технологических блоков подачей по 2000 м³/сут каждый, которые при параллельной работе обеспечивают общую подачу от 4000 м³/сут. (при двух рабочих насосах), до 6000 м³/сут (при трех рабочих насосах).

Рис.8. Принципиальная схема установки БН

  Насосная  станция типа БН (рис.8) состоит  из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа.

  Технологический  блок состоит из двухточного  гидроциклона 2, технологической емкости 3, регулятора подачи насосов 4, автомата откачки

5, механического регулятора уровня 6, центробежных насосов 8 с электродвигателями 9, отсекающих клапанов / и 7, счетчика 10, а также технологической обвязки арматуры и гидравлической системы управления.

   Технологический  блок имеет два двухточных  гидроциклона. Подача каждого  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 вместимость емкости для всех блоков принята равной 20 м³, что составляет 1 % от суточной подачи блока БН-2000.

      Емкость вертикальными перегородками  разделена на две части. Первый, малый отсек А служит для задержания механических примесей, пены. В нем поддерживается некоторый уровень жидкости, куда погружается нижний патрубок гидроциклонной головки. Большой отсек Б емкости служит основным буфером перед насосами и дополнительным сепаратором. В нем размещаются также поплавки всех регулирующих механизмов.  Для районов с неблагоприятными климатическими условиями насосная часть технологического блока выполняется в закрытом исполнении.  Нефтегазовый поток по сборному коллектору 7 поступает в два двухточных 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. На выкидном коллекторе, после насосов, для замера общей подачи участка по жидкости имеется счетчик.

  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 имеется опасность застывания нефти при отрицательных температурах и срыва подачи насоса. Периодическая откачка насосами проводится 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 емкости через заслонку механического регулятора уровня, установленного в патрубке технологической емкости, поступает в газосборный коллектор IV 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 смонтирован предохранительный клапан, который срабатывает при повышении давления в емкости более 0,9 МПа. При срабатывании предохранительного клапана газ отводится на факел. К факельной линии II также подключены канализационные патрубки технологической емкости, через которые при открытых задвижках продукты пропарки могут отводиться на факел. Для удаления течи сальников насосных агрегатов предусматривается отдельная система канализации III.

Комплекс   приборов и средств автоматизации обеспечивает:

• автоматизацию процесса периодической откачки нефти с установки;
• включение резервного насоса откачки, при аварийной остановке работающего; предусматривается выбор режимов управления

         насосами — «ручной», «I рабочий» и «II рабочий» (автоматические);

• прекращение подачи газонефтяной смеси на дожимную станцию при переполнении технологической емкости (для ДНС, работающих без резервных и аварийных емкостей);
• открытие линии слива газонефтяной смеси в резервную (или аварийную) емкость и сброса газа на факел при переполнении технологической емкости (для ДНС, работающих с резервными или аварийными емкостями);
• согласование (регулирование) подачи насосов откачки с количеством

газонефтяной смеси  при непрерывном режиме работы насосов;

• регулирование уровня газонефтяной смеси в технологической емкости (в случае аварийного режима работы ДНС с резервными или аварийными емкостями);
• автоматическую защиту (отключение) работающего насоса при отклонении давления от нормального на нагнетании насоса и обесточивают блока местной автоматики (БМА);
• технологический контроль за расходами газонефтяной смеси и отсепарированного газа, уровнем в технологической емкости, давлениями в различных точках технологической обвязки ДНС;
• сигнализацию в щитовой блок ДНС об аварийно-высоком верхнем и нижнем уровнях в технологической емкости; об аварийной остановке работающего насоса; о включенном состоянии БМА; о нормальной работе насоса откачки;
• возможность дублирования аварийной световой сигнализации, выносимой в щитовой блок ДНС, местной звуковой (сирена) или дистанционной (при телемеханизации).