Подбор сепарационных установок и их применение на месторождений Узень

 

 
     2.4.2 Влияние  формы сепаратора на его конструкцию

В зависимости от формы  сепараторов четыре главных секции его могут быть расположены по-разному. Например, в вертикальном сепараторе первая секция расположена в средней части сосуда, в горизонтальном она расположена перед входом нефтегазовой смеси, в сферическом — в  средней или верхней частях сосуда. В вертикальном сепараторе осадительная секция обычно имеет диаметр сосуда. В горизонтальном эта секция занимает лишь половину сосуда, так как нижняя часть занята жидкостью. В двухцилиндровом горизонтальном сепараторе для этой цели используется объем верхнего цилиндра. В сферических сосудах для осадительной секции используется почти весь внутренний объем. Секция окончательной очистки, как правило, расположена в верхней части вертикальных и сферических сепараторов. В горизонтальных сепараторах секция окончательной очистки находится на противоположном конце от входного патрубка. Секция сбора жидкости располагается обычно на дне сферических и вертикальных сепараторов. В одноцилиндровом горизонтальном сепараторе жидкость занимает от одной трети до половины нижней части цилиндра. В двухцилиндровом горизонтальном сепараторе в зависимости от конструкции для этой цели используется от половины до полного объема нижнего цилиндра.

Вертикальный сепаратор  имеет бесспорные преимущества перед сепараторами других типов, если в потоке газа содержится много механических примесей (грязи, песка), так как он имеет хороший сток и легко очищается. Такие сепараторы требуют мало места для установки. Однако высота вертикальных сепараторов при использовании их в передвижных или

крупноблочного исполнения установках создает серьезные трудности при их монтаже и эксплуатации. В вертикальном сепараторе, хотя скорость газа должна быть вязкой при прохождении через осадительную секцию, сепарация будет хуже, так как направление падающих частиц противоположно направлению газового потока. Горизонтальные сепараторы хорошо устанавливаются на салазках, легко монтируются и обслуживаются.

Имеют эти сепараторы и недостатки, основной из которых  — отсутствие естественного грязеотстойника и хорошего дренажа. Другой недостаток — большая занимаемая площадь. Основным преимуществом сферических сепараторов является их компактность. Они наиболее экономичны, особенно при обработке газов высокого давления. При одном и том же объеме сферические сепараторы наименее металлоемки по сравнению с сепараторами других форм. Они хорошо монтируются на салазках, требуют салазки меньших размеров, чем горизонтальные сепараторы, и обладают большей полезной площадью для работы и обслуживания

 

 

     2.4.3 Конструкции сепараторов

       Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя. Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Одна из распространенных конструкций нефтегазовых сепараторов  — центробежные разделители, получившие название гидроциклонных сепараторов. Принцип сепарации в них основан на использовании центробежных сил, которые придаются нефтегазовому потоку на входе в сепаратор за счет специальных устройств — гидроциклонов. Центробежные

(гидроциклонные) сепараторы  применяются также для очистки

отсепарированного газа от конденсата и механических примесей. Центробежные сепараторы применяют, в  основном, в качестве входных и  промежуточных ступеней очистки  в установках промысловой подготовки газа, а также на магистральных  газопроводах. Известны случаи применения центробежных сепараторов на концевой ступени очистки.

Горизонтальный  газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа          (рис.11) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4.

Рис. 11. Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа

1 — емкость; 2 — однотомный гидроциклон; 3 — направляющий патрубок; 4 — секция перетока; 5 —каплеотбойник; 6 — распределительные решетки; 7 — наклонные полки; 8 — регулятор уровня

 

В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8. Вертикальные сепараторы применяют в основном для сепарации нефти с низким газовым фактором; горизонтальные - для нефти с высокими газовым фактором и содержанием воды, широко используют также сферические сепараторы. Вертикальные гравитационные сепараторы применяют для обустройства промыслов в основном при двухтрубных системах сбора и устанавливают на I, II и последующих ступенях сепарации на скважинах или групповых сборных пунктах. Сепараторы имеют две основные модификации: ГТ - с тангенциальным вводом и ГЩ - со щелевым вводом.

Вертикальные сетчатые сепараторы применяют на промыслах  в качестве концевых сепараторов  в установках НТС, промежуточных  и концевых сепараторов на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ), при очистке газа от жидкости перед подачей его на факел. В случае необходимости высокоэффективной очистки газа, например, перед абсорбером осушки сетчатый сепаратор может быть применен в качестве входного.

Вертикальный  сепаратор  представляет собой вертикально  установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа. Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 12).

Газонефтяная смесь  под давлением поступает в  сепаратор по патрубку 1 в раздаточный  коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся

увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения

капель нефти, и далее  направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

Рис.12. Вертикальный сепаратор

 

 А — основная  сепарационная секция; К — осадительная  секция; В — секция сбора нефти;  Г— секция каплеудаления; 1 —  патрубок ввода газожидкостной  смеси; 2 — раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 — регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — предохранительный клапан; 6 — наклонные полки; 7 — поплавок; 8 — регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 — линия сброса шлама; 10 — перегородки; 11 — уровнемерное стекло; 12 — дренажная труба

 

Контроль за уровнем  нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

        Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации. Горизонтальные сепараторы применяют при обработке большого количества газа. Достигается это более удачной компоновкой в горизонтальных аппаратах сепарирующих секций и эффективных отбойных устройств. Горизонтальные аппараты легко монтируют в транспортабельные блоки, удобны в обслуживании и ремонте. Уменьшить перепад давлений, срабатываемый в штуцерах, вибрации, которые возникают при дросселировании потока газированной жидкости, а также поддерживать большую стабильность давления в кольцевом пространстве скважины и осуществлять первичное отделение газа от жидкости при повышенном давлении по сравнению с атмосферным позволяют устьевые сепараторы. Устьевые сепараторы применяют, прежде всего, для бурения при равновесии давлений. Обычно на буровой устанавливают два сепаратора: один рассчитан на рабочее давление 8 — 10 МПа, второй — на избыточное давление около 1 МПа.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис.13) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8.

     Наклонные  полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Сепаратор работает следующим  образом. Газонефтяная смесь через  патрубок 10 и распределительное  устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным

полкам, нефть освобождается  от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

 

Рис. 13. Горизонтальный газонефтяной сепаратор

 

1 — технологическая  емкость; 2 — наклонные желоба; 3 — пеногаситель; 4 — выход газа, 5 — влагоотделитель; 6 — выход нефти; 7 — устройство для предотвращения образования воронки; 8 — люк-лаз; 9 — распределительное устройство; 10 — ввод продукции

 

     Для повышения  эффективности процесса сепарации  в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Сепарация газа от нефти начинается, как только давление нефти снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте или стволе скважины. Выделение газа из нефти увеличивается с уменьшением давления.

Выделившийся газ стремится  в сторону пониженного давления, в скважине к ее устью и дальше в газосепаратор. Перемещаясь в  сторону пониженного давления, газ  в виде пузырьков, расширяющихся  и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и в то же время опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в сепаратор. Перед входом в газосепаратор продукция скважины всегда состоит из двух фаз жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз зависит от состава головных углеводородов в пластовой нефти, давления, поддерживаемого в газосепараторе, и давления насыщения нефти в пластовых условиях. Если в скважину поступает из пласта нефть и дополнительно газ, то к газонефтяному сепаратору подойдут этот дополнительный газ и газ, выделившийся из нефти вследствие снижения давления от давления насыщения до давления, установленного в газосепараторе, а также оставшаяся нефть с окклюдированным в ней газом.

         В газосепараторе происходят два основных процесса: отделение свободного газа и выделение из нефти окклюдированного газа; отделение газа, выделившегося в результате перепада давления нефти у входа в газонефтяной сепаратор и поддерживаемого в нем. Вследствие того, что выделение основной массы газа из нефти закончилось перед входом в сепаратор, основным процессом в нем является отделение газа от нефти, процесс же выделения газа из нефти является вспомогательным, происходящим практически при постоянном давлении.

         Процессы очистки газа от основной массы частиц жидкости, попавших в сепарационную секцию, и очистка нефти от основной массы газа в виде пузырьков, попавших в секцию сбора жидкости, завершаются в газонефтяном сепараторе. Выделение капель нефти из потока газа может происходить под

влиянием гравитационной, инерционной и пленочной сепарации.     

      Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием силы тяжести. Инерционная сепарация происходит при резких поворотах потока газа. В результате этого жидкость, как более инертная, выпадает из потока газа, осаждаясь на жидкость, находящуюся в газонефтяном сепараторе, или на внутреннюю его

поверхность, а газ, как  менее инертный, перемещается к входу  в газоотводную

трубу. На этом же принципе основана циклонная сепарация, осуществляемая подачей газа в центробежный циклон, в котором жидкость отбрасывается к внутренней поверхности циклона и затем стекает вниз в жидкостное

пространство газонефтяного  сепаратора, а газ выходит через  центральную трубу циклона. Циклонная  сепарация при определенных условиях весьма эффективна. Циклон можно установить внутри газонефтяного сепаратора либо снаружи. Примером наружного расположения циклона может служить циклонный газонефтяной сепаратор, разработанный в Гипровостокнефти.          На количество и размер частиц жидкости, попадающих в газонефтяной сепаратор, существенное влияние оказывают условия ввода в него продукции скважины, а на количество частиц газа в виде пузырьков, попадающих в

секцию сбора жидкости, — конструкции подвода жидкости в нижнюю часть газонефтяного сепаратора и вывода жидкости из него.  
Ввод продукции скважин в газонефтяной сепаратор осуществляют различно.  
Подвод жидкости в сепаратор может быть осуществлен стеканием ее с поверхности корпуса непосредственно или по наклонно расположенной плоскости, находящейся внутри газонефтяного сепаратора, или непосредственно сбросом на ее поверхность. Последнее не рекомендуется. Промысловыми наблюдениями установлено, что жидкость при ее опускании в  газонефтяном сепараторе увлекает за собой под поверхность нефти находящийся в секции сбора жидкости газ из осадительной секции и газ, находящейся в пене расположенной на поверхности нефти, в секцию жидкости. Глубина проникновения жидкости под поверхность слоя нефти, находящейся в этой секции зависит от значения её кинетической энергии, представляющей произведение массы на квадрат скорости, т.е. .