Вопрос 3.6: Выбор оптимального числа ступеней сепарации

Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан с довольно сложными расчетами при ис- пользовании констант равновесия. Однако, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступе­ней сепарации, необходимо рассмотреть два способа разгазирования нефти - дифференциальный и контакт­ный.

Рис. 11 Схема многоступенчатой (дифференциальной) а, одноступенчатой (контактной) б сепарации газа от нефти и количество газа, выделившегося при этих способах разгазиро­вания в: 1 - контактное, 2 - дифференциальное разгазирование нефти.

На рис. 11а приведена схема многоступенчатой сепарации с условным выделением и отводом за пределы Lenaparopa..меси отле^ьны* комм^ьсати? га^з на каждой с и пени, т.е. показано дифференциальное разгазиронлпие нефги. > лракгертчютееея пооегччшым сниже^/е^ давления (p_h p_:,.., р_Г!). начиная от давления насыщения р,,, soi^a ьесь ^r_t. а ьгфти растворен, а на рис. 116 - одноступенчатое (контактное) ие неф!и, при кетч>ро\, ч\ nivv* \\.т резкое "ииижен*^ давления от р_н до р_п и одноразовый от­;.ич т > чаю пей кефти \\? первую ступень сепарации (G_M) и ко­ -\\ ч.лч^н,; ceninaiura г^м дифференциальном и контактном раз- -' ^j ь^я-^оП стчпечи ^ j ^овую фазу, на схемах показано штри-

вод из сепаратора вс^гс Vc u-Bno поь-п.ч

п.ч.о iak>!e ко-:л «

личество выходящей riЈ<pHi C,._v нл i¹ <■ газировании Количество I'trdn;. перчм. ховкой.

Анализ рисунков показывает, что при дифференциальном (многоступенчатом) разгазировании полу­чается больше нефти (G_M~98 т), чем при к^пзактьОкМ (олноступенчатом) (G_M^;^95 т), а газа, наоборот - при дифференциальном меньше (кривая 2\ чем при контактном (кривая 1).

Объясняется ^:»то тем, что при дифференциальном разгазировании понижение давления в каждой стл пени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет зе гобой плавное выделение не­больших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод сме­си утих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.

При контактном разгазированяч нефти б сепараторе происходит резкое снижение давления, в ре­зультате чего нефть "кипит", при этом бурно выделяются легкие углеводороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых, которые при нормальных условиях (Р~0.1 МПа, t~O°C) являются жидкостя­ми. Этим и объясняется, что при контактном разгазировании получается меньше нефти, чем при диффе­ренциальном.

Из ьсего этого следует такой вывод: если сгезажины фонтанируют и на их устьях поддерживаются высокие давления (3-4 МПа), то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию (6-S ступе­ней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применить трехступенчатую сепарацию нефти от газа с давлениями: на пер­вой с«\пени - 0,6 МПа, на второй ■• 0,15--0.25 Villa и на третьей - 0,02 МПа, а иногда даже вакуум. Тре­тья ступень сепаратора - концевая янлясгея исключительно важной и ответственной, поскольку из нес

Рис 12 Схема циклонного двухемкостного сепаратора.

поступает в парк товарных резервуаров. От этого зависят потери легких фракции нефти при хране-

ConacTrOCTv нефть в товарных резервуарах должна находиться с упругостью паров 0,06 МПа, актически можно достигнуть только при горячей ступени сепарации или созданием на третьей сту-акуума.

Вопрос 3.7: Сепараторы центробежные (гидроциклонные).

Сепараторы этого типа применяются на замерных установках типа "Спутник" для отделения нефти > при измерении их количества по каждой скважине. К этому типу относятся двухфазные и реже зные сепараторы, обеспечивающие эффективную сепарацию нефти от газа вследствие изменения на-ния потока и применения механических каплеуловителей газа.

Газ

(Ч fj /Z

I- гидроциклонная головка; 2 - направляющий козырек; 3 - верхняя емкость; 4, 12 - сливные пол­ки- 5 - уголковые каплеуловители; 6 - разбрызгиватель; 7 - жалюзийная кассета; 8 - заслонка; У -тяги; 10 - исполнительный механизм; 11 - датчик уровнемера поплавкового типа; 13 - успокошель уровня жидкости; 14 - нижняя емкость.

Разделение нефти и газа происходит в гидроциклонной головке 1, затем на сливных полках 4 и 12 й 3 и нижней 14 емкостей, а интенсифицируется процесс с помощью уголкового разбрызгивателя 6. фтяная смесь в гидроциклонную головку поступает тангенциально. За счет возникающей центробеж-1лы нефть отбрасывается на стенку головки, а газ, как более легкий, сосредотачивается в централь- \ части Нефть и газ из головки за счет козырька 2 поступают раздельно. Выделившийся газ освобо-•я от капепек нефти в уголковом каплеуловителе 5 и в жалюзийной кассете 7.

' Гидроциклонными сепараторами оборудованы все "Спутники", после которых газ направляется сно-сборный коллектор, перемешивается с нефтью и транспортируется с ней по коллектору до первой in сепарации.

Вопрос 3.8: Сепараторы первой ступени типа УБС и НГС.

На I ступени сепарации эффективным оказался двухфазный сепаратор с предварительным отбором ота УБС Блочная сепарационная установка типа УБС конструкции ТатНИИнефтемаша предназначена:рвой ступени сепарации нефтяного газа от нефти, с одновременным оперативным учетом их расхо-системах герметизированного сбора и транспорта продукции скважин.

На входе в сепаратор (в конце сборного коллектора) установлен депульсатор > и выделен капле-гель 8 В депульсаторе происходят расслоение структуры газожидкостной смеси, отбор газа и умень-:_Я пульсации расхода и давления. Газожидкостная смесь из сборного коллектора подводится по на-зму 1 (30-40°) горизонтальному 2 (длиной 2-3 м) и наклонному 3 (10-15) длиной 15-20 м трубо-_1У Из трубопровода 3 в верхней части (выше уровня жидкости в сепараторе) проводится отоор газа.оотводным трубкам 4 в газосборный коллектор депульсатора 5, подводящий газ в выносной капле-гепь (каплеотбойник) 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная пере-гя'й и жалюзийная кассета 7. Из каплеуловителя 8 газ направляется в эжектор 9 и дальше в газо- Вопрос 3.8: Сепараторы первой ступени типа УБС и НГС.

Ha I ступени сепарации эффективным оказался двухфазный сепаратор с предварительным отбором газа типа УБС.

На входе в сепаратор установлен депульсатор 5 и выделен каплеуловитель. В депулсаторе происходят расслоение структуры газожидкостной смеси, отбор газа и уменьшаются пульсации расхода и давления. Газожидкостная смесь из сборного коллектора подводится по наклонному 1 (30-40°), горизонтальному 2 (длиной 2-3 м) и наклонному 3 (10-15^о) длиной 15-20м трубопроводу. Из трубопровода 3 в верхней части проводится отбор газа по газоотводным трубкам 4 в газосборный коллектор депульсатора 5, подводящий газ в выносной каплеуловитель 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Из каплеуловителя 8 газ направляется в эжектор 9 и дальше в газопровод на ГПЗ. Капельки нефти собираются и стекают в сепаратор. В сепараторе выделяется основная часть газа, которая поступает в эжектор 9. Нефть идет на УПН.

Рис. 13 Схема сепаратора с предварительным отбором газа типа УБС.

1,3- наклонные трубопроводы депульсатора; 2 - горизонтальный трубопровод; 4 - газоотводные трубки; 5 - депульсатор; 6 - перфорированная перегородка; 7 - жалюзийная кассета; 8 - каплеуловитель; 9 - эжектор; 10 - наклонные плоскости; 11 датчик регулятора уровня поплавкового типа; 12 - исполнительный механизм сброса нефти; 13 - успокоительные перегородки; 14 - перегородка.

Сепараторы типа УБС выпускаются на пропускную способность по жидкости 1500 - 16000 м³/сут при газовом факторе 16 м³/т и рабочем давлении 0,6 и 1,6 МПа.

В сепараторах типа НГС в отличие от установок типа УБС отсутствует депульсатор, а два сетчатых каплеотбойника устанавливаются в емкости сепаратора.