Сепарационные установки

В процессе подъема жидкости из скважин и транспортирова­ния ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере сни­жения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазо-сборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двух­фазным или нефтегазовым потоком.

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может изме­няться от нуля до значительных величин. Следовательно, в слу­чае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместное транспортирование их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а за­тем нефть и выделившийся газ транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой про­дукции скважин, называют нефтегазовым сепарато­ром. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфаз ным. Однако в некоторых случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляется к тому же отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводо-газосепаратором или трехфазным сепаратором.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки неф­ти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней се­парации может быть несколько, и окончательное отделение неф­ти от газа завершается в концевых сепараторах или в резервуа­рах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких дав­лениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепа­ратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основ­ная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепара­торы среднего и низкого давления для окончательного отделе­ния от газа.

Сепараторы первой ступени в зависимости от конкретных ус­ловий на месторождении могут быть рассредоточены в несколь­ких пунктах по его территории или сосредоточены наряду с ос­тальными ступенями сепарации на центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. В последнем случае на место­рождении не строятся газосборные трубопроводы. Транспорти­рование же газа всех ступеней сепарации от ЦПС до газоком­прессорной станции или до газоперерабатывающего завода обычно осуществляется по одному газопроводу.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, ус­ловно подразделяются на следующие категории: 1) по назначе­нию—замерно-сепарирующие и сепарирующие; 2) по геометри­ческой форме и положению в пространстве — цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; 3) по характеру проявления основных сил — гравитационные и центробежные (гидроциклонные); 4) по рабочему давлению — высокого (6,4 МПа и более), среднего (2,5—6,4 МПа), низкого (0,6— 2,5 МПа) давления и вакуумные; 5) по числу обслуживаемых скважин—индивидуальные и групповые; 6) по числу ступеней сепарации — первой, второй, третьей ступени и т. д.; 7) по чис­лу разделяемых фаз — двухфазный (нефть+газ), трехфазный (нефть + газ + вода).

Вертикальные сепараторы имеют четыре секции (рис. 13).

Основная сепарационная секция 1 служит для интенсивного выделения газа из нефти. На работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения дав­ления, температура в сепараторе, физико-химические свойства нефти, особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор (радиальное, тангенциальное, использование различных насадок — проволочной сетки, диспергаторов, турбулизирующих ввод газонефтяной смеси с предвари­тельным отделением газа от нефти).

Осад и тельная секция Я, в которой происходит до­полнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти ее направляют тонким слоем по на­клонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути дви­жения нефти, т. е. эффективность ее сепарации.

Секция сбора нефти ///, 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 осади-тельной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

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

В составе групповых замерных установок применение вер­тикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне дебитов скважин, вклю­чая малоде битные.

Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:

1) меньшая пропускная способность по сравнению с горизон­тальными при одном и том же диаметре аппарата;

2) меньшая устойчивость процесса сепарации при поступлении пульсирующих потоков;

3) меньшая эффективность сепарации.

Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддер­жанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра. В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепа­раторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах, требуется время от времени промывать соляровым маслом за­грязненные стекла, отключая их соответствующими кранами от сепаратора.

Горизонтальные сепараторы имеют большую про­пускную способность по газу и жидкости, чем вертикальные. По некоторым данным, пропускная способность горизонтального се­паратора при одинаковых размерах примерно в 2,5 раза боль­ше, чем вертикального. Это объясняется тем, что в горизонталь­ном сепараторе капли жидкости под действием силы тяжести падают вниз, перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу, как это происходит в вертикальных сепараторах.

Большинство горизонтальных сепараторов изготавливается из одной горизонтальной емкости со сферическими днищами

Рис. 13. Вертикальный сепаратор:

/__ основная сепарационная секция; // — осадительная секция; /// — секция сбора нефти; IV — секция каплеуловительная; / — ввод продукции скважин; 2 — разда­точный коллектор; 3 — регулятор уровня «до себя»; 4 —каплеуловительная насад­ка; 5—предохранительный клапан; 6 — наклонные полки; 7 — датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8— исполни­тельный механизм; 9 — сливной патрубок; 10 — перегородки; 11 —уровнемерное стек­ло; 12 —отключающие вентили; 13 — дре­нажная трубка

(одноемкостные сепараторы), иногда применяют двухъемкостные горизонтальные сепа­раторы.

Область применения гори­зонтальных сепараторов весь­ма обширна. Они используют­ся для оснащения дожимных насосных станций, для первой, второй и третьей ступеней се­парации на центральных пунк­тах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Пропускная спо­собность горизонтальных се­параторов, применяемых для первой, второй и третьей сту­пеней сепарации, может до­стигать 30 000 т/сут по жид­кости на каждой ступени.

Горизонтальные сепараторы широко применяются также для отделения и сбора свободной воды из продукции скважин на первой или последующих ступенях сепарации, что исключает попадание значительных объемов воды на установку по подго­товке нефти. В этом случае они выполняют роль трехфазных сепараторов.

Горизонтальные сепараторы некоторых конструкций для по­вышения пропускной способности и улучшения качества сепара­ции нефти оборудуются гидроциклонами. Отделение газа от нефти в гидроциклонах происходит за счет центробежных сил. Нефть, имеющая большую плотность, отбрасывается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Из гидроциклона нефть и газ отдельно поступают в емкости (рис. 14).

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 15 и да­лее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки умень­шают пенообразование. Движение нефти тонким слоем по пол­кам способствует отделению нефти от газа. В емкости монти­руется механический регулятор уровня 14, связанный с испол­нительным механизмом — заслонкой 12, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емкости необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Наибольшей пропускной способностью по жидкости и газу характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жид­кость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубо­проводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили назва­ние сепараторов с предварительным отбором газа (рис. 15). Работает данный сепаратор следующим обра­зом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным участкам трубопроводов 1 и 2. Уклон трубопрово­да 1 может колебаться в пределах от 30 до 40°, а трубопрово­да 2 — от 10 до 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, подводящему этот газ к корпусу каплеуловителя 8, в котором устанавливаются 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

Рис. 16. Схема сепаратора с предварительным отбором газа типа УБС:

/ — ввод в сепаратор продукции скважин; 2 — депульсатор; 3 — трубопровод предва­рительного отбора газа; 4 —каплеуловитель; 5—газопровод для отвода газа; 6—^• сепаратор; 7—трубопровод для выхода нефти (жидкости); в — счетчик нефти (жид­кости); 9 — патрубок для размыва осадка; 10 —дренажный трубопровод

на них, в виде сплошной пленки стекают вниз в корпус сепара­тора. Из корпуса каплеуловителя 8 газ направляется под соб­ственным давлением 0,6 МПа на газоперерабатывающий за­вод (ГПЗ).

Нефть, освобожденная от основной массы газа в трубопро­воде 2, поступает в корпус сепаратора через нижний патрубок ввода 4, в котором установлены сплошная перегородка 14, успо­коитель уровня 13 и две наклонные полки 10, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесциро-ваться и выделиться в наклонном трубопроводе 2. Давление вы­делившегося из нефти газа повышают при помощи эжектора 9, затем газ транспортируется на ГПЗ.

Для регулирования вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа 11 с исполнительным ме­ханизмом 12.

Раздельный ввод газа и жидкости в аппарат имеет ряд преи­муществ. При совместном вводе нефтегазового потока в сепа­ратор с перепадом давления и перемешиванием фаз количество в нефти пузырьков газа размером 2—3 мкм примерно в 4 раза больше, чем в случае раздельного ввода нефти и газа в аппарат без перепада давления. Пузырьки газа таких размеров обычно находятся во взвешенном состоянии и не успевают выделиться из нефти за время ее движения в сепараторе. Таким образом, в сепараторах с раздельным вводом жидкости и газа унос сво­бодного газа вместе с нефтью в несколько раз меньше, чем в се­параторах с совместным вводом продукции, и обычно не превы­шает 1 % от объема жидкости.

При раздельном вводе нефти и газа резко уменьшается так­же объем пены, образующейся в сепараторе в результате удержания части газа и жидкости во взвешенном состоянии, что осо­бенно важно при подготовке нефтей, склонных к ценообразова­нию.

Как известно, ввод продукции в сепаратор с перепадом давления в случае нефтей, склонных к пенообразованию, может привести к заполнению газового пространства пеной. При за­полнении сепаратора пеной отказывает в работе регулятор уров­ня и пена поступает как в газопровод, так и в выкидную линию для жидкости.

В настоящее время разработан ряд блочных сепараторов типа УБС с предварительным отбором газа на пропускную способность от 1500 до 16000 м3/сут. Объем емкости составляет от 30 до 160 м3 (рис. 16). Технические данные сепараторов типа УБС приведены в табл 1.

Трехфазные сепараторы. По мере роста обводненно­сти продукции скважин, поступающей в сепараторы, начинают преобладать капли воды больших размеров, которые могут лег­ко коалесцировать и отделяться в виде свободной воды.

Количество выделившейся из нефтяной эмульсии свободной воды зависит от физико-химических свойств нефти и воды, тем­пературы потока, продолжительности транспортирования, интен­сивности перемешивания потока (до поступления в сепаратор) и от многих других причин. Предварительная подача реагента в поток на определенном удалении от сепарационных установок способствует выделению свободной воды из эмульсии.

В нефтепромысловой практике отделяемую свободную воду стремятся сбросить как можно раньше—до поступления про­дукции на установки подготовки нефти, так как нагрев этой воды связан с большим расходом теплоты. Предварительный сброс свободной воды осуществляется в трехфазных сепарато­рах. В настоящее время разработаны трехфазные сепараторы для работы на первой и последующих ступенях сепарации. Осо­бенностью таких аппаратов (рис. 17) является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, со­общающихся между собой через каплеобразователь.

Сепаратор работает следующим образом. Смесь нефти, воды и газа по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек. Отсепа-рированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с не­большим количеством газа из сепарационного отсека по капле-образователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отде­ляется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7отводится на У ПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбра­сывается из 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.

Эффективность работы сепаратора любого типа характеризуется следующими двумя основными показателями: 1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и 2) количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем эффективнее работа нефтегазового сепара­тора. В хорошо сконструированных нефтегазовых сепараторах обычно унос капелек жидкости до 10 г жидкости на 1000 кг продукции, поступающей в сепа­ратор.

По такой технологической схеме сконструированы и серий­но изготовляются автоматизированные блочные установки пред­варительного сброса пластовой воды типа УПС (рис. 18).