Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 [ 67 ] 68 69 70

по характеру проявления основных сил разделения фаз - гравитационные, центробежные (гидроциклонные) и инерционные (жалюзийные);

по рабочему давлению - высокого (6,4-2,5 МПа), среднего (2,5-0,6 МПа), низкого (0,6-0,1 МПа) давления и ва-кзмные;

по числу обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые;

по количеству разделяемых фаз -двухфазные (газонефтяные) и трехфазные (газоводонефтяные).

Сепараторы существенно отличаются по своим конструктивным признакам и особенностям. Рассмотрим некоторые характерные типы.

На давно разрабатываемых месторождениях применяются вертикальные газонефтяные сепараторы или трапы (рис. 11.4). Газожидкостная смесь под давлением вводится через патрубок / в раздаточный коллектор 2, имеющий по всей длине щель. Из щели смесь вытекает на наклонные плоскости 6 с небольшими порогами для интенсификации выделения газа. В нижней части под действием силы тяжести собирается жидкость, а в верхней - газ.

Перегородки 10 служат для успокоения уровня жидкости при пульсирующем потоке, а датчик регулятора уровня поплавкового типа 7 с исполнительным механизмом 8 - для циклического вырода нефти из сепаратора. Через патрубок 9 периодически сбрасывают скопившиеся механические примеси. Водомерное стекло предназначено для измерения количества подаваемой жидкости.

В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа. Ее работа основывается на разных принципах: столкновении потока с различного рода перегородками; изменении направления и скорости потока; использовании центробежной силы; применении коалесцирующей насадки (сеток). Выделенная нефть стекает в поддон и по дренажной трубке 13 направляется в нижнюю часть сепаратора. На линии вывода газа устанавливают регулятор давления «до себя» 5, поддерживающий постоянное давление в корпусе сепаратора. В верхней части расположен предохранительный клапан 5, сбрасывающий газ при аварийном превышении давления в сепараторе выше допустимого.

В вертикальном сепараторе, как и в любом другом, можно выделить четыре секции (см. рис. 11.4): основную сепарационную (I), осадительную (II), влагонакопительную (III) и капле-уловительную (IV).

Вертикальные сепараторы позволяют достоверно определить объем жидкости (замерный трап). Их рекомендуется использовать при наличии песка в продукции скважин, Более высокое 404

Рис. 11.4. Схема вертикального газонефтяного сепаратора (трапа):

/ - ввод газонефтявой сиеси; 2 -раздаточные коялектор; j -регулятор давления »до себя»; 4 - каплеуловительная насадка; 5 - предохранительный клапан; 6 - наклонные плоскости; 7 -датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 - исполнительный иехавизи сброса нефти; 9 - патрубок; /9 - успокоительные перегородки; - водомерное стекло: /2 - отключающие краиы; /3 -дреиажиая трубка; 14 - пузырьки газа, уносимые с нефтью из сепараторе-, /5 -капелькк жидкостк, уносимые с газом

Рис. 11.5. Схема сепаратора i ступени с предварительным отбором газа:

1,3 - иакловвые трубопроводы депульса-тора: 2 - горизонтальный трубопровод; 4 -г газоотводные трубки; 5 - депульсатор; 6 - перфорированная перегородка; 7 - жалюзийиая кассета; 8 - каплеуловвтель; 9 - эжектор; W - наклонные плоскости; -датчик регулятора уровня поплавкового типа; /2 - исполнительный механизм сброса иефти; 13 - успокоительные перегородки; 14 - перегородка

.Hetpmb

качество разделения фаз обеспечивается в горизонтальных сепараторах, которые в последнее время нашли широкое применение.

На I ступени сепарации эффективным оказался двухфазный сепаратор с предварительным отбором газа типа УБС (рис. 11.5). На входе в сепаратор (в конце сборного коллек-

Рис. п.б. Схема сепарационной установки с предварительным сбросом воды:

/ - сопло ввода газоводонефтяной смесн; 2 - нефтеразливная полка; 3 - сепарациониый отсек; 4 - регулятор уровня; 5 - распределитель эмульсии; 6 - отстойный отсек; 7 - каплеотбойник; 8, 9 - патрубки вывода иефти; 10, 12 - автоматы вывода иефти- и воды; /; - сборник нефти; 13 - сборник воды; 14 - каплеобразователь; 15 - перегородка

тора) установлен депульсатор 5 и выделен каплеуловитель 8. В депульсаторе 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°) длиной.15-20 м трубопроводу. Из трубопровода 3 в верхней части (выше уровня жидкости в сепараторе) проводится отбор газа по газоотводным трубкам 4 в газосборный коллектор депульсатора 5, подводящий газ в выносной каплеуловитель (каплеотбойник) 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Из. каплеуло-вителя 8 газ направляется в эжектор 9 (не входит,в комплект установки) и дальше в газопровод на ГПЗ. Капельки нефти собираются и стекают в сепаратор. В сепараторе выделяется основная часть газа, который поступает в эжектор 9. Нефть идет на УПН.

-Блочные сепарационные установки типа УБС выпускаются на пропускную способность по жидкости 1500-16000 мсут при газовом факторе 120 м7т и рабочем давлении 0,6 и 1,6 МПа.

Для отделения газа от нефти на I и последующих ступенях сепарации, включая горячую (при высокой температуре) сепарацию на последней ступени под вакуумом, в настоящее время выпускается нормальный ряд нефтегазовых (двухфазных) сепараторов типа НГС на пропускную способность по нефти 2000-30 000 т/сут и по газу 150-4400 тыс м/сут. В отличие от установок типа УБС у них отсутствует депульсатор, а два 406

сетчатых каплеотбойника из вязаной проволоки установлены в емкости сепаратора.

Для отделения нефти от воды и газа применяют трехфазные сепараторы или установки с предварительным сбросом воды (УПС) (рис. 11.6). Их особенность использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного 3 и отстойного 6, которые разделены глухой сферической перегородкой 15 и сообщаются между собой через каплеобразователь 14.

Продукция скважин поступает в сепарациониый отсек по соплу 1 и нёфтеразливной полке 2, которая обеспечивает более полную сепарацию и предотвращает пенообразование. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня 4 отводится в отстойный отсек 6, откуда через каплеотбойник 7 и регулятор давления поступает в газосборный коллектор. Уловленная в капле-отбойнике 7 жидкость самотеком поступает в отстойный отсек.

Водонефтяная эмульсия из сепарационного отсека 3 в отстойный отсек 6 поступает через каплеобразователь 14 под давлением газа. Допустимый перепад давления между отсеками не более 0,2 МПа (в зависимости от длины каплеобразователя). Для улучшения разделения фаз в каплеобразователь вводится также возвратная вода из УПН, которая содержит ПАВ.

Линейный горизонтально расположенный каплеобразователь изготовляют из трех секций труб, диаметры которых увеличиваются в направлении движения потока. За счет этого последовательно происходит укрупнение капель в результате развития турбулентности потока, коалесценции капель при снижении турбулентности и расслоения потока под действием гравитационных сил. Общая длина труб достигает 500 м в зависимости от требуемого времени контакта эмульсии и возвратной воды. При работе без каплеобразователя возвратную воду вводят за 200-300 м до входа в сепаратор.

В отстойном отсеке имеются дырчатые распределитель эмульсии 5, сборники нефти 11 и воды 13, предназначенные соответственно для равномерного распределения эмульсии по всему сечению отстойника, сбора нефти и воды.

Предварительно обезвоженная нефть и вода автоматически сбрасываются из сепаратора с помощью регуляторов 10 и 12. Два патрубка 8 и 9 для вывода нефти позволяют осуществлять работу установки в режимах полного и неполного заполнения емкости.

Установки типа УПС выпускают на пропускную способность по жидкости 3000-10000 т/сут при газовом факторе до 120 mVt и рабочем давлении до 1,6 МПа. Их можно использовать либо в качестве сепараторов I ступени, при этом должен осуществляться предварительный отбор газа в депульсаторе, либо после сепаратора I ступени. Установка типа УПС с высокой пропускной способностью разделена на девять отсеков, что позволяет

* s

Рис. 11.7. Схема концевого сепаратора:

/ - раздаточный коллектор; 2 - форсуночный разбрызгиватель; 3 - каплеуловительная сетка; 4 - эжектор; 5 - холодильник; 6 - сепаратор: 7 - автомат вывода дегазированной нефти; 8 - каплеуловвтель

использовать ее также в качестве делителя потока (иа четыре потока) для обеспечения равномерной загрузки последующих технологических установок.

Конечная ступень сепарации должна обеспечить давление насыщенных паров в пункте сдачи нефти не более 0,066 МПа. Отбор из нефти наиболее летучих углеводородов (пропан, бутан) и получение стабильной нефти, практически неспособной испаряться в атмосферу, называют стабилизацией нефти. Кроме сепарации для получения стабильной нефти предлагалось использовать также ректификацию (испарение и конденсацию в колоннах), которая, однако, не нашла применения на промыслах. Отбор наиболее летучих углеводородов и обеспечение требуемого давления насыщенных паров осуществляют горячей сепарацией и созданием вакуума на конечной (горячей) ступени сепарации.

Один из концевых сепараторов показан на рис. 11.7. Нефть из УПН, как правило, поступает с высокой температурой (40- 60 °С). С помощью форсуночных разбрызгивателей 2 она диспергируется в газовом объеме сепаратора, в котором посредством эжектора 4 создан вакуум. Мелкодисперсные капельки нефти, имея большую поверхность контакта с газом, дополнительно дегазируются, осаждаются на каплеуловительную сетку (жалюзи) 3 и стекают из нее в виде струек или крупных капель. Дегазированная нефть самотеком отводится в товарные резервуары. Высоко- и низконапорный газ эжектора 4 посту-

Рис. 11.8. Схема циклонного двухъемкостного сепаратора-

/ - гидроциклонная головка; 2 - направляющий козырек; 3 - верхняя емкость; 4, 12 - сливные полки; 5 - уголковые каплеуловнтелн; 6 - разбрызгиватель; 7 - зкалюзнйиая кассета; в - заслонка; 9 - тяги; 10 - мсполнительный механизм; - датчик уровнемера поплавкового типа; 13 - успокоитель уровня жидкости; 14 - нижняя емкость

пает В холодильник 5 и сепаратор 6, где происходит отделение легких (С,-С4) и тяжелых (Сб+высшие) фракций. Таким образом, пентановые и гексановые (бензиновые) фракции, являющиеся при нормальных условиях (0,101 МПа; О "С) жидкостями, выделяются из газа и переходят в товарную нефть, а легкие углеводороды (Ci-С4), являющиеся при нормальных условиях газами, составляют товарный газ.

На замерных установках «Спутник» применяют центробежные (гидроциклонные) сепараторы (рис. 11.8). Разделение нефти и газа происходит в гидроциклонной головке /, затем на сливных полках 4 vi 12 верхней 5 и нижней 14 емкостей, а интенсифицируется процесс с помощью уголкового разбрызгивателя 6. Газонефтяная смесь в гидроциклонную головку поступает тангенциально. За счет возникающей центробежной силы нефть отбрасывается на.стенку головки, а газ, как более легкий, сосредоточивается в центральной ее части. Нефть и газ из головки за счет козырька 2 поступают раздельно. Выделившийся газ освобождается от капелек иефти в уголковом капле-уловителе 5 и в жалюзийной кассете 7.

Из сепарационных установок с насосной откачкой типа БН компонуют дне с подачей 500, 1000 и 2000 мсут при газовом факторе 120 м/м. Установка типа БН включает гидро-циклои, центробежные насосы и горизонтальную технологическую емкость, которая выполняет функции дополнительного