Материал подготовка экзамен для нефтьгаз. 1. Нефтяные залежи и месторождения
 Скачать 0.77 Mb.
|
|
8.1. Вертикальные сепараторы Вертикальные сепараторы (старое название трапы) имеют меньшую производительность по газу и жидкости, но позволяют проще удалять из аппарата механические примеси. В них легче осуществляется регулирование уровня жидкости, очистка от отложений твёрдого парафина. Вертикальные сепараторы занимают меньшую площадь, обеспечивают более высокую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне нагрузок. На рис. 8.1 приведена принципиальная схема вертикального сепаратора.  Рис. 8.1. Схема вертикального сепаратора: I – нефтегазовая смесь; II – дегазированная нефть; III – газ; IV – механические примеси; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительный коллектор; 3 – наклонные полки; 4 – секция сбора нефти; 5 – штуцер вывода нефти; 6 – штуцер вывода мехпримесей; 7 – жалюзийный каплеуловитель; 8 – дренажная труба; 9 – штуцер вывода газа Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 1,6 м. Нефтегазовая смесь (рис. 8.1) под давлением поступает через штуцер 1 к раздаточному коллектору 2, из которого смесь попадает на наклонные полки 3, увеличивающие время стекания нефти и создающие большую площадь выделения пузырьков газа. Дегазированная нефть стекает в секцию 4, где происходит отделение механических примесей. Нефть выводится через штуцер 5, механические примеси (песок, грязь и т.д.) – через штуцер 6. Основной поток газа вместе с мельчайшими капельками нефти поднимается вверх и поступает в жалюзийный каплеуловитель 7, в котором происходит «захват» (прилипание) капелек жидкости. Уловленная жидкость затем стекает плёнкой по дренажной трубе 8 в секцию 4. Газ через штуцер 9 выводится из сепаратора. На рис. 8.2 показана схема ввода сырья в сепаратор. Нефтегазовая смесь через штуцер 1 поступает в раздаточный коллектор 2 в виде горизонтальной глухой трубы со щелевым выходом внизу. Через эту щель смесь поступает на наклонную полку по всей её ширине.  Рис. 8.2. Схема узла ввода сырья в сепаратор: I – нефтегазовая смесь; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – раздаточный коллектор; 3 – щель для выхода нефтегазовой смеси; 4 – корпус сепаратора Недостатками вертикальных сепараторов являются меньшая производительность по сравнению с горизонтальными сепараторами при одном и том же диаметре, более низкая эффективность сепарации и меньшая устойчивость процесса сепарации для пульсирующих потоков. 8.2. Горизонтальные сепараторы Горизонтальные сепараторы получили наибольшее распространение, так как по сравнению с вертикальными имеют более высокую производительность при одном и том же объёме аппарата, лучшее качество сепарации, простоту обслуживания и ремонта. По конструкции горизонтальные сепараторы могут быть одноёмкостные и двухёмкостные. Одноёмкостные широко применяются на ДНС и УПН на всех ступенях сепарации. Двухёмкостные применяются в основном на автоматизированных групповых замерных установках (АГЗУ). Трёхфазные сепараторы также являются горизонтальными и, в основном, одноёмкостными. На рис. 8.3 приведена принципиальная схема горизонтального одноёмкостного сепаратора.  Рис. 8.3. Схема горизонтального сепаратора: 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительное устройство; 3 – наклонные полки; 4 – устройство для предотвращения образования воронки; 5 – штуцер для вывода нефти; 6 – пеногаситель; 7 – каплеуловитель; 8 – штуцер для выхода газа; 9 – люк-лаз Газонефтяная смесь (см. рис. 8.3) поступает через штуцер 1 и распределительное устройство 2 на наклонные полки 3, снабжённые порогами. Стекая по этим полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Дегазированная нефть накапливается в нижней части сепаратора и выводится из аппарата через устройство для предотвращения образования воронки 4 и штуцер 5. Газ, выделившейся из нефти, проходит пеногаситель 6, где разрушается пена, каплеуловитель 7, и через штуцер 8 отводится из аппарата. В табл. 8.1 приведены основные технические характеристики сепараторов типа НГС, где V – объём аппарата, DВ – внутренний диаметр, L – длина сепаратора, вычисленная исходя из его объёма и диаметра. Пример условного обозначения сепаратора: НГС-0,6-3400, где НГС – нефтегазовый сепаратор; 0,6 – расчётное давление, МПа; 3400 – внутренний диаметр аппарата, мм. 8.5. Гидроциклонные сепараторы Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Гидроциклонные сепараторы могут быть одноёмкостные и двухъёмкостные. Одноёмкостные гидроциклонные сепараторы могут применять на первой ступени сепарации, а для нефтей с большими газовыми факторами – на второй и третьей ступени. Сепаратор состоит из одной или нескольких гидроциклонных головок и технологической ёмкости (рис. 8.4).  Рис. 8.4. Схема гидроциклонного одноёмкостного сепаратора: 1 – штуцер ввода сырья; 2 – корпус гидроциклона; 3 – направляющий патрубок; 4 – корпус сепаратора; 5 – распределительные решётки; 6 – каплеотбойники; 7 – штуцер вывода газа; 8 – сливные полки; 9 – штуцер вывода нефти; 10 – люк-лаз Газонефтяной поток (см. рис. 8.4) входит тангенциально через штуцер 1 в корпус гидроциклона 2, диаметр которого 250 мм. Благодаря такому способу ввода смесь приобретает вращательное движение вокруг патрубка 3, образуя нисходящий вихрь. Более тяжёлая нефть прижимается к стенкам гидроциклона 2, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Под действием центробежной силы газ выделяется из стекающей пленки. В нижней части циклона предусмотрены устройства для предотвращения смешения газа с нефтью (на схеме не показаны). Далее газовый и нефтяной потоки раздельно поступают в корпус сепаратора 4. Более лёгкий газ направляется вверх, проходит распределительные решетки 5, каплеотбойники 6 и выходит из сепаратора через штуцер 7. Решетки 5 нужны для выравнивания скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарата и вместе с каплеотбойниками 6 улавливают капли жидкости. Более тяжёлая нефть поступает на сливные полки 8, стекает тонким слоем и освобождается от пузырьков газа. Кроме этого, полки обеспечивают равномерное поступление нефти в нижнюю часть ёмкости и уменьшают пенообразование. Разгазированная нефть выводится из сепаратора через штуцер 9. Гидроциклонных головок в сепараторе может быть несколько, схема такого аппарата приведена на рис. 8.5.  Рис. 8.5. Схема одноёмкостного гидроциклонного сепаратора с несколькими гидроциклонами: I – газонефтяная смесь; II – газ; III - нефть Число гидроциклонов может быть 4, 6 или 8. Условное обозначение таких сепараторов следующее: например, ГС-4-1600-0,6, где ГС – гидроциклонный сепаратор, 4 – число гидроциклонных головок, 1600 – внутренний диаметр корпуса сепаратора в мм, 0,6 – рабочее давление в МПа. Гидроциклонные двухъёмкостные сепараторы применяются на автоматизированных замерных установках типа «Спутник», после которых нефть и газ снова смешиваются и транспортируются на ДНС или УПН. Схема такого сепаратора приведена на рис. 8.6. Нефтегазовый поток, разделенный в гидроциклоне 1, поступает в верхнюю ёмкость сепаратора. Нефть по сливной полке 2 попадает на разбрызгиватель 3, где поток разбивается на отдельные струйки. Отбойники 4 изолируют зону разбрызгивателя от зоны движения газового потока. Далее нефть через сливной патрубок 5 попадает в нижнюю ёмкость сепаратора. Там по сливной полке 6 нефть сначала поступает в отсек 7, где улавливается грязь и механические примеси, а затем через перегородку 8 нефть поступает в отсек сбора 9 и выходится через штуцер 10.  Рис. 8.6. Схема гидроциклонного двухъёмкостного сепаратора: I – нефтегазовая смесь; II – газ; III – нефть; 1 – гидроциклон; 2 – сливная полка; 3 – разбрызгиватель; 4 – каплеотбойники; 5 – сливной патрубок; 6 – сливная полка; 7 – отсек для улавливания мехпримесей; 8 – перегородка; 9 – отсек для сбора нефти; 10 – штуцер для вывода разгазированной нефти; 11 – штуцер для сброса грязи и мехпримесей; 12 и 15 – дренажные патрубки; 13 – перфорированные сетки; 14 – жалюзийная насадка; 16 – штуцер для отвода газа; 17– люк-лаз Газ на выходе из гидроциклона проходит три зоны. Сначала в зоне грубой очистки (до сеток 13) за счет резкого снижения скорости крупные капли нефти осаждаются под действием гравитационных сил и стекают через патрубок 12 в нижнюю ёмкость. Во второй зоне газ очищается от мелких капель, проходя через перфорированные сетки 13. В третьей зоне газ проходит жалюзийную насадку 14, где задерживаются более мелкие капли. Уловленные таким образом во второй и третьей зонах капли нефти стекают через патрубок 15 в нижнюю ёмкость. Газ выходит из сепаратора через штуцер 16. Сепараторы такого типа могут иметь следующие обозначения, например: СУ-2-3000-2,5, где СУ – сепарационная установка, 2 – двухъёмкостная, 3000 – производительность в м3/сутки, 2,5 – рабочее давление в МПа. На ДНС применяют, например, СУН-2-1500-0,6, где СУН – сепарационная установка с насосной откачкой, остальные обозначения аналогичные. Разработаны и другие модификации гидроциклонных сепараторов. 8.7. Трёхфазные сепараторы По мере разработки месторождения растет обводнённость нефти. Основную массу пластовой воды лучше отделить от нефти как можно раньше – до поступления нефти на ЦППН, так как нагрев нефти с балластной водой приводит к большим затратам энергии. Предварительный сброс пластовой воды осуществляется в трёхфазных сепараторах. Горизонтальные трехфазные сепараторы применяются на ДНС и УПН до нагрева нефти. На рис. 8.8 приведена схема трехфазного сепаратора типа БАС-1-100, где БАС – блочная автоматизированная сепарационная установка, 1 – номер модификации, 100 – объём сепаратора в м3.  Рис. 8.8. Схема трёхфазного сепаратора: I – смесь нефти, газа и воды; II – газ; III – нефть; IV – вода; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительный коллектор; 3 – сепарационный отсек; 4 и 9 – перегородки; 5 – водяной отсек; 6 – штуцер отвода пластовой воды; 7 – газоотводная линия; 8 – штуцер отвода газа; 10 – нефтяной отсек; 11 – штуцер отвода нефти Предварительно смешанная с деэмульгатором продукция скважин поступает (см. рис. 8.8) через штуцер 1 и коллектор 2 в сепарационный отсек 3, где происходит гравитационное разделение нефти, газа и воды. Более тяжёлая вода собирается на дне отсека 3, из которого она перетекает под перегородкой 4 в отсек 5 и отводится через штуцер 6. Газ поднимается в верхнюю часть сепаратора и отводится по газоотводной линии 7 через штуцер 8. Более лёгкая нефть собирается в верхнем слое жидкой фазы отсека 3, из которого через перегородку 9 нефть поступает в отсек 10 и через штуцер 11 отводится из аппарата. Производительность такого сепаратора 2500 м3 в сутки по жидкости. Разработаны и другие конструкции трёхфазных сепараторов. 9. Обезвоживание нефти 9.1. Нефтяные эмульсии Обезвоживание нефтей на промыслах связано с разрушением образующихся эмульсий. Эмульсия в широком понимании – это дисперсная система, состоящая из двух взаимонерастворимых или малорастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой в виде капель. Под нефтяными эмульсиями понимают мелкодисперсную механическую смесь нефти и воды. Образование эмульсий может происходить в призабойной зоне, в стволе скважины, в наземном оборудовании – в результате взаимного перемешивания нефти и воды, дробления фаз и диспергирования. Вообще эмульсии делятся на лиофильные – термодинамически устойчивые и лиофобные – термодинамически неустойчивые. К последним относятся и нефтяные эмульсии. Жидкость, которая находится в нефтяной эмульсии в диспергированном виде, то есть в виде капель, называется дисперсной или внутренней фазой. Жидкость, в объёме которой содержатся капельки другой жидкости, называется дисперсионной средой или внешней фазой. По полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды нефтяные эмульсии классифицируют на два вида. Эмульсии типа нефть в воде (Н/В), в которых дисперсной фазой является неполярная жидкость – нефть, а дисперсионной средой является полярная жидкость – вода, называются эмульсиями первого рода или прямыми. Эмульсии типа вода в нефти (В/Н), то есть эмульсии неполярной жидкости в полярной, называются эмульсиями второго рода или обратными. В прямых эмульсиях (Н/В) внешней фазой является вода, поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью. Обратные эмульсии (В/Н) смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью. Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объёмов нефти и воды, дисперсионной средой обычно стремится та жидкость, объём которой больше. Нефтяные эмульсии классифицируют также по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде на три типа. 1. Разбавленные эмульсии, содержащие до 0,2% об. дисперсной фазы. Диаметр капелек дисперсной фазы составляет около 10-5 см, на капельках имеются электрические заряды, вероятность столкновения капелек низкая и эти эмульсии весьма стойкие. 2. Концентрированные эмульсии, содержащие до 74% об. дисперсной фазы. Капельки в таких эмульсиях могут осаждаться (седиментировать). 3. Высококонцентрированные эмульсии, содержащие более 74% об. дисперсной фазы. Капельки дисперсной фазы не способны к седиментации. В процессе образования эмульсий существенную роль играет не суммарная поверхность капель дисперсной фазы, а удельная поверхность дисперсной фазы Sуд:  где S – площадь поверхности капель дисперсной фазы, м2; V – объём капель дисперсной фазы, м3; d – диаметр капель, м; r – радиус капель, м. На рис. 9.1 приведена зависимость удельной поверхности дисперсной фазы от радиуса капель.  Рис. 9.1. Зависимость удельной поверхности дисперсной фазы SУД от радиуса капель r: I – молекулярно-дисперсная система; II – коллоидная система; III – микрогетерогенная система; IV – грубодисперсная система Дробление капель дисперсной фазы на более мелкие, то есть увеличение удельной поверхности дисперсной фазы, сопровождается затратой определённой энергии, которая концентрируется на поверхности раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии. Свободная поверхностная энергия единицы площади на границе жидкость-жидкость называется поверхностным, или межфазным натяжением σ (Н/м). При любом способе выражения величина σ определяется работой, произведённой против силы молекулярного взаимодействия. Поэтому жидкости с более интенсивным полем молекулярных сил, то есть более полярные, характеризуются высокими значениями σ. Так, для сильно полярной воды σ = 72,5∙10-3 Н/м при 20оС, для слабо полярного гексана σ = 18,4∙10-3 Н/м. Поверхностное натяжение уменьшается с ростом температуры вследствие ослабления сил молекулярного притяжения, обусловленного увеличением среднего расстояния между молекулами. Чем больше взаиморастворимы жидкости, тем меньше поверхностное натяжение. Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капель различного диаметра – полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся, как правило, к полидисперсным системам. Если капельки дисперсной фазы не видны в микроскоп, то такие системы называются ультрамикрогетерогенными (системы I и II на рис. 9.1), если капельки видны в микроскоп – это микрогетерогенные системы. В нефтяных эмульсиях размеры капелек могут быть в пределах от 0,1 до 300 мкм (от 10-7 до 3∙10-4 м). В зависимости от диаметра капель различают три вида эмульсий. 1. Мелкодисперсные эмульсии, в которых диаметр капель не более 20 мкм. 2. Среднедисперсные эмульсии, имеющие диаметр капель в пределах 20…50 мкм. 3. Грубодисперсные эмульсии, имеющие диаметр капель более 50 мкм. 9.2. Природные эмульгаторы В нефти и в пластовой воде всегда имеются вещества, которые способствуют образованию и стойкости нефтяных эмульсий. Такие вещества называются эмульгаторами. К ним относятся смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты, нафтеновые кислоты, жирные кислоты, соли этих кислот и др. Эти эмульгаторы являются природными поверхностно-активными веществами (ПАВ). Поверхностно-активными называются вещества, понижающие поверхностное натяжение системы на границе раздела фаз. Природные ПАВ адсорбируются на поверхности капель дисперсной фазы, то есть сосредоточиваются там в большей концентрации, чем в объёме дисперсионной среды. Понижение поверхностного натяжения обусловлено тем, что притяжение растворённых молекул ПАВ к молекулам растворителя меньше, чем взаимное притяжение самих молекул растворителя. При таком соотношении молекулярных сил молекулы ПАВ выталкиваются из объёма на поверхность капель дисперсной фазы, то есть происходит адсорбция, что вызывает понижение свободной поверхностной энергии или поверхностного натяжения. Природные эмульгаторы могут быть ионогенные (способные диссоциировать в водных растворах на ионы) и неионогенные (не диссоциирующие в водных растворах на ионы). Молекула любого ПАВ, природного или синтезированного, ионогенного или неионогенного, по строению состоит из двух частей – короткой полярной группы и длинного неполярного углеводородного радикала (рис. 9.2).  Рис. 9.2. Условное строение молекулы ПАВ: 1 – полярная часть; 2 – неполярная часть Полярная часть молекулы ПАВ содержит атомы кислорода, серы, азота и представляет собой карбоксильные, карбонильные, эфирные и другие группы. Полярная часть обладает значительным дипольным моментом, хорошо растворяется в воде и плохо в нефти, то есть является гидрофильной частью молекулы. Неполярная часть хорошо растворяется в нефти и плохо в воде, поэтому является гидрофобной частью молекулы. Эта особенность молекул ПАВ называется дифильностью. Адсорбируясь на границе раздела фаз, молекулы эмульгаторов ориентируются таким образом, что гидрофильная часть молекул будет находится в воде, полярной среде, а гидрофобная часть – в нефти, неполярной среде. Таким образом, молекулы эмульгаторов растворяются в воде частично, только своей гидрофильной частью. На рис. 9.3 показано образование прямых и обратных эмульсий в присутствии эмульгаторов.
Рис. 9.3. Адсорбция молекул эмульгаторов на поверхности капель дисперсной фазы: а – прямая эмульсия, типа нефть в воде (Н/В); б – обратная эмульсия, типа вода в нефти (В/Н) Эмульгирующие свойства природных ПАВ зависят от их химического строения. Чем лучше сбалансированы по действию полярные и неполярные части молекул, тем лучше эмульгирующее действие ПАВ. При этом условии молекулы эмульгатора не будут растворяться преимущественно в какой-нибудь одной из фаз и будут находиться на межфазной поверхности. Эмульгаторы, у которых действие полярной части преобладает над неполярной и которые лучше растворяются в воде, чем в нефти, способствуют образованию прямых эмульсий (типа нефть в воде). Молекулы таких эмульгаторов имеют, как правило, короткую неполярную часть. Эмульгаторы, у которых действие неполярной части преобладает над полярной, способствуют образованию обратных эмульсий (типа вода в нефти). Наиболее высокими эмульгирующими свойствами обладают нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые вещества. Натриевые соли нафтеновых кислот плохо растворимы в нефтях, но хорошо растворимы в воде, обладают большой поверхностной активностью и существенно снижают поверхностное натяжение воды на границе с нефтью. Щелочная вода легко образует эмульсии с нефтью, содержащей нафтеновые кислоты. Однако адсорбционный слой, образуемый нафтеновыми кислотами, непрочен, и вследствие этого образующиеся эмульсии агрегативно неустойчивы. Асфальтены имеют высокую молекулярную массу, нерастворимы в воде, но хорошо растворимы в нефтях. При образовании эмульсий в нефтях, содержащих асфальтены, на поверхности капелек воды возникает прочный адсорбционный слой, придающий этим эмульсиям высокую степень агрегативной устойчивости. В пластовой нефти и воде могут содержаться также твёрдые вещества (глина, гипс, песок, кварц, гидрат окиси железа Fe(OH)3 и др.), способные смачиваться как полярной, так и неполярной жидкостями. Если твёрдый эмульгатор лучше смачивается водой, то он способствует образованию прямой эмульсии, типа нефть в воде. Если твёрдый эмульгатор лучше смачивается нефтью, то он способствует образованию обратной эмульсии, типа вода в нефти (рис. 9.4).
Рис. 9.4. Расположение частиц твёрдого эмульгатора на поверхности капель дисперсной фазы: a – прямая эмульсия с гидрофильным эмульгатором; б – обратная эмульсия с гидрофобным эмульгатором Если частицы твёрдых эмульгаторов располагаются у межфазной поверхности с внутренней стороны капелек дисперсной фазы, то образуются неустойчивые эмульсии. |
