СБОР Т 3. 3 сепарация нефти от газа
 Скачать 0.85 Mb.
|
|
рн или высокие давления (3÷4 МПа), то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию (6÷8 ступеней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую сепарацию нефти от газа с давлениями: на первой ступени – 0,6 МПа, на второй – 0,15÷0,25 МПа и на третьей – 0,02 МПа, а иногда даже вакуум. Третья ступень сепаратора – концевая (см. рисунок 8) является исключительно важной и ответственной, поскольку из нее нефть поступает в парк товарных резервуаров. Согласно ГОСТу нефть в товарных резервуарах должна находиться с упругостью паров 0,06 МПа, что практически можно достигнуть только при горячей ступени сепарации или созданием на третьей ступени вакуума. 4 Конструкция сепараторов и сепарационных установок В настоящее время на нефтяных месторождениях применяются сепараторы, существенно отличающиеся по своим конструктивным признакам и особенностям. Однако далеко не все они получили широкое распространение на промыслах. На давно разрабатываемых месторождениях (30 лет и выше) такие аппараты называются трапами. Рассмотрим те из них, которые сравнительно широко применяются и отвечают всем требованиям, которые к ним предъявляются. На нефтяных месторождениях наиболее распространены горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными (повышенная пропускная способность при одном и том же объеме аппарата, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра). В настоящее время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС. Наряду с двухфазными сепараторами организовано производство и трехфазных сепараторов, которые помимо отделения газа от нефти служат также для отделения и сброса свободной воды. К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве технологического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС). В тех случаях, когда на месторождении или группе месторождений пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до ЦПС, применяются сепарационные установки с насосной откачкой или дожимные насосные станции (ДНС). Наибольшее применение нашли сепарационные установки с насосной откачкой типа БН. 4.1 Сепараторы типа НГС Сепараторы типа НГС широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.  Рисунок 18 – Нефтегазовый сепаратор типа НГС: 1 – емкость; 2 – входной патрубок; 3 – распределительное устройство; 4, 5 – наклонные желоба; 6 – вертикальный сетчатый отбойник; 7 – выходной патрубок для газа; 8 – горизонтальный сетчатый отбойник; 9 – диск; 10 – выходной патрубок для нефти Сепаратор типа НГС (рисунок 18) состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы. Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99 %), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рисунке не показаны) поступает в газосборную сеть. Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9. В настоящее время выпускается нормальный ряд сепараторов НГС с пропускной способностью по жидкости 2000÷30000 т/сут. В шифрах первая цифра обозначает рабочее давление (в кгс/см2), вторая цифра – диаметр сепаратора (в мм). Таблица 7 – Технические данные сепарационных установок типа НГС
Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами местной автоматики, а средства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом. Комплекс приборов и средств автоматизации должен обеспечивать: автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе; автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при: аварийном повышении давления в сепараторе; аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе, сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки. 4.2 Установка блочная сепарационная с устройством предварительного отбора газа УБС Широкое внедрение однотрубных герметизированных систем сбора и подготовки нефти и газа обусловило создание блочных сепарационных установок высокой пропускной способности, обеспечивающих повышенную единичную пройденную способность и высокое качество разделения нефти и газа в условиях пульсирующих потоков нефтегазоводяной смеси в сборных коллекторах. Для удовлетворения этих требований созданы сепарационные установки с предварительным отбором газа следующих типоразмеров: УБС-1500/6; УБС-1500/16; УБС-3000/6; УБС-3000/16; УБС-6300/6; УБС-6300/16; УБС-1000/6; УБС-10000/16; УБС-16000/6 и УБС-16000/16. В шифре установок приняты следующие обозначения: УБС – установка блочная сепарационная; первая цифра – пропускная способность по жидкости (м3/сут); вторая цифра – допустимое рабочее давление (кгс/см2). Установки предназначены для отделения нефти от газа на первой ступени сепарации. В последние годы широко применяются блочные двухъемкостные сепарационные установки (УБС) с устройством предварительного отбора газа (УПО), в частности в схеме нефтегазосбора в Западной Сибири на Западно-Сургутском и Самотлорском месторождениях. Разработан нормальный ряд установок УБС на пропускную способность по жидкости от 2 до 16 тыс. м3/сут и давление от 0,4 до 1,6 МПа. Установка блочная, сепарационная, с устройством предварительного отбора газа (УПО) УБС-16000/16 выполнена в моноблоке (рисунок 19) и состоит из устройства предварительного отбора газа 1, технологической емкости 2, каплеотбойника 7, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления. Устройство предварительного отбора газа 1 расположено на нисходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наилучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для отбора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм, длиной 15 м, установленную под углом 3°. Технологическая емкость 2 – цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части емкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, вывода нефти, газа, для пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического осмотра и ремонта имеются по торцам два люка-лаза. Внутри технологической емкости находятся лоток 4 для распределения поступающей продукции, полки 9 и система перегородок 8 для более полной сепарации нефти от нефтяного газа.  Рисунок 19 – Схема блочной сепарационной установки с предварительным отбором газа: 1 – устройство предварительного отбора газа; 2 – технологическая емкость; 3 – задвижка; 4 – лоток; 5 – предохранительный клапан; 6 – труба для установки датчиков и регулятора уровня; 7 – каплеотбойник; 8 – перегородка; 9 – полка Для предотвращения недопустимого повышения давления в емкости установлены четыре предохранительных клапана 5. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для установки контрольно-измерительных приборов. На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представляющий собой емкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатых отбойника. Для слива отделившейся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической емкости, в нижней части каплеотбойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На емкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли. Работает установка следующим образом. Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа 1, в котором происходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в каплеотбойник 7, где он очищается от капельной жидкости и направляется в газопровод. Нефть из устройства предварительного отбора газа 1 поступает в технологическую емкость 2 и по лотку 4 и полке 9, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа, стекает в ее нижнюю часть. Наличие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки – увеличению свободной поверхности жидкости. Газ, выделившийся в емкости 2, через каплеотбойник 7 направляется в газопровод, разгазированная нефть – в нефтепровод. На газовой линии между каплеотбойником и устройством предварительного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбойник или в нефтегазовый сепаратор. Таблица 8 – Техническая характеристика блочных сепарационных установок типа УБС
Сепарационные установки типа УБС оснащаются минимальным набором средств автоматики и контроля для обеспечения нормальной работы и включают: регуляторы уровня пневматические или электрические; датчики предельного верхнего и нижнего уровней; электроконтактные манометры. 4.3 Установка сепарационная с предварительным сбросом пластовой воды УПС Пластовая вода, добываемая вместе с нефтью, может находиться в потоке в виде отдельной фазы или в виде, как правило, стойкой эмульсии в зависимости от степени перемешивания. Для уменьшения общего объема перекачиваемой пластовой жидкости на большие расстояния (от добывающих скважин до установок по подготовке нефти) в настоящее время широко применяются так называемые трехфазные сепараторы или установки для предварительного сброса воды типа УПС. Такие установки в три – пять раз уменьшают объем перекачиваемой жидкости за счет отделения пластовой воды от нефти. Выпускаются установки типа УПС на рабочее давление 0,6 МПа следующих модификаций: УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М, УПС-10000/6М. Одновременно разработаны все модификации УПС и на рабочее давление 1,6 МПа. В шифре установок приняты следующие обозначения: УПС – установка с предварительным сбросом воды; А – в антикоррозийном исполнении; первая цифра после букв – пропускная способность по жидкости (м3/сут); вторая цифра - допустимое рабочее давление (кгс/см2); М – модернизированная.  Рисунок 20 – Технологическая схема установок УПС: 1 – сопло; 2 – нефтеразливная полка; 3 – каплеотбойник; 4 – регулятор давления; 5 – штуцеры; 6 – перфорированный трубопровод; 7 – входной распределитель; 8 – каплеобразователь; 9 - регулятор уровня Продукция скважин поступает в левый отсек по соплу 1 и нефтеразливной полке 2. На этой полке отделяется основной объем газа. Газ отводится в верхнюю полость правого отсека и далее через каплеотбойник 3 и регулятор давления 4 в газовый коллектор. Водонефтяная эмульсия из левого отсека поступает в правый через каплеобразователь 8 и входной распределитель 7. Движение эмульсии обеспечивается перепадом давления между левым и правым отсеками до 0,2 МПа. Уровень жидкости в левом отсеке регулируется прибором 9. Продукция скважин смешивается с горячей водой, поступающей из установок термохимической подготовки нефти и содержащей остаточный деэмульгатор. При этом каплеобразователь 8 должен иметь большую длину для достаточно длительного контакта эмульсии и горячей дренажной воды. При работе без каплеобразователя горячая вода подается за 200÷300 м до входа в технологическую емкость. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 6. Нефть отбирается через перфорированную трубу, расположенную в верхней части емкости (на рисунке не показана) и связанную со штуцерами | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||