СБОР Т 3. 3 сепарация нефти от газа

• Название: 3 сепарация нефти от газа
• Дата: 20.11.2022
• Размер: 0.85 Mb.
• Имя файла: СБОР Т 3.doc
• Тип: Литература; #802408
• страница: 1 из 4

ТЕМА 3 СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА
1 Основное назначение нефтегазовых сепараторов
2 Сепараторы, их типы, конструкция и принцип действия

2.1 Классификация сепараторов

2.2 Основные элементы сепаратора

2.3 Принцип действия сепаратора

2.4 Показатели эффективности работы сепараторов
3 Выбор оптимального числа ступеней сепарации
4 Конструкция сепараторов и сепарационных установок

4.1 Сепараторы типа НГС

4.2 Установка блочная сепарационная с устройством предварительного отбора газа УБС

4.3 Установка сепарационная с предварительным сбросом пластовой воды УПС

4.4 Установка сепарационная с насосной откачкой типа БН

4.5 Сепараторы концевые

4.6 Сепараторы центробежные (гидроциклонные)

4.7 Сепараторы центробежные регулируемые

4.8 Сепараторы инерционные (жалюзийные)

4.9 Сепараторы сетчатые
5 Сравнительная характеристика сепараторов
6 Охрана окружающей среды при эксплуатации сепарационных установок
7 Расчет нефтегазовых сепараторов на пропускную способность по газу и жидкости

7.1 Факторы, влияющие на работу нефтегазовых сепараторов

7.2 Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу

7.3 Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости

7.4 Расчет количества газа, выделившегося на каждой ступени сепаратора с учетом коэффициента растворимости α
8 Механический расчет сепараторов

ЛИТЕРАТУРА

[1], стр. 33-56 [2], стр. 17-29 [4], стр. 108-154 [10], стр. 431-444 [17], стр. 73-88 [20], стр. 412-427

1 Основное назначение нефтегазовых сепараторов
Нефтегазовые сепараторы служат:

• 
  для получения нефтяного газа, выделившегося из нефти при ее движении по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору, и используемого как ценное химическое сырье или как топливо;
  
• 
  уменьшения перемешивания нефтегазоводяного потока и снижения гидравлических сопротивлений в трубопроводах;
  
• 
  разложения и отделения от нефти образовавшейся пены;
  
• 
  предварительного отделения воды от нефти при добыче нестойких или разрушенных в трубопроводе нефтяных эмульсий;
  
• 
  существенного снижения пульсаций при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до УПН.
  

Последний фактор оказывает существенное влияние на стабильность работы УПН и УПВ. Если значительно не снизить или не исключить пульсацию давления в первой ступени сепарации, расположенной на БДНС 12 (см. рисунок 5), то она будет передаваться оборудованию УПН и УПВ и последнее будет работать с перегрузкой или недогрузкой, т. е. нестабильно, а это значит, что подготовка нефти и воды на этих установках не будет отвечать ГОСТу.


2 Сепараторы, их типы, конструкция и принцип действия
2.1 Классификация сепараторов
Сепараторы, применяемые на площадях нефтяных месторождений, условно подразделяются на следующие категории:

1. 
   по назначению – замерно-сепарирующие и сепарирующие;
   
2. 
   по геометрической форме и положению в пространстве – цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;
   
3. 
   по типу обслуживаемых скважин – фонтанные, компрессорные и насосные;
   
4. 
   по характеру проявления основных сил – гравитационные, инерционные (жалюзийные) и центробежные (гидроциклонные);
   
5. 
   по рабочему давлению – высокого (6,4 МПа), среднего (2,5 МПа), низкого (0,6 МПа) давления и вакуумные;
   
6. 
   по числу обслуживаемых скважин – индивидуальные и групповые;
   
7. 
   по числу ступеней сепарации – первой, второй, третьей и т. д.;
   
8. 
   по разделению фаз – двухфазный (нефть + газ), трехфазный (нефть + газ + вода).
   

2.2 Основные элементы сепаратора
В нефтяных сепараторах любого типа различают четыре секции, которые нагляднее всего можно показать в сепараторе вертикального типа (рисунок 16).

Основная сепарационная секция (рисунок 16, I) служит для интенсивного выделения из нефти газа. Па работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения давления, температура в сепараторе, физико-химические свойства нефти, и особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор (радиальное, тангенциальное, использование различного рода насадок – проволочной сетки, диспергаторов, турбулизирующих ввод газонефтяной смеси с предварительным отделением газа от нефти).

Рисунок 16 – Общий вид вертикального сепаратора: I – основная сепарационная секция;II – осадительная секция; III – секция сбора нефти; IV – секция каплеуловительная: 1 – ввод продукции скважин; 2 – раздаточный коллектор; 3 – регулятор уровня «до себя»; 4 – каплеуловительная насадка; 5 – предохранительный клапан; 6 – наклонные плоскости; 7 –датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 – исполнительный механизм; 9 – патрубок; 10 – предохранительный клапан; 11 – водомерное стекло; 12 – отключающие краники; Gy – масса газовых пузырьков, уносимых с нефтью из сепаратора; 13 – дренажная трубка

Осадительная секция (рисунок 16, II), в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклюдированых пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т. е. эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти. Секция сбора нефти (рисунок 16, III), 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 осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе. Каплеуловительная секция (рисунок 16, IV), расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа. Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции IV, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти III. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

2.3 Принцип действия сепаратора
Сепаратор с жалюзийной насадкой (см. рисунок 16) работает следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 1 к раздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 6, увеличивающие путь движения нефти и способствующие тем самым выделению окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 4, стекают в поддон и по дренажной трубе 13 направляются в нижнюю часть сепаратора.

В сечении жалюзи условно показаны две капли нефти: большая а, которая, пройдя две гофры, прилипает к стенке жалюзи и стекает по стенке вниз, и мелкая b, пролетевшая с потоком газа все гофры, не прилипнув ни к одной из них.

Каплеулавливающая насадка 4 может быть различной конструкции. Работа ее должна основываться на следующих принципах: столкновении потока газа с различного рода перегородками; изменении направления и скорости потока; использовании центробежной силы; использовании коалесцирующей набивки (различного рода металлических сеток).

Перегородки 10 в сепараторе служат для успокоения уровня при пульсирующей подаче продукции скважин, а датчик регулятора уровня поплавкового типа 7 с исполнительным механизмом 8 – для циклического вывода нефти из корпуса сепаратора. Через патрубок 9 с установленной на нем задвижкой сбрасывается скопившаяся грязь. В верхней части сепаратора располагается предохранительный клапан 5, рассчитанный на сбрасывание газа при достижении в сепараторе давления выше нормы, предусмотренной технологическими процессами. На газовом патрубке сепаратора имеется также регулятор давления «до себя» 3, поддерживающий необходимое давление в корпусе сепаратора.

В нижней части корпуса сепаратора устанавливается водомерное стекло 11 с отключающими краниками 12, предназначенное для измерения количества подаваемой жидкости.

2.4 Показатели эффективности работы сепараторов
Как же оценить эффективность работы нефтяного сепаратора и его техническое совершенство?

Прежде всего, дадим общее определение эффективности сепаратора, характеризующей степень убывания (усадки) в сепараторе нефти за счет разгазирования и соответствующее увеличение в нем газа. Эффективность эта будет выражаться следующим образом:
Э_н = [(G_мн – G_мк)/G_мн]·100; Э_г = [(G_мгк – G_мгн)/G_мгк]·100;
Э_г = [(V_к – V_н)/V_к]·100,
где G_мн и G_мк – соответственно массовые расходы нефти до и после сепаратора (начальные – н и конечные – к);

G_мгк и G_мгн – соответственно массовые расходы газа после сепаратора и до него;

V_к и V_н – соответственно объемные расходы газа после сепаратора и до него.

Таким образом, в каждой ступени сепарационной установки за счет снижения давления количество нефти уменьшается и соответственно возрастает количество газа, что может характеризовать работу этой установки в целом.

При любых условиях для герметизированной системы сбора количества нефти и газа

G_н + G_г = const.

К показателям эффективности работы нефтяного сепаратора относятся также удельный унос капельной жидкости К_ж потоком газа и удельный унос свободного газа К_г потоком нефти.
К_ж = q_ж/G_г; К_г = q_г/G_н,
где q_ж и q_г – объемные расходы капельной жидкости и свободного газа, уносимые из сепаратора при рабочих условиях, м³/ч;

G_г и G_н– объемные расходы газа и жидкости (нефти) при рабочих условиях в сепараторе, м³/ч.

Однако одни и те же значения К_ж и К_г можно получить, как известно, в сепараторах различных конструкций (например, в сепараторах большого объема без специальных отбойных приспособлений и в сепараторах, скажем, гидроциклонных), а значит, и с различными технико-экономическими показателями.

Поэтому, пользуясь только показателями К_ж и К_г, не учитывая расход металла на изготовление сепараторов, их конструкцию, невозможно сделать окончательный вывод о техническом совершенстве того или иного сепаратора. Технически совершенным будет тот сепаратор, который при прочих равных условиях обеспечивает более высокую степень очистки газа и жидкости и, кроме того, имеет большую производительность при минимуме затрат металла на его изготовление. Эффективное отделение газа от жидкости осуществляется в таких сепараторах, как правило, при больших скоростях движения газа и жидкости по сечению сепаратора, т. е., иными словами, при большей производительности. Таким образом, для оценки эффективности работы сепаратора наряду с показателями К_ж и К_г необходимо учитывать и степень технического совершенства.

Степень технического совершенства сепаратора характеризуется:

1. 
   минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе;
   
2. 
   максимально допустимой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора, а также в каплеуловительной секции;
   
3. 
   временем пребывания жидкости (нефти или нефти и воды) в сепараторе, за которое происходит максимальное отделение свободного газа от жидкости.
   

Допустимое значение удельного уноса капельной жидкости К_ж не должно превышать 50 см³ на 1000 м³ газа, в то время как удельный унос свободного газа потоком жидкости при условиях в сепараторе рекомендуется принимать равным К_г ≤ 20·10³ см³ на 1 м³ жидкости.

Величина К_г зависит от многих факторов, главными из которых являются вязкость и плотность нефти, а также способность нефти к вспениванию.

Для невспенивающихся и маловязких нефтей время пребывания их в сепараторе рекомендуется принимать от 2 до 3 мин, для вспенивающихся и вязких нефтей – от 5 до 20 мин. Маловязкими считаются нефти с вязкостью до 5·10^-3 Па·с, а вязкими – с вязкостью более 1,5·10^-2 Па·с.

Эффективность работы сепараторов, устанавливаемых на площадях газовых и газоконденсатных месторождений, оценивается обычно только первым показателем, т. е. количеством капельной взвеси, уносимой газом за пределы сепаратора. Поэтому требования, предъявляемые к нефтяным сепараторам и сепараторам природного газа, должны быть разными.

3 Выбор оптимального числа ступеней сепарации
Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан, вообще говоря, с довольно сложными расчетами при использовании констант равновесия, и поэтому здесь он не приводится. Однако, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступеней сепарации, необходимо рассмотреть здесь два способа разгазирования нефти в бомбе рVТ (давление, объем, температура) – дифференциальный и контактный – и показать, каким из них лучше всего пользоваться при решении этого вопроса.

На рисунке 17, а приведена схема многоступенчатой сепарации с условным выделением и отводом за пределы сепаратора смеси отдельных компонентов газа на каждой ступени, т. е. показано дифференциальное разгазирование нефти, характеризующееся постепенным снижением давления (р₁, р₂, ..., р_n), начиная от давления насыщения р_н, когда весь газ в нефти растворен, а на рисунке 17, б – одноступенчатое (контактное) разгазирование нефти, при котором происходит резкое понижение давления от р_н до р_n и одноразовый отвод из сепаратора всего выделившегося из нефти газа.

Условно показано также количество поступающей нефти на первую ступень сепарации (G_м) и количество выходящей нефти G_м на последней ступени сепаратора при дифференциальном и контактном разгазировании. Количество нефти, перешедшей на каждой ступени в газовую фазу, на схемах показано штриховкой.

Анализ рисунков показывает, что при дифференциальном (многоступенчатом) разгазировании получается больше нефти (G_м = 98 т), чем при контактном (одноступенчатом) (G_м = 95 т) (см. рисунки 17, а и б), а газа, наоборот – при дифференциальном меньше (кривая 2), чем при контактном (кривая 1) (см. рисунок 17, в).

Как объясняется это положение с физической точки зрения, в чем тут дело?


Рисунок 17 – Схемы многоступенчатой (дифференциальной) (а),

одноступенчатой (контактной) (б) сепарации газа от нефти

и количество газа, выделившегося при этих способах разгазирования (в):

1 – контактное разгазирование нефти; 2 – дифференциальное разгазирование нефти
Объясняется это тем, что при дифференциальном разгазировании понижение давления в каждой ступени сепаратора происхо­дит на незначительную величину, что влечет за собой плавное выделение небольших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод смеси этих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.

При этом практически все ступени сепараторов работают при равновесных условиях, характеризующихся равенством каждого легкого компонента углеводородного газа, находящегося в нефти и газовой фазе.

При контактном разгазировании нефти в сепараторе происхо­дит, наоборот, 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 = 0,101 МПа и t = 0°С) являются жидкостями. Этим, собственно, и объясняется, что при контактном разгазировании получается меньше нефти, чем при дифферен­циальном (см. рисунок 17, а, в).

Из этого следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживаются давление насыщения