Оборудование для отделения нефти от газа и воды

Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. 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).

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.

В настоящее время выпускается нормальный ряд сепарато­ров НГС с пропускной способностью по жидкости 2000— 30 000 т/сут.

В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление, вторая цифра — диаметр сепаратора (в мм).

Сепаратор типа НГС (рис. 5.1) 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 помощираспределительного 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 рис. не показаны) поступает в газо­сборную сеть.

 

Рисунок 4.2 – Сепаратор типа НГС

 

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.

Сепарационные установки с предварительным отбором 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.

Рисунок 4.3 – Сепарационная установка с предварительным отбором газа УБС

 

Сепарации на установке УБС (рис. 4.3) разделяются наследующие стадии:

- предварительное разделение и расслоение газожидкостной смеси в конечном участке системы сбора и в депульсаторе 6;

- окончательное разделение жидкости и газа в сепарацион- ной емкости 7;

- очистка газа от капельной жидкости в сепарационной емко­сти или в отдельном выносном аппарате — каплеотбойнике 2.

Продукция скважин по нефтегазосборному коллектору по­ступает перед сепаратором на конечный участок трубопровода, диаметр которого выбирается из расчета разрушения пробко­вой структуры, сглаживания пульсаций расхода и давления.

Из конечного участка трубопровода 1 нефтегазовый поток поступает в депульсатор 6, который состоит из восходящего участка 5 и наклонного 4 в сторону ввода жидкости 1 в сепа- рационную емкость. На этом участке наклонного трубопровода монтируется газоотводящий коллектор 3 для отбора отделив­шегося газа и подачи его в каплеотбойник 2 или в газовое про­странство сепарационной емкости.

В депульсаторе происходит предварительное отделение газа от жидкости. Жидкость с остаточным газом поступает в сепарационную емкость, где четко выделяются три секции: ввода жидкости и газа; осаждения и сбора; отвода жидкости и газа.

Секция ввода служит для гашения кинетической энергии и распределения по сечению емкости входящих потоков жидко­сти и газа. В этой секции завершается процесс предваритель­ного разделения.

Секция осаждения служит для завершения гравитацион­ного разделения как в газовой, так и жидкостной зоне. Секция осаждения и, сбора занимает до 60 % объема сепарационной емкости.

Третья секция служит для отвода продуктов разделения из сепарационной емкости, а также размещения поплавков регу­лятора уровня и датчиков предельных уровней.

Каплеотбойник 2 монтируется над сепарационной емкостью, что обеспечивает подачу самотеком уловленной в каплеотбой­нике жидкости в секцию осаждения и сбора сепарационной ем­кости.

Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС предназначены для отделения газа от обводненной нефти и сброса свободной пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из аппарата. Выпускаются установки типа УПС на рабочее дав­ление 0,6 МПа следующих модификаций: УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М и УПС-10000/6М.

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; М. — модернизирован­ная.

Автоматизированные установки выполнены в моноблоке и состоят из следующих основных ча­стей: блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и уп­равления (рис.4.4).

Блок сепарации и сброса воды глухой сфе­рической перегородкой разделен на два отсека— сепарационный А и от­стойный В. Каждый от­сек имеет люк-лаз, пре­дохранительный клапан и дренажные штуцеры.

В сепарационном от­секе для более полной сепарации и предотвра­щения ценообразования предусмотрена нефте­разливная полка 2. Дляравномерного распределения потока в параллельно работаю­щих установках в сепарационных и отстойных отсеках име­ются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части).

В отстойном отсеке для более полного использования объ­ема емкости имеется распределитель 3 жидкости на входе, перфорированная труба со штуцером для вывода воды 8 и два штуцера 5 и 6 для вывода нефти. Расположение штуцеров для вывода нефти позволяет осуществлять работу установок в ре­жимах полного и неполного заполнения. На установках УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавли­ваемый над отстойной секцией.

 

Рисунок 4.4 - Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС

 

Работа установки происходит следующим образом. Продук­ция скважин поступает в сепарационный отсек А по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит первичное отделение газа от жидкой фазы. Отделившийся нефтяной газ через регу­лятор уровня отводится в отсек Б, откуда через каплеотбой­ник 4 и регулятор давления — в газовый коллектор.

В случае применения установки на I ступени сепарации предусматривается узел предварительного отбора газа (де­пульсатор). При использовании установки на II ступени се­парации монтаж узла предварительного отбора газа не тре­буется.

Водонефтяная эмульсия из отсека А передавливается в от­сек Б под действием давления газа. Допустимый перепад дав­ления между отсеками Б и А не более 0,2 МПа (в зависимо­сти от длины каплеобразователя между отсеками).

Для улучшения отделения воды от эмульсии предусмотрено предварительное смешение продукции скважин с водой, посту­пающей из установки подготовки нефти. Трубопровод (капле- образователь) между отсеками А и Б может быть выполнен из трубы определенного диаметра и длины в зависимости от тре­буемого времени контакта эмульсии и оборотной воды. При работе установки без каплеобразователя оборотная вода с установок подготовки нефти подается за 200—300 м до входа в технологическую емкость.

Водонефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек Б че­рез входной распределитель 3. При этом основная часть струй, вытекающих из распределителя, движется радиально, а мень­шая часть — в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата и теряя кинетическую энергию, струи эмульсии отражаются и принимают горизон­тальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода от­водится через перфорированный трубопровод 8. Предвари­тельно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 я 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верх­ней части емкости.