Эти методы предназначены для наиболее полного извлечения нефти из залежи. Для повышения нефтеотдачи применяют закачку в пласт водного раствора ПАВ, растворов полимеров, углекислоты, теплоносителя, растворителей, а также внутрипластовое горение.
Закачка в пласт водного раствора ПАВ, концентрация которого составляет до 0,05%. Это приводит к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-вода, образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», которая легче перемещается в порах. Кроме этого, снижается поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор породы.
При заводнении пластов нередко имеет место опережающее продвижение воды по локальным зонам пласта вследствие разной вязкости и разной проницаемости жидкостей. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Закачка в пласт растворов полимеров, которые обладают повышенной вязкостью, приводит к более равномерному продвижению водонефтяного контакта и повышению конечной нефтеотдачи пласта. Широко применяется 0,01…0,05% раствор полиакриламида и другие водорастворимые полимеры.
Для этих целей можно использовать пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2…1,0% пенообразователя. Вязкость пены в 5…10 раз больше вязкости воды.
При закачке в пласт углекислоты происходит её растворение в нефти и снижение вязкости последней. Это приводит к увеличению скорости фильтрации. К такому же результату приводит закачка в пласт растворителей, в качестве которых можно использовать сжиженный пропан, бутан или их смесь.
Нагнетание в пласт теплоносителей (горячей воды или водяного пара с температурой до 400оС) способствует растворению в нефти асфальто-смолистых веществ и твёрдых парафинов, которые забивают поры пласта. Это явление наблюдается для высоковязких нефтей. В результате снижается вязкость нефти и увеличивается её фильтрация по порам.
Метод внутрипластового горения заключается в воспламенении нефти внутри пласта с помощью специальной нагнетательной или зажигательной скважины. В результате создаётся движущийся очаг горения за счёт постоянного нагнетания в пласт воздуха или воздуха с газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются на поверхность.
6. Физико-химические требования к товарной нефти
Нефть, выходя из скважины, содержит пластовую воду, попутный нефтяной газ, механические примеси, различные соли. Данная так называемая пластовая жидкость не является товарным продуктом и поэтому подвергается подготовке на промысле перед подачей нефти в магистральный нефтепровод. По магистральному нефтепроводу товарная нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод.
Товарная нефть с промыслов должна соответствовать ГОСТ Р 51858. В соответствии с данным стандартом в зависимости от физико-химических свойств и степени подготовки нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды.
В зависимости от содержания серы нефть подразделяется на классы (табл. 6.1).
Таблица 6.1
Классы нефти
| Класс нефти | Содержание серы, % масс | Название нефти |
| 1 | не более 0,6 | малосернистая |
| 2 | 0,61 - 1,8 | сернистая |
| 3 | 1,81 - 3,5 | высокосернистая |
| 4 | более 3,5 | особо высокосернистая |
В зависимости от плотности, содержания светлых фракций и твёрдых парафинов нефть подразделяется на типы (табл. 6.2).
Таблица 6.2
Типы нефти
| Тип не- фти | Плотность нефти при 20оС, кг/м3 | Плотность нефти при 15оС, кг/м3 | Назва-ние нефти | Выход фракций, % масс., не менее | Содержание твёрдых парафинов, % масс., не более | |
| Н.К.-200оС | Н.К.-300оС | |||||
| 0 | не более 830 | не более 833,7 | особо лёгкая | 30 | 52 | 6 |
| 1 | 830,1-850 | 833,8-853,6 | лёгкая | 27 | 47 | 6 |
| 2 | 850,1-870 | 853,7-873,5 | средняя | 21 | 42 | 6 |
| 3 | 870,1-895 | 873,6-898,4 | тяжёлая | - | - | - |
| 4 | более 895 | более 898,4 | битуми-нозная | - | - | - |
Если нефть не поставляется на экспорт, то достаточно для определения её типа определить только плотность. При поставке нефти на экспорт необходимо определение выхода светлых фракций и твёрдых парафинов. Нефти типов 3 и 4 при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны также содержать твёрдых парафинов не более 6 % масс.
Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому – к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.
В зависимости от степени подготовки на промыслах нефть подразделяется на группы (табл. 6.3).
Таблица 6.3
Группы нефти
| Группа нефти | Содержа-ние воды, % масс., не более | Содержа-ние хлористых солей, мг/дм3, не более | Содержа-ние меха-нических примесей, % масс., не более | Давление насыщен-ных паров нефти, кПа (мм рт. ст.), не более | Содержание органических хлоридов во фракции, выкипающей до 204оС, млн-1, не более |
| 1 | 0,5 | 100 | 0,05 | 66,7 (500) | 10 |
| 2 | 0,5 | 300 | |||
| 3 | 1,0 | 900 |
В зависимости от содержания сероводорода и лёгких меркаптанов нефть подразделяется на два вида (табл. 6.4).
Таблица 6.4
Виды нефти
| Вид нефти | Содержание сероводорода, млн-1, не более | Содержание метил- и этилмеркаптанов, млн-1, не более |
| 1 | 20 | 40 |
| 2 | 100 | 100 |
Условное обозначение товарной нефти состоит из четырёх цифр (класс, тип, группа, вид) и номера ГОСТа. Например: «Нефть 1.2.1.2 ГОСТ Р 51858». При поставке на экспорт к цифре типа добавляется нижний индекс «э», например: «Нефть 1.2Э.1.2 ГОСТ Р 51858».
Нефть при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должна соответствовать первой группе и первому или второму виду.
Качество подготовки нефти на промыслах (номер группы) зависит от степени обезвоживания и разгазирования нефти, удаления механических примесей и хлористых солей.
Необходимость обезвоживания нефти объясняется следующими причинами.
1. Вода является балластом, содержание которого может доходить до 90% и более на завершающих стадиях разработки месторождений. Это приводит к увеличению затрат на транспорт нефти.
2. Вода с нефтью образует эмульсию, вязкость которой обычно выше вязкости чистой нефти. Так, увеличение содержания воды в нефти с 5 до 20% приводит к повышению вязкости эмульсии почти два раза. Это также приводит к увеличению энергозатрат на транспорт более вязкой нефти. В среднем, увеличение содержания воды на 1% приводит к повышению транспортных расходов на 3…5%.
3. Вода может явиться причиной повышенной коррозии нефтетранспортной системы. При низких температурах и высоком содержании воды в трубопроводах могут образоваться ледяные пробки, осложняющие транспорт нефти.
Необходимость обессоливания нефти связана с двумя причинами.
1. Соли способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, а чем устойчивее эмульсия, тем больше затраты на обессоливание и обезвоживание нефти.
2. Хлориды щелочноземельных металлов являются причиной высокой кислотной коррозии оборудования, механизм которой заключается в следующем.
В любой нефти есть какое-то количество сероводорода Н2S, но значительно больше его образуется при нагреве (особенно сернистой нефти) за счёт разложения меркаптанов и сульфидов. Нагрев нефти – одна из обычных стадий технологии подготовки нефти. Сероводород вступает в реакцию взаимодействия с поверхностным слоем железа нефтепромыслового оборудования:
Если хлористых солей в нефти мало или совсем нет, то коррозия на этом останавливается, так как сульфид железа FeS – нерастворимая в промысловой воде соль и образует защитную плёнку на поверхности металла, предохраняя оборудование от более глубокого взаимодействия со средой.
Но в любой нефти имеются хлориды металлов, которые подвергаются гидролизу с образованием хлорида водорода НСl. Хлорид кальция СаCl2 может гидролизоваться до 10%, хлорид магния МgCl2 гидролизуется на 90% даже при низких температурах:
При нагреве нефти процесс гидролиза ускоряется. Хлорид водорода далее взаимодействует с сульфидом железа с образованием растворимой соли хлорида железа:
Хлорид железа растворяется в пластовой воде, оголяя новый поверхностный слой металла для взаимодействия с сероводородом. Так происходит цепная реакция кислотной коррозии оборудования.
Перед началом переработки нефти на НПЗ нефть ещё раз подвергают более глубокому обессоливанию и обезвоживанию до содержания хлористых солей не более 3…5 мг/л и воды не более 0,1% масс. Это связано с тем, что на НПЗ применяется более сложное и дорогостоящее оборудование, чем на промыслах, и оно должно быть максимально защищено от кислотной коррозии.
Необходимость удаления механических примесей при подготовке нефти объясняется следующим.
1. Механические примеси (частицы песка, глины, известняка, другой породы) способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, что затрудняет обезвоживание нефти.
2. Механические примеси при транспорте нефти оказывают абразивное воздействие на внутренние стенки труб, что приводит к преждевременному их износу. Особенно высоким абразивным воздействием обладают частицы песка, в состав которого входит оксид кремния SiO2.
Одна из основных технологических стадий при промысловой подготовке нефти – это отделение попутного газа. Процесс разгазирования нефти называется сепарацией. Глубина разгазирования определяется давлением насыщенных паров (ДНП) нефти. Нефть, имеющая ДНП не более 66,7 кПа (500 мм рт.ст.), называется стабильной.
Необходимость стабилизации нефти связана со следующими причинами.
1. При транспорте нестабильной нефти происходит образование газовых пробок (или газовых мешков) в нефтепроводе. Это приводит к разрыву сплошности потока, неравномерной подаче, пульсирующей работе нефтепровода. Для передавливания газового мешка приходится создавать дополнительное давление, которое может привести к разрыву трубопровода из-за вибрации, нарушению режима работы контрольно-измерительных приборов, временному прекращению фонтанирования скважин. Кроме этого, попадание газовых пробок на всас центробежных насосов вызывает их кавитацию и возможный выход из строя.
2. При хранении нестабильных нефтей происходит самопроизвольное выделение газов из резервуаров. Испаряясь, эти газы захватывают с собой лёгкие углеводороды бензиновых фракций, что приводит к потерям бензина до 5%. Кроме этого, возникает высокая загазованность, повышенная пожаро- и взрывоопасность товарных парков.
7. Система промыслового сбора и подготовки нефти
Система промыслового сбора и подготовки нефти – это сложная, разветвленная сеть трубопроводов и разнообразного технологического оборудования, предназначенная для сбора, замера продукции скважин и подготовки товарной нефти к транспорту по магистральному нефтепроводу потребителям.
Технологическое оборудование на промысле, предназначенное для выполнения какой-то одной задачи, называется технологической установкой. Технологическая установка – комплекс автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы подготовки нефти, газа и воды (обезвоживания, обессоливания, сепарации нефти, очистки пластовой воды и т.д.).
На промыслах применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), установки предварительного сброса воды (УПСВ), установки подготовки нефти (УПН), установки подготовки воды (УПВ), установки подготовки газа (УПГ), установки измерения количества и качества нефти и др.
Кроме этого, нефтепромысловое оборудование объединяется в такие объекты, как дожимная насосная станция (ДНС), кустовая насосная станция (КНС), компрессорная станция (КС), центральный пункт подготовки нефти (ЦППН), товарный парк и др.
Первые построенные системы промыслового сбора нефти были негерметизированными, двухтрубными, в большинстве случаев самотечными. Двухтрубной системой она называется потому, что нефть и газ после разделения на устьях скважин или на сборных пунктах транспортируются отдельно каждый по своему трубопроводу до центрального пункта сбора (ЦПС). Самотечной эта система называется потому, что движение нефти осуществляется за счет разности геодезических отметок. Единственным преимуществом самотечной системы является сравнительно точное измерение по каждой скважине расхода нефти и газа. Недостатки самотечной системы следующие:
1. Трудности с обеспечением разности геодезических отметок в холмистой или гористой местности.
2. Из-за невысокого давления в нефтепроводе высока вероятность образования газовых мешков.
3. Самотечные линии имеют ограниченную пропускную способность и не приспособлены к увеличению дебитов скважин и изменению вязкости водонефтяной эмульсии.
4. В самотечных системах скорость потока низкая, что способствует отложениям на внутренних стенках труб механических примесей, солей, твёрдых парафинов. Это приводит к снижению пропускной способности нефтепроводов.
5. Из-за негерметичности системы потери нефти от испарения достигают 3%.
6. Эти системы плохо автоматизируются и требуют больше обслуживающего персонала.
Поэтому самотечные негерметизированные системы больше не проектируют и не строят.
Современные системы промыслового сбора и подготовки нефти – это герметизированные, напорные, автоматизированные системы. Они зависят от формы и площади месторождения, рельефа местности, физико-химических свойств нефти, климатических условий данного региона.
Система сбора и подготовки нефти должна обеспечить оптимальную централизацию объектов технологического комплекса в районе наиболее крупного месторождения нефтедобывающего района.
Месторождения по площади могут быть большими (30х60 км), средними (10х20 км.) и малыми (до 10 км2). По форме месторождения бывают вытянутые, круглые и эллиптические.
На рис. 7.1 приведена схема герметизированной высоконапорной системы промыслового сбора и подготовки нефти для большого по площади месторождения. Эксплуатационные скважины 1 располагают кустами вблизи внешнего контура нефтеносности и параллельно ему. На рис. 7.1 показана только часть эксплуатационных скважин залежи.
Рис. 7.1. Схема герметизированной высоконапорной системы
промыслового сбора и подготовки нефти:
I – выкидная линия от скважины; II – сборный коллектор для продукции куста скважин; III – попутный нефтяной газ с ДНС; IV – нефть с ДНС; V – пластовая вода с УПСВ; VI – попутный нефтяной газ на ГПЗ; VII – пластовая вода с УПН; VIII – вода с УПВ; IX – вода с КНС; X – нефть с УПН; XI – некондиционная нефть; XII – товарная нефть; 1 – эксплуатационные скважины; 2 – автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 – дожимная насосная станция (ДНС) и установка предварительного сброса воды (УПСВ); 4 – насос; 5 – установка подготовки нефти (УПН); 6 – резервуары; 7 – насос; 8 – автоматизированная установка измерения количества и качества нефти; 9 – товарные резервуары; 10 – насос; 11 – установка подготовки воды (УПВ); 12 – насос; 13 – кустовая насосная станция (КНС); 14 – нагнетательные скважины; 15 – компрессорная станция (КС); 16 – внешний контур нефтеносности
Куст скважин – это специальная площадка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин. Количество скважин в кусте не должно превышать 24. Кусты должны быть удалены друг от друга на расстояние не менее 50 м. Суммарный дебит одного куста скважин должен быть не более 4 тыс. м3 в сутки по нефти, а газовый фактор – не более 200 м3/м3. Устья скважин в кусте должны располагаться на одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. В Западной Сибири допускается размещение скважин отдельными группами с числом скважин в одной группе не более четырёх. Расстояние между группами скважин должно быть не менее 15 м.
Продукция скважин под устьевым давлением направляется в выкидные линии I диаметром 100…150 мм и длиной 0,8…3,0 км. Из выкидных линий продукция скважин поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2 типа «Спутник», «Биус» или других модификаций. На АГЗУ производится отделение попутного нефтяного газа от жидкости и автоматическое поочерёдное измерение количества продукции каждой скважины отдельно по газу и отдельно по жидкости (нефти с водой). К АГЗУ можно подключить до 24 скважин.
После АГЗУ продукция всех подключенных скважин снова смешивается и единым потоком (газ, нефть, вода) по сборному коллектору II диаметром от 200 до 500 мм и длиной до 8 км под собственным давлением поступает на дожимную насосную стацию (ДНС) 3. Таким образом, давление на устье скважин должно обеспечить однотрубный герметизированный транспорт нефти через АГЗУ до ДНС. На месторождении строят несколько ДНС, на рис. 7.1 показана только одна.
На ДНС производится первая ступень сепарации нефти, как правило, при давлении 0,6 МПа. Отделившийся попутный нефтяной газ III под собственным давлением транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). При отсутствии условий подачи газа на ГПЗ он может использоваться как сырьё газотурбинных электростанций или, в худшем случае, сжигаться в факелах высокого давления (ФВД).
Когда обводнённость пластовой нефти достигает 15…20% масс., на ДНС устанавливают установки предварительного сброса воды (УПСВ).
Это связано, во-первых, с необходимостью снижения энергозатрат на транспорт балластной воды вместе с нефтью до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН), расстояние до которого может составлять несколько десятков километров. И, во-вторых, с целью снижения расходов на транспорт пластовой воды в обратном направлении от ЦППН до нагнетательных скважин.
Содержание воды в нефти после УПСВ не должно превышать 5…10% масс. Технология отделения пластовой воды на УПСВ должна предусматривать возможность закачки воды в нагнетательные скважины без дополнительной её очистки. Вода V с УПСВ должна под собственным давлением поступать на кустовую насосную станцию (КНС) 13 или на установку подготовки воды (УПВ) 11.
Производительность ДНС по выходу нефти после УПСВ не должна превышать 3 млн. т в год.
Частично дегазированная нефть далее насосами 4 подаётся по коллектору IV на расстояние до нескольких десятков километров на ЦППН (или ЦПС – центральный пункт сбора). На ЦППН собирается нефть со всех ДНС, расположенных на месторождении. ЦППН размещают на базовом месторождении, добыча которого составляет 40% и более от общей добычи района. Если в районе нет базового месторождения, то ЦППН размещают на ближайшем к начальной точке магистрального нефтепровода месторождении.
На ЦППН также может подаваться нефть с АГЗУ ближайших эксплуатационных скважин, минуя ДНС. Для небольших месторождений, по форме приближающихся к кругу, ДНС обычно не строят, так как нефть способна под собственным устьевым давлением дойти по трубопроводу до ЦППН.
На ЦППН производится окончательная подготовка нефти, приём и учёт товарной нефти, подача товарной нефти на сооружения магистрального транспорта, подготовка и утилизация пластовой воды, подготовка попутного газа к транспорту.
Основное звено ЦППН – установка подготовки нефти (УПН), на которой и производится глубокое обезвоживание нефти, обессоливание и стабилизация. Мощность одной УПН не должна превышать 3 млн. т в год по товарной нефти, поэтому на ЦППН может быть несколько параллельно работающих УПН. Для нефтей с высоким содержанием С1–С5 может быть предусмотрена установка стабилизации ректификацией.
Кроме УПН, в структуре ЦППН находятся: установка подготовки воды (УПВ), установка учёта количества и качества нефти, товарный (иногда и сырьевой) парк, компрессорная станция (КС), реагентное хозяйство, факельное хозяйство и др.
Если попутный газ не направляется на ГПЗ, а подготавливается до требований стандарта на ЦППН, предусматривают установку подготовки газа (УПГ). В Западной Сибири, как правило, весь попутный газ с месторождений подаётся на ГПЗ.
Нефть с ДНС 3 поступает на УПН 5. Отделившийся на УПН попутный нефтяной газ имеет невысокое давление, поэтому он поступает на компрессорную станцию (КС) 15, где он сжимается и вместе с газом с ДНС подаётся на ГПЗ. Часть попутного газа используется на ЦППН для собственных нужд в качестве топлива. При отсутствии возможности собственной подготовки газа или подачи его на ГПЗ газ сжигают в факелах высокого и низкого давления.
Отделившаяся после обезвоживания и обессоливания вода VII с УПН подаётся на УПВ 11. Очистка пластовой воды необходима для сохранения «чистоты» призабойной зоны, сохранения приёмистости нагнетательных скважин; для предотвращения коррозии в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин.
С УПВ насосами 12 очищенная подготовленная вода VIII подаётся на кустовую насосную станцию (КНС) 13. С КНС насосами высокого давления вода под давлением 15…20 МПа подаётся в нагнетательные скважины 14 для поддержания пластового давления. Таким образом, вода, поступившая вместе с нефтью из пласта, снова закачивается в пласт. Так происходит замкнутый цикл её движения.
Нефть с УПН 5 поступает далее в два попеременно работающих герметизированных резервуара 6 типа РВС (резервуар вертикальный стальной), где нефть дополнительно отстаивается. Затем насосом 7 нефть X подаётся на автоматизированную установку замера количества и качества нефти 8 типа «Рубин».
Если качество нефти не соответствует требованиям ГОСТ, то такая некондиционная нефть XI возвращается на УПН для повторной подготовки.
Если нефть соответствует требованиям ГОСТ, она поступает в резервуары 9 товарного парка, откуда насосами 10 товарная нефть XII подаётся в магистральный нефтепровод.
Преимущества герметизированных напорных систем сбора и подготовки нефти следующие.
1. Устранение потерь лёгких фракций.
2. Значительное уменьшение возможности отложений механических примесей, солей, твёрдых парафинов на внутренних стенках труб.
3. Возможность полной автоматизации системы.
4. Возможность транспортирования нефти за счёт давления на устье скважины.
5. Снижение мощностей насосов ДНС, так как нефть транспортируется в газонасыщенном состоянии с меньшей плотностью (удаляется только часть газа на первой ступени сепарации).
6. Более низкие металлоёмкость и эксплуатационные расходы.
К недостаткам этих систем относятся:
1. Преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье. Это ведёт к более раннему переходу на механизированную добычу и к увеличению необходимой мощности глубинных насосов.
2. При поддержании более высокого устьевого давления приходится увеличивать подачу газа (бескомпрессорный и компрессорный способ добычи) для подъёма одного и того же количества нефти.
Сепарация нефти от газа
В процессе подъема нефти из пласта и транспорта ее до ЦППН постепенно снижается давление, и газ выделяется из нефти. Объем газа по мере снижения давления увеличивается, и поток нефти будет двухфазным или нефтегазовым. В случае расслоения воды и нефти поток может быть трёхфазным.
Объём газа при нормальных условиях обычно в несколько десятков раз больше объёма жидкости, поэтому совместный транспорт нефти и газа осуществляют под давлением на экономически целесообразные расстояния (до ДНС), а затем выделившийся при данных условиях газ отделяют и транспортируют отдельно.
Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором это происходит, называется нефтегазовым сепаратором, или двухфазным сепаратором. Если в сепараторе производится ещё и отделение пластовой воды – это трёхфазный сепаратор.
Все групповые замерные установки (ГЗУ) оснащены нефтегазовыми сепараторами с целью раздельного измерения дебита по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются в один поток и под собственным давлением поступают на ДНС.
Отвод отсепарированного газа осуществляется на ДНС и УПН ступенчато, постепенно, с понижением давления. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение газа происходит в концевых сепараторах или резервуарах при давлении, близким к атмосферному. Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Но при этом увеличиваются капитальные затраты.
Первую ступень сепарации осуществляют на ДНС при давлении 0,6 МПа. Сепараторы на первой ступени называются сепараторами высокого давления. В них отделяется в основном метан и этан – это так называемый сухой газ. Он может транспортироваться на ГПЗ под собственным давлением без дополнительного сжатия компрессорами.
Следующие ступени сепарации осуществляются на УПН в сепараторах среднего и низкого давления. Обычно достаточно трёх ступеней сепарации. Количество ступеней и давление сепарации определяется с учётом энергии пласта, физико-химических свойств нефти и схемы подготовки нефти.
В общем случае, необходимый диаметр и объём сепаратора с уменьшением давления увеличиваются, так как при этом увеличивается объём газа.
Конструктивно сепараторы бывают вертикальные и горизонтальные. Все сепараторы состоят условно из четырёх секций:
1. Основная сепарационная секция – это зона, куда непосредственно поступает нефть из узла ввода сырья. Здесь происходит отделение основной массы газа от нефти. В этой секции необходимо быстро отделить газ, удалить основную массу жидкости и извлечь крупные капли из газового потока. На это влияет способ ввода сырья (радиальный; тангенциальный) и использование насадок – диспергаторов.
2. Осадительная секция, предназначенная для дополнительного отделения пузырьков газа из нефти. Для этого нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям с большой площадью поверхности испарения.
3. Секция сбора дегазированной нефти. Обычно располагается в нижней части аппарата.
4. Каплеуловительная секция, служащая для улавливания мельчайших капелек нефти, уносимых потоком газа. Располагается в верхней части аппарата.
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.
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.
Таблица 8.1
Техническая характеристика нефтегазовых сепараторов типа НГС
| Шифр аппарата | V, м3 | DВ, м | L, м | Производительность, м3/ч | |
| по нефти | по газу (при н.у.) | ||||
| НГС-0,6-1200 | 6,3 | 1,2 | 5,57 | 20 – 100 | 20700 |
| НГС-1,0-1200 | 23300 | ||||
| НГС-1,6-1200 | 31400 | ||||
| НГС-2,5-1200 | 39000 | ||||
| НГС-4,0-1200 | 55000 | ||||
| НГС-6,3-1200 | 74900 | ||||
| НГС-0,6-1600 | 12,5 | 1,6 | 6,22 | 45 – 225 | 41400 |
| НГС-1,0-1600 | 46700 | ||||
| НГС-1,6-1600 | 62900 | ||||
| НГС-2,5-1600 | 78000 | ||||
| НГС-4,0-1600 | 110000 | ||||
| НГС-6,3-1600 | 149500 | ||||
| НГС-0,6-2000 | 25 | 2,0 | 7,96 | 86 – 430 | 62200 |
| НГС-1,0-2000 | 70000 | ||||
| НГС-1,6-2000 | 94400 | ||||
| НГС-2,5-2000 | 117200 | ||||
| НГС-4,0-2000 | 165000 | ||||
| НГС-6,3-2000 | 224800 | ||||
| НГС-0,6-2400 | 50 | 2,4 | 11,06 | 160 – 800 | 82900 |
| НГС-1,0-2400 | 93500 | ||||
| НГС-1,6-2400 | 125500 | ||||
| НГС-2,5-2400 | 156300 | ||||
| НГС-4,0-2400 | 220000 | ||||
| НГС-0,6-3000 | 100 | 3,0 | 14,15 | 300 – 1500 | 124000 |
| НГС-1,0-3000 | 140000 | ||||
| НГС-1,6-3000 | 188000 | ||||
| НГС-2,5-3000 | 134000 | ||||
| НГС-4,0-3000 | 330000 | ||||
| НГС-0,6-3400 | 150 | 3,4 | 16,53 | 450 – 2250 | 165000 |
| НГС-1,0-3400 | 187000 | ||||
| НГС-1,6-3400 | 251000 | ||||
| НГС-2,5-3400 | 312000 | ||||
| НГС-4,0-3400 | 440000 | ||||
Дата: 2019-02-19, просмотров: 296.
