Для расчёта пропускной способности сепаратора по жидкости используется взаимосвязь количества газа и количества нефти через газовый фактор Го:
В данном случае Го – это отношение объёма газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе к объёму нефти (объём газа приведён к нормальным условиям).
Если в нефти есть пластовая вода, объёмный расход нефти можно выразить через объёмный расход жидкости (нефть с водой):
где В – доля обводнённости нефти.
Тогда максимальная пропускная способность сепаратора по безводной нефти в м3/с:
Максимальная пропускная способность сепаратора по безводной нефти в м3/сутки:
Максимальная пропускная способность сепаратора по жидкости (нефть с водой) в м3/с:
Максимальная пропускная способность сепаратора по жидкости (нефть с водой) в м3/сутки:
Из последних уравнений выразим минимальную необходимую площадь поперечного сечения сепаратора S (м2) для прохода газа (чтобы скорость потока газа была не выше v опт). При расходе жидкости в м3/с:
При расходе жидкости в м3/сутки:
где V Ж – расход в м3/сутки.
При заданном диаметре сепаратора D минимально необходимая доля сечения аппарата, занятая потоком газа:
где S сеп – площадь поперечного сечения сепаратора, м2.
При расходе жидкости в м3/с:
При расходе жидкости в м3/сутки:
Очевидно, что для вертикальных сепараторов f Г=1, для горизонтальных 0<f Г<1.
Пропускную способность сепаратора по жидкости можно также определить другим путём. Контроль пропускной способности по жидкости вызван необходимостью существенного уменьшения или сведения к нулю степени уноса газа КГ. Количество увлекаемых пузырьков газа зависит от трёх факторов: вязкости нефти, давления в сепараторе и скорости подъёма уровня нефти в сепараторе, иными словами, от времени пребывания этой нефти в сепараторе. При одновременном увеличении вязкости нефти, поступающей в сепаратор, скорости её подъёма и давления в сепараторе, число уносимых пузырьков газа из сепаратора будет увеличиваться.
Всплывание пузырьков газа из нефти в сепараторе в основном происходит за счёт разницы в плотностях этих фаз и определяется формулой Стокса:
где v Г – скорость всплывания окклюдитированных пузырьков газа, м/с;
d – диаметр пузырьков газа, м;
ρН и ρГ – соответственно плотность нефти и плотность газа при рабочих условиях в сепараторе, кг/м3;
μН – динамическая вязкость нефти, Па∙с.
В технологических расчётах диаметр пузырьков газа принимают d = 1,55∙10-3 м.
Для гравитационных сепараторов необходимым условием эффективного отделения нефти от газа в секции сбора нефти является следующее соотношение:
v Н < v Г
где v Н – скорость подъёма уровня нефти в пределах секции сбора, м/с.
Из уравнения расхода можно выразить:
где F – площадь зеркала нефти, м2.
Используя уравнение Стокса, соотношение v Н < v Г можно представить следующим образом:
Отсюда пропускная способность сепаратора по нефти в м3/с должна быть не более:
Пропускная способность сепаратора по нефти в м3/сутки:
Для горизонтальных сепараторов площадь зеркала нефти зависит от уровня жидкости в сепараторе и определяется математическим путём.
В общем случае, максимальная пропускная способность горизонтального сепаратора по нефти в м3/сутки определяется по формуле:
В большинстве случаев в сепаратор поступает не чистая нефть, а эмульсия нефти с водой. Поэтому в последнем уравнении в этом случае необходимо использовать плотность и вязкость эмульсии:
где ρЭМ – плотность эмульсии при рабочих условиях в сепараторе, кг/м3;
μЭМ – динамическая вязкость эмульсии при рабочих условиях, Па∙с.
Для вертикальных сепараторов площадь зеркала нефти зависит только от диаметра сепаратора, поэтому максимальная пропускная способность вертикального сепаратора по входящей эмульсии в м3/с:
Максимальная пропускная способность вертикального сепаратора по эмульсии в м3/сутки:
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.
8.6. Сепараторы с предварительным отбором газа
При совместном движении нефти и газа в трубопроводах протяжённостью несколько километров в результате падения давления происходит медленная, но равновесная сепарация нефти от газа. Так, при движении нефтегазовой смеси в трубе со скоростью до 5 м/с, наблюдается почти полное разделение потока на жидкую и газовую фазу. Это явление и используется в сепараторах с предварительным отбором газа.
Для этого предусматривают подводящую трубу необходимого диаметра, обеспечивающую разделение фаз и устройство для отбора газа из трубы (см. рис. 8.7).
Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонному трубопроводу 1, наклон которого к горизонту может колебаться в пределах 3…4о. К нему вертикально приварена газоотводная вилка 2 – компенсатор-депульсатор. В наклонном трубопроводе нефть и газ ещё больше разделяются, нефть по продолжению трубопровода вводится в корпус сепаратора, а газ по вилке поступает в каплеуловитель 3, который фактически работает как сепаратор газа от капель нефти, поэтому его ещё называют газосепаратор. Унесённые потоком газа капли нефти задерживаются в жалюзийных насадках 4 и стекают через патрубок 5 в сепаратор.
Нефть с остатками газа поступает в корпус сепаратора и попадает сначала в плоский диффузор (на схеме не показан). В диффузоре постепенно происходит снижение скорости нефтегазового потока. Из диффузора нефть поступает с малой скоростью на наклонные полки 6, где происходит интенсивное отделение оставшихся пузырьков газа от нефти. Полки находятся под углом 5…7о, они имеют поперечные планки-пороги 7 высотой 20…25 см через 50…70 см – для турбулизации потока. По ходу движения нефти предусмотрены пеногасители 8.
Рис. 8.7. Схема сепаратора с предварительным отбором газа:
I – нефтегазовая смесь; II – газ; III – нефть; 1 – наклонная подводящая труба; 2 – газоотводная вилка (компенсатор-депульсатор); 3 – каплеуловитель (сепаратор газа); 4 – жалюзийные насадки; 5 – дренажный патрубок; 6 – наклонные полки; 7 – поперечные планки-пороги; 8 – пеногасители; 9 – отсек для улавливания мехпримесей; 10 – перегородка; 11 – отсек для сбора разгазированной нефти; 12 – штуцер для отвода нефти; 13 – патрубок для отвода газа; 14 – штуцер для отвода мехпримесей
Отделившийся в корпусе сепаратора газ поступает через патрубок 13 в каплеуловитель 3. Нефть поступает сначала в отсек 9 для улавливания грязи и механических примесей, затем через перегородку 10 – в отсек 11 и через штуцер 12 отводится из сепаратора.
Такой способ сепарации позволяет значительно ускорить отделение газа от нефти. Газ внутри сепаратора не соприкасается с потоком жидкости, что уменьшает унос капелек нефти, так как газ имеет большую скорость. Кроме этого, в сепараторах с предварительным отбором газа меньше объём пены.
В гидроциклонных сепараторах из-за активного перемешивания фаз в нефти остаётся примерно в четыре раза больше пузырьков газа диаметром 2…3 мкм, чем в сепараторах с предварительным отбором газа. Поэтому унос газа с нефтью в гидроциклонных сепараторах больше, так как эти пузырьки не успевают полностью выделиться из нефти.
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.
Обезвоживание нефти
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 S уд:
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 S УД
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.
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.
а
| 
б
|
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).
а
| 
б
|
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.
Дата: 2019-02-19, просмотров: 458.
