1 Система сбора и подготовки нефти и газа
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Требования к качеству нефти в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1 %. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти и газа.
Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные замерные установки (АЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, откуда она поступает в сепаратор первой ступени (С) для первичной сепарации для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу в резервуар сбора газа (Р) и затем на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору в сепаратор второй ступени (С), где также происходит отделение пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ.
Вода, отделенная от нефти на сепараторах первой и второй ступени, поступает на установку подготовки сточной воды (УПСВ). Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды очищают от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивают через насосную станцию сточной воды (НССВ) в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.
В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность.
Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 часов и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания.
В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80° С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором (К) и через теплообменники (Т) направляются в сборный газопровод. В газопроводе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.
Затем по трубопроводам нефть проходит на следующие ступени сепарации в сепараторы и т.д. При многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93 - 7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С3), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.
Если при том же высоком начальном устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов: С3 - С5.
Следовательно, при многоступенчатой сепарации выход товарной нефти увеличится на 1,5 - 3,0 % масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С3-С5. При этом она становится менее плотной и вязкой.
Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5 - 7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-, двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю. Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.
С точки зрения экономии металла, удобства обслуживания целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию.
Выделенный из нефти газ с помощью компрессоров (К) и через теплообменники (Т) направляются в резарвуар, оттуда на ГПЗ.
В резервуаре сбора газа от него окончательно отделяются частички нефти и попадают через линию доочистки в сепаратор первой ступени. Чистый газ по газопроводу поступает на ГПЗ.
Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуар товарной нефти (Р) и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.
Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков. Для контроля за нефтепродуктами и предотвращении утечек на каждой линии трубопроводов установлены запорные устройства (ЗУ).
1.1 Классификация нефтегазовых сепараторов
Сепараторы используются для дегазации нефти или для отделения частиц жидкости от газа. Процесс сепарации проходит в несколько стадий с постепенным снижением давления до близкого атмосферному.
По характеру действующих сил сепараторы делятся на следующие:
– гравитационные, основаны на разности плотностей жидкости газа или твердых частиц газа;
– насадочные сепараторы, разделение происходит за счет сил тяжести и инерции;
– центробежные, разделение происходит за счет центробежных и инерционных сил.
По форме и положению сепараторы делятся на:
– цилиндрические горизонтальные;
– цилиндрические вертикальные;
– сферические.
Несмотря на то, что существует множество вариантов конструкции сепараторов, все они состоят из одинаковых секций.
В сепарационной секции происходит отделение основной части жидкости от входящей нефтяной эмульсии. Для максимальной эффективной сепарации и равномерного распределения потока по сечению сепаратора используют конструктивные устройства:
– тангенциальный ввод потока (рис 1.1);
– отражательные устройства, устанавливаются на входе в сепаратор (рис 1.2);
– встроенный циклон (рис 1.3).
Рисунок 1 – Гравитационный сепаратор с тангенциальным вводом поток[8]
Рисунок 2 – Горизонтальный сепаратор с отражающей полусферой[8]
Рисунок 3 – Горизонтальный сепаратор с встроенным циклоном[8]
Сепарация газа начинается при снижении давления нефти до давления насыщения, это может произойти как в пласте, так и в системе сбора нефти. Газ, который выделяется стремится в сторону понижения давления, в сепаратор, при этом газ увлекает за собой нефть. Перед входом в сепаратор скважинная продукция состоит из двух фаз – газовой и жидкой.
В осадительной секции происходит дополнительное выделение пузырьков газа, которые не успели выделиться из нефтяной эмульсии.
В секции сбора жидкости производится сбор жидкости. Эта секция может быть двойная, верхняя – для сбора нефти, нижняя – для воды.
Секция каплеулавливания предназначается для улавливания частиц жидкости в газе на выходе из сепаратора. Обычно эта секция состоит отбойных устройств.
Преимущество вертикального сепаратора заключается в том, что он имеет хороший сток и легко очищается.
В горизонтальном сепараторе обрабатываются большие объемы газа, он легко монтируется и обслуживается, но отсутствие естественного грязеотстойника и хорошего дренажа являются основными недостатками.
Преимущество сферических сепараторов заключается в их компактности, экономичности и малой металлоемкости. Они легко монтируются на салазках, которые обладают меньшими размерами, чем горизонтальные сепараторы.
1.2 Гравитационные сепараторы
Разделение многофазных смесей по действию силы гравитационного притяжения является наиболее древним и универсальным способом осаждения тяжелой фазы и флотации легких частиц.
Простота конструкции и изготовления, небольшие потери давления, надежность в работе позволяют широко использовать гравитационные сепараторы в системах сбора нефти и газа на установках подготовки нефти.
Стоит отметить, что при всех плюсах, гравитационные сепараторы громоздкие, металлоемки и имеют не самую высокую эффективность. Использовать гравитационные сепараторы без внутренних устройств (различного вида насадки, полки и т.д.) нерентабельно, но в особых случаях установка этих устройств невозможна
Сущность гравитационного сепаратора заключается в свободном объеме сосуда. Уменьшение скорости нефтяной эмульсии, снижение турбулентности потока способствует улавливанию взвешенных в газе частиц.
Анализируя эффективность сепараторов, можно сделать вывод, что наиболее эффективен гравитационный сепаратор с направлением газового потока сверху вниз, а наименее эффективен сепаратор, в котором смесь движется снизу вверх.
При осаждении в маловязкой среде сравнительно крупных частиц, приобретающих относительно большую скорость, сопротивление среда проявляется, в основном, в образовании турбулентных вихрей, такое осаждение называется происходящим в турбулентном режиме.
В высоковязкой среде для мелких частиц скорость осаждения мала и сопротивление среды проявляется в виде трения, такое безвихревое движение происходит при ламинарном режиме.
Возможен еще и промежуточный режим, при котором значения сопротивления среды от вихреобразования и трения сопоставимы.
В сепараторах, которые расположены горизонтально возможно повышение степени сепарации за счет увеличения длины сепарационного пространства.
В вертикальных сепараторах с увеличением расстояние между входом газожидкостной смеси и выходом газа сепарация практически не улучшается.
1.3 Сепараторы с насадками
Увеличить производительность сепаратора, повысить качество и эффективность сепарации можно с помощью отбойных насадок различного типа.
Осаждение капель жидкости в насадках происходит в основном под действием сил инерции. Во время работы сепараторы на элементах насадок укрупняются капли жидкости, образуя пленку жидкости, которая образует большие капли, стекающие вниз под действием сил тяжести. Поток газа действует на пленку и капли, и при изменении скорости газового потока работа сепаратора нарушается из-за прекращения стекания капелек вниз, увлечения жидкости по направлению движения газового потока и срыва пленки с верхней кромки насадок.
а, б, е – жалюзийные насадки; в – кольцевая насадка; г – сетчатая насадка; д, ж – уголковые насадки
Рисунок 4 – Элементы сепараторов с капельным и пленочным дренажом жидкости [9]
Широкое распространение в качестве устройств для отделения капель жидкости от пара или газа получили проволочные отбойники, их эффективность может превышать 99% в достаточно широком диапазоне скоростей.
Если скорость газового потока мала, то капли жидкости проходят между проволочками, это определяет малую эффективность отбойника.
Допустимая скорость определяется:
– вязкостью жидкости;
– наличием взвешенных твердых частиц;
– плотностями газа и жидкости;
– поверхностным натяжением на границе раздела фаз газ – жидкость;
– начальной влажностью.
Жалюзийные насадки представляют собой набор листовых элементов различной конфигурации, которые собираются в пакеты.
Рисунок 5 – Профили жалюзийной насадки[9]
Принцип действия жалюзийных насадок основан на том, что капли жидкости в каналах между жалюзи осаждаются на поверхности под действием инерционных сил и молекулярного трения.
1.4 Трехфазные сепараторы
Трехфазные сепараторы позволяют отсепарировать газа от нефти и сбросить основную часть пластовой воды, если скважинная продукция сильно обводненная. Самым главным отличием трехфазной сепарации от двухфазной является образование дисперсной зоны между слоями нефти и воды. Эта зона состоит из очень маленьких капель одной фазы, которая диспергирована в другой фазе, она занимает промежуточной положение между нефтью и водой. Данная зона является нестабильной и через определенный промежуток времени за счет процессов коалесценции произойдет переход диспергированных капель жидкости в непрерывную фазу. За счет этого явления происходит уменьшение дисперсной зоны, а затем и вовсе ее исчезновение с последующим полным разделением фаз нефть – вода.
Стоит отметить, что на протяжение длительного периода развития нефтяной промышленности совмещение сепарации и обезвоживания нефти считалось невозможным.
На рисунке 1.6 представлена типовая схема трехфазного сепаратора типа НГСВ, на которой видно, что уже на входе начинается постепенное разделение смеси на дисперсную и газовую зону.
Рисунок 6 – Принцип работы трехфазного сепаратора [7].
Исследования показывают, что большая часть мелкодисперсных капелек не осаждается в течение долгого времени, если использовать только гравитационное осаждение. Поэтому используют коэлесцирующие элементы, которые достаточно широко используются в газо- и нефтепереработке. Их основная способность – обеспечение накопления, удержания и укрупнения капель воды. Например, в аппаратах НГВРП в качестве коалесцирующих элементов используются полипропиленовые пластины рельефной формы, установленные на определенном минимальном расстоянии друг от друга. При прохождении водонефтяного потока через блок пластин происходит укрупнение капель воды и ускорение деэмульсации. По мере столкновения потока эмульсии с материалом капли воды задерживаются на его поверхности, сливаются с другими каплями, укрупняются и в результате разности плотностей под действием силы гравитации стекают в нижнюю часть, где находится свободная вода. Обезвоженная нефть накапливается в верхней части аппарата.
2 Общие сведения и технические характеристики нефтегазового сепаратора НГС II-4,0-2400-2-И
Сепараторы нефтегазовые (в дальнейшем сепараторы), предназначены для дегазации пенистой нефти и очистки попутного газа, применяемые в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений для эксплуатации в макроклиматических районах II5 и II4 по ГОСТ 1630 в условиях умеренного и умеренно-холодного климата по ГОСТ 15150 с температурой воздуха при эксплуатации.
Таблица 1 - Технические характеристики сепаратора типа НГС II-4,0-2400-2-И [14]
Объем, м? 50
Давление условное,МПа 4,0
Диаметр, Dв, мм 2460
Толщина стенки, днища, Sk, Sд, мм 14
Длина, L, мм 13150
Пропускная способность по жидкости , м?/ч 250
Пропускная способность по газу , м?/ч 7000
Масса, кг 28400
Рисунок 7 - трехфазного сепаратора типа НГС II-4,0-2400-2-И [14]
Условия применения сепараторов НГС:
Температура рабочей среды для умеренного климата не ниже минус 30°С.
Температура рабочей среды для холодного климата не ниже минус 60°С.
Установка оборудования возможна в районах с сейсмичностью до 6 баллов включительно по в соответствии со Строительными нормами и правилами РФ (СНиП II-7-81).
Район территорий по скоростным напорам ветра не регламентируется.
Сепараторы НГС поставляются на место монтажа в собранном виде, отдельно поставляются депульсаторы. При необходимости НГС подлежат теплоизоляции от теплопотерь. Оборудование должно соответствовать требованиям ГОСТ 26-291-87. Покрытие — VII классу по ГОСТ 9.032-74 и условиям эксплуатации ХЛI (6) по ГОСТ 9.104-79. Производительность по нефти (жидкости) указана в диапазоне, обеспечивающем время пребывания её в аппарате от 15 до 40 минут, при обводненности от 30 до 90%.
3 Патентно–информационный обзор
3.1 Патент №204076 - Трехфазный сепаратор
Полезная модель относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для подготовки нефти и разделения газожидкостной смеси на составляющие компоненты (ШФЛУ/нефть, газ, воду) при промысловой подготовке нефти и газа. Трехфазный сепаратор обеспечивает повышение эффективности и качества процесса подготовки широкой фракции легких углеводородов и разделения газожидкостной смеси на составляющие компоненты при упрощении изготовления конструкции и использования устройства, повышении качества контроля и регулирования технологического процесса. Также позволяет расширить технические возможности процесса подготовки нефти.
