Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань в своє навчання і роботи, будуть вам дуже вдячні.
1. Обладнання для відділення нафти від газу
В процесі підйому рідини з свердловин і транспорту її до центрального пункту збору та підготовки нафти, газу і води поступово знижується тиск і з нафти виділяється газ. Обсяг газу, що виділився в міру зниження тиску в системі збільшується і зазвичай в кілька десятків разів перевищує обсяг рідини. Тому при низькому тиску їх спільне зберігання, а іноді і збір стають недоцільними. Доводиться здійснювати їх роздільне збирання і зберігання.
Процес відділення газу від нафти називається сепарацією. Апарат, в якому відбувається відділення газу від продукції нафтових свердловин, називають Газосепаратор.
У сучасних системах збору нафти і газу Газосепаратор оснащуються все блокові автоматизовані групові вимірів установки, дожимні насосні станції і центральні пункти збору та підготовки нафти, газу і води.
На блочних автоматизованих вимірювальних установках відділення газу від нафти здійснюється тільки з метою роздільного вимірювання дебіту свердловин по рідини і газу. Після вимірювання нафту і газ знову змішуються і подаються в загальний нафтогазовий колектор.
Часто відведення вільного газу від нафти здійснюється в декількох місцях. Кожен пункт виведення відсепарованої газу називається щаблем сепарації газу.
Багатоступенева сепарація застосовується для поступового відводу вільного газу в міру зниження тиску. Вона застосовується при високому тиску на гирлі свердловин.
Нафтогазову суміш зі свердловини направляють спочатку в газосепаратор високого тиску, в якому з нафти виділяється основна маса газу. Цей газ може транспортуватися на великі відстані під власним тиском.
З сепаратора високого тиску нафта надходить в сепаратор середнього і низького тиску для остаточного відділення від газу.
2. Класифікація сепараторів, їх устрій та принцип роботи
Сепарація газу від нафти може відбуватися під впливом гравітаційних, інерційних сил і за рахунок селективної смачиваемости нафти. Залежно від цього і розрізняють гравітаційну, інерційну і плівкову сепарації, а газосепаратори - гравітаційні, гідроциклони і жалюзійні.
Гравітаційна сепарація здійснюється внаслідок різниці щільності рідини і газу, тобто під дією їх сили тяжіння. Газосепаратори, що працюють на цьому принципі, називаються гравітаційними.
Інерційна сепарація відбувається при різких поворотах газонафтового потоку. В результаті цього рідина, як найбільш інерційна, продовжує рухатися по прямій, а газ змінює свій напрямок. В результаті відбувається їх поділ. На цьому принципі побудована робота гідроциклонами газосепаратора, здійснювана подачею газонафтової суміші в циклон головку, в якій рідина відкидається до внутрішньої поверхні і потім стікає вниз в нафтове простір газосепаратора, а газ рухається по центру циклону.
Відповідно до призначення в нафтогазових сепараторах є три зони: розділова, осаджувальна і відбійна. У розділової зоні з рідини відділяється основна маса вільного газу. Це досягається за допомогою різних пристроїв, що забезпечують або оптимальну швидкість обертання газорідинного потоку, або досить високу поверхню розділу фаз за рахунок збігу рідини тонким шаром по спеціальним похилим жолобах. У осадительной зоні піднімається нафтовий газ звільняється від порівняно великих частинок рідини під дією гравітаційних сил. У відбійною зоні відбувається остаточне очищення нафтового газу від дрібних частинок рідини під впливом сил інерції, що виявляються при різкій зміні напрямку потоку і його проходженні між відбійними пластинами, а також сил адгезії, що виявляються в прилипании крапельок рідини до поверхні сіткових, насадок та інших відбійників.
Найбільшого поширення на нафтових родовищах отримали горизонтальні сепаратори, що характеризують підвищеною пропускною здатністю при одному і тому ж обсязі апарату, один пропонує кращі якості сепарації, простотою обслуговування і огляду в порівнянні з вертикальними. В даний час випускаються двофазні горизонтальні сепаратори типу НГС і типу УБС.
Поряд з двофазним організовано виробництво трифазних сепараторів, які, крім відділення газу від нафти, служать також для відділення і скидання вільної води. До трифазним сепараторам відносяться установки типу УПС. Перераховані сепараційні установки служать в якості технологічного обладнання центральних пунктів збору і підготовки нафти, газу і води (ЦППН).
У тих випадках, коли на родовищі або групі родовищ пластової енергії недостатньо для транспортування нафтогазової суміші до ЦППН, застосовуються дожимні насосні станції (ДНС).
Сепаратори типу НГС призначені для відділення газу від продукції нафтових свердловин на першій і подальшої щаблях сепарації нафти, включаючи гарячу сепарацію на останньому щаблі.
У табл. 1. наведено основні технічні дані сепараційних установок типу НГС.
Сепаратор типу НГС (рис.1) складається з горизонтальної ємності 1, оснащеної патрубками для входу продукції 2, для виходу нафти 10 і газу 7. Усередині ємності безпосередньо у патрубка для входу нафтогазової суміші змонтовані розподільний пристрій 3 і похилі жолоби (дефлектори) 4 і 5. Біля патрубка, через який здійснюється вихід газу, встановлені горизонтальний 8 і вертикальний 6 сітчасті відбійники. Крім того, апарат оснащений штуцерами і муфтами для монтажу приладів сигналізації та автоматичного регулювання режиму роботи.
Газонафтова суміш надходить в апарат через вхідний патрубок 3, змінює свій напрямок на 90 °, і за допомогою розподільного пристрою нафту разом із залишковим газом прямує спочатку в верхні похилі жолоби 4, а потім в нижні 5. Отделившийся з нафти газ проходить спочатку вертикальний Каплевідбійники 6 , а потім горизонтальний 8. Ці Каплевідбійники здійснюють тонку очистку газу від крапельної рідини (ефективність понад 99%), що дозволяє відмовитися від установки додаткового сепаратора газу. Що виділився в сепараторі газ через патрубок 7, засувку і регулюючий клапан (на рис.1 не показані) надходить в Газозбірний мережу.
У зазначених цифрах перша цифра позначає робочий тиск, друга цифра - діаметр сепаратора (в мм).
Мал. 1. Нафтогазовий сепаратор типу НГС
Отсепарирован нафту, що скупчилася в нижній секції збору рідини сепаратора, через вихідний патрубок 10 направляється на наступний щабель сепарації або, в разі використання апарату на останньому щаблі, в резервуар. Для усунення можливості воронкоутворення і попадання газу в викидних лінію над патрубком виходу нафти встановлюється диск 9.
Комплекс приладів і засобів автоматизації забезпечує:
1. автоматичне регулювання робочого рівня нафтогазової суміші в сепараторі;
2. автоматичний захист установки (припинення подачі нафтогазової суміші в сепаратор) при:
а) аварійному підвищенні тиску в сепараторі;
б) аварійно-високому рівні рідини в сепараторі;
3. сигналізацію в блок управління про аварійних режимах роботи установки.
Сепаратор нафтогазовий НГС по ДП 805 призначений для сепарації газонафтової суміші на першій, проміжної і кінцевої щаблях в системах зборів і установках підготовки нафти.
Технічна характеристика
Обсяг апарату, м3 6,3; 12,3; 25; 50; 100; 150
Продуктивність по нафті, м3 / добу,
Робочий тиск, МПа 0,4; 0,8; 1,4; 2,2; 3,6
в потоці газу на виході, г / м3 не більше 0,1
нафти на виході,% об. 1
Маса, кг, не більше 93000
Сепаратор НГС по ДП 805 розроблений замість НГС по ДП 496 і має такі переваги (на прикладі апарату V = 100 м3):
Мал. 2. Принципова схема сепарационной блокової установки:
1 - нафтогазова суміш; 2 - газ; 3 - нафта; 4 - дренаж; 5 - пар; - депульсатор; - Каплевідбійники; - технологічна ємність
Технологічна ємність, депульсатор, Каплевідбійники з пристроєм попереднього відбору газу системою обв'язки трубопроводами та запірно-регулюючої арматури об'єднані в сепараційний блок. Для обслуговування установки передбачений майданчик.
Робота установки заснована на попередньому відборі газу з газонафтової суміші в депульсаторе I, остаточному розгазування в технологічній ємності III і остаточного очищення газу від крапельної рідини в Каплевідбійники II. Газонафтова суміш від свердловин надходить в депульсатор I, де відбувається поділ расслоившихся в трубопроводі, що підводить нафти і газу. Отделившийся газ відводиться в Каплевідбійники II, а нафта надходить в технологічну ємність III. У Каплевідбійники газ проходить через струнні відбійники, очищається від крапельної нафти і через регулятор тиску направляється в газопровід. Зібрана в Каплевідбійники рідина стікає по патрубкам в технологічну ємність. З останньої нафту проходить через дві перегородки з просічно-витяжних листів, які сприяють витісненню проміжного шару між бульбашками газу, їх коалесценції і відділенню залишкового газу від нафти. Остаточно отсепарирован нафту направляється через вихідний патрубок і регулятор рівня рідини в нафтопровід.
При необхідності подачі газу з депульсатора в Каплевідбійники через газовий простір технологічної ємності на газовій лінії між Каплевідбійники і депульсатором передбачена засувка, а між депульсатором і технологічної ємністю - газопровід.
Технологічний процес на установці повністю автоматизований і забезпечує:
- автоматичне регулювання тиску і рівня нафти в технологічній ємності;
- сигналізацію граничних значень тиску верхнього і нижнього рівнів нафти в технологічній ємності;
- місцевий контроль рівня температури нафти і тиску в технологічній ємності;
- видачу сигналу на автоматичне закриття приймальної лінії установки при досягненні верхнього граничного рівня нафти;
- формування загального аварійного сигналу на диспетчерський пункт.
Сепараційні установки з попередніми скиданням води типу УПС призначені для відділення газу від обводненной нафти і скидання вільної пластової води з одночасним урахуванням кількості збезводненої нафти і води, що виходять з апарату. Випускаються установки типу УПС на робочий тиск 0,6 МПа наступних модифікацій: УПС-3000 / 6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300 / 6М і УПС-10000 / 6М. Одночасно розроблені всі модифікації УПС та на робочий тиск 1,6 МПа.
У шифрі установок прийняті наступні позначення: УПС - установка з попередніми скиданням води; А - в антикорозійному виконанні; перша цифра після букв - пропускна здатність по рідини (м3 / добу); друга цифра - допустимий робочий тиск; М - модернізована.
Автоматизовані установки виконані в моноблоці і складаються з наступних основних частин: блоку сепарації і скидання води, запірно-регулюючої арматури, системи контролю і управління (рис. 3).
Блок сепарації і скидання води глухий сферичної перегородкою розділений на два відсіки - сепараційний А і відстійний Б. Кожен відсік має люк-лаз, запобіжний клапан і дренажні штуцери.
У сепараційному відсіку для більш повної сепарації і запобігання піноутворення передбачена нефтеразлівная полку 2. Для рівномірного потоку в паралельно працюючих установках в сепараційних і відстійних відсіках є штуцери для повідомлення їх по рідини (в нижній частині) і газу (у верхній частині).
Мал. 3. Принципова схема установок типу УПС-8000 і УПС-6300
У отстойном відсіку для більш повного використання обсягу ємності є розподільник 3 рідини на вході, перфорована труба з штуцером для виведення води 8 і два штуцери 5 і 6 для виведення нафти. Розташування штуцерів для виведення нафти дозволяє здійснювати, роботу установок в режимах повного та неповного заповнення. На установці УПС-6300 застосовується виносний Каплевідбійники 4, що встановлюється над отстойной секцією.
Робота установки відбувається в такий спосіб. Продукція свердловин надходить в сепараційний відсік А по соплу 1 і нефтеразлівной полиці 2, де відбувається відділення газу від рідинної фази. Отделившийся нафтовий газ через регулятор рівня, відводиться в відсік Б, звідки через Каплевідбійники 4 і регулятор тиску - в газовий колектор.
У разі застосування установки на I ступені сепарації передбачається вузол попереднього відбору газу (депульсатор). При використанні установки на II ступені сепарації монтаж вузла попереднього відбору газу не потрібно.
Водонефтяная емульсія з відсіку А передавлюється в відсік Б під дією тиску газу. Допустимий перепад тиску між відсіками Б і А не більше 0,2 МПа (в залежності від довжини каплеобразователя між відсіками).
Водонефтяная емульсія надходить в відстійний відсік Б через вхідний розподільник 3. При цьому основна частина струменів, що випливають з розподільника, рухається радіально, а менша частина - в напрямку найближчого еліптичного днища апарату. Доходячи до стінок апарату, і втрачаючи кінетичну енергію, струменя емульсії відбиватися і приймають горизонтальний напрямок уздовж апарату. Відстояна вода відводиться через перфоровану трубопровід 8. Попередньо зневоднена нафту виводиться через штуцери 5 і 6, пов'язані з перфорованої трубою 7, розташованої у верхній частині ємності.
Система контролю і у правління повинна здійснювати:
- регулювали рівня «нафту-газ» на рівні 2400 мм;
- регулювання рівня «нафта-вода» на рівні 900 мм;
- регулювання тиску в технологічній ємності;
- вимір кількості попередньо збезводненої нафти;
- вимір кількості води, що скидається;
- вимір кількості оборотної води;
- сигналізацію досягнення заданих значень тиску і граничного рівня нафти в ємності;
- аварійну відсічення по входу продукту при досягненні рівня нафти в апараті 2600 мм і заданому тиску;
- вимірювання тиску і температури.
При роботі в режимі повного заповнення не провадиться регулювання рівня «нафту-газ» і сигналізація аварійного рівня, попередньо зневоднена нафту відводиться через верхній штуцер 5, пов'язаний з перфорованої трубою, а штуцер 6 закривається.
Розміщено на Allbest.ru