Как называется аппарат в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин

Обновлено: 07.07.2024

Оборудование для отделения газа от пластовой жидкости

Для отделения газа от пластовой жидкости служат сепараторы, которые применяются на первой и второй ступенях сепарации.

Отечественной промышленностью выпускаются горизонтальные двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости, а также трехфазные сепарационные установки типа УПС, отделяющие и сбрасывающие свободную воду. Сепараторы устанавливаются на центральном пункте подготовки нефти и являются сепараторами первой ступени на месторождениях, где продукция скважин подается на ЦППН от скважин, или сепараторами второй ступени на месторождениях с дополнительными насосными станциями. Двухфазные сепараторы используются и на последующих ступенях, включая горячую сепарацию на последней ступени подготовки нефти.

На рисунке 2.9 представлен сепаратор нефтегазовый.

Рис. 2.9. Сепаратор нефтегазовый

Сепаратор снабжен каплеуловителем, штуцерами для КИПиА и отбойниками.

Сепараторы типа УБС (установка блочная сепарационная) являются установками с предварительным отбором газа и применяются в основном как сепараторы первой ступени. Предварительное разделение газожидкостной смеси происходит на конечном участке трубопровода и в депульсаторе, откуда и отводится отделившийся газ. Выпускаемые типоразмеры сепараторов (с каплеуловителем выносного типа) от УБС-1500/6 до УБС-16000/16. Первое число обозначает пропускную способность по жидкости, м 3 /сут; второе - допускаемое рабочее давление, кгс/см 2 .

Трехфазный сепаратор типа УПС (установка с предварительным сбросом воды) предназначен для отделения газа от обводненной нефти и сброса пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды. На сепараторах типа УПС на первой ступени сепарации монтируются узлы предварительного сброса газа депульсации. После установки обводненность продукции составляет 20-30 %.

Схема двухфазного сепаратора с предварительным отбором газа представлена на рис. 2.10.

1 - газоотводящие патрубки; 2 - разделительный трубопровод;

3 - газоотборный коллектор; 4 - газопровод; 5 – отвод газа в сепаратор; 6 - жалюзийные насадки; 7 - корпус каплеуловителя; 8 - поплавок; 9 - корпус сепаратора; 10 - патрубок сброса воды; 11 – подвижные зонды; 12 - конечный участок подводящего коллектора

Рис. 2.10. Горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа

В сепараторе с предварительным отбором газа в депульсаторе нефтегазовая смесь вводится в корпус по наклонным участкам трубопровода. Уклон входного трубопровода – 10 - 15°. В депульсаторе происходит разделение жидкости и газа, и газ по газоотводящим трубкам отводится к каплеуловителю и вместе с газом, отделенным в корпусе сепаратора, направляется по газопроводу на ГПЗ.

Депульсатор - узел предварительного разделения потоков нефти и газа, в сочетании с конечным «успокоительным» участком трубопровода предназначается для снижения пульсации давлений, а также вибрации входных технологических трубопроводов перед сепаратором, что достигается предварительным отводом газа из верхнего участка наклонного нисходящего трубопровода депульсатора. На третьей ступени сепарации нефти используются газоотделители трубные наклонные (см. рис. 2.11), которые в основном устанавливаются на ЦППН в конце технологического цикла подготовки нефти и перед подачей товарной в магистральный трубопровод. Газоотделитель снабжен предохранительным клапаном, штуцерами для КИПиА. Для удобства обслуживания устанавливают лестницы с площадками.

СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ

В процессе подъема жидкости из скважин и транспортирова­ния ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере сни­жения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазо-сборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двух­фазным или нефтегазовым потоком.

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может изме­няться от нуля до значительных величин. Следовательно, в слу­чае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместное транспортирование их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а за­тем нефть и выделившийся газ транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой про­дукции скважин, называют нефтегазовым сепарато­ром. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфаз ным. Однако в некоторых случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляется к тому же отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводо-газосепаратором или трехфазным сепаратором.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки неф­ти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней се­парации может быть несколько, и окончательное отделение неф­ти от газа завершается в концевых сепараторах или в резервуа­рах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких дав­лениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепа­ратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основ­ная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепара­торы среднего и низкого давления для окончательного отделе­ния от газа.

Сепараторы первой ступени в зависимости от конкретных ус­ловий на месторождении могут быть рассредоточены в несколь­ких пунктах по его территории или сосредоточены наряду с ос­тальными ступенями сепарации на центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. В последнем случае на место­рождении не строятся газосборные трубопроводы. Транспорти­рование же газа всех ступеней сепарации от ЦПС до газоком­прессорной станции или до газоперерабатывающего завода обычно осуществляется по одному газопроводу.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, ус­ловно подразделяются на следующие категории: 1) по назначе­нию—замерно-сепарирующие и сепарирующие; 2) по геометри­ческой форме и положению в пространстве — цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; 3) по характеру проявления основных сил — гравитационные и центробежные (гидроциклонные); 4) по рабочему давлению — высокого (6,4 МПа и более), среднего (2,5—6,4 МПа), низкого (0,6— 2,5 МПа) давления и вакуумные; 5) по числу обслуживаемых скважин—индивидуальные и групповые; 6) по числу ступеней сепарации — первой, второй, третьей ступени и т. д.; 7) по чис­лу разделяемых фаз — двухфазный (нефть+газ), трехфазный (нефть + газ + вода).

Вертикальные сепараторы имеют четыре секции (рис. 13).

Основная сепарационная секция 1 служит для интенсивного выделения газа из нефти. На работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения дав­ления, температура в сепараторе, физико-химические свойства нефти, особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор (радиальное, тангенциальное, использование различных насадок — проволочной сетки, диспергаторов, турбулизирующих ввод газонефтяной смеси с предвари­тельным отделением газа от нефти).




Осад и тельная секция Я, в которой происходит до­полнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти ее направляют тонким слоем по на­клонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути дви­жения нефти, т. е. эффективность ее сепарации.

Секция сбора нефти ///, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом — в за­висимости от эффективности работы сепарационной и осади-тельной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

Каплеуловительная секция IV, расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчай­ших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

В составе групповых замерных установок применение вер­тикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне дебитов скважин, вклю­чая малоде битные.

Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:

1) меньшая пропускная способность по сравнению с горизон­тальными при одном и том же диаметре аппарата;

2) меньшая устойчивость процесса сепарации при поступлении пульсирующих потоков;

3) меньшая эффективность сепарации.

Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддер­жанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра. В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепа­раторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах, требуется время от времени промывать соляровым маслом за­грязненные стекла, отключая их соответствующими кранами от сепаратора.


Горизонтальные сепараторы имеют большую про­пускную способность по газу и жидкости, чем вертикальные. По некоторым данным, пропускная способность горизонтального се­паратора при одинаковых размерах примерно в 2,5 раза боль­ше, чем вертикального. Это объясняется тем, что в горизонталь­ном сепараторе капли жидкости под действием силы тяжести падают вниз, перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу, как это происходит в вертикальных сепараторах.

Большинство горизонтальных сепараторов изготавливается из одной горизонтальной емкости со сферическими днищами

Рис. 13. Вертикальный сепаратор:

/__ основная сепарационная секция; // — осадительная секция; /// — секция сбора нефти; IV— секция каплеуловительная; / — ввод продукции скважин; 2 — разда­точный коллектор; 3 — регулятор уровня «до себя»; 4—каплеуловительная насад­ка; 5—предохранительный клапан; 6 — наклонные полки; 7 — датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8— исполни­тельный механизм; 9 — сливной патрубок; 10 — перегородки; 11—уровнемерное стек­ло; 12—отключающие вентили; 13 — дре­нажная трубка

(одноемкостные сепараторы), иногда применяют двухъемкостные горизонтальные сепа­раторы.

Область применения гори­зонтальных сепараторов весь­ма обширна. Они используют­ся для оснащения дожимных насосных станций, для первой, второй и третьей ступеней се­парации на центральных пунк­тах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Пропускная спо­собность горизонтальных се­параторов, применяемых для первой, второй и третьей сту­пеней сепарации, может до­стигать 30 000 т/сут по жид­кости на каждой ступени.

Горизонтальные сепараторы широко применяются также для отделения и сбора свободной воды из продукции скважин на первой или последующих ступенях сепарации, что исключает попадание значительных объемов воды на установку по подго­товке нефти. В этом случае они выполняют роль трехфазных сепараторов.

Горизонтальные сепараторы некоторых конструкций для по­вышения пропускной способности и улучшения качества сепара­ции нефти оборудуются гидроциклонами. Отделение газа от нефти в гидроциклонах происходит за счет центробежных сил. Нефть, имеющая большую плотность, отбрасывается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Из гидроциклона нефть и газ отдельно поступают в емкости (рис. 14).

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 15 и да­лее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки умень­шают пенообразование. Движение нефти тонким слоем по пол­кам способствует отделению нефти от газа. В емкости монти­руется механический регулятор уровня 14, связанный с испол­нительным механизмом — заслонкой 12, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емкости необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Наибольшей пропускной способностью по жидкости и газу характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жид­кость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубо­проводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили назва­ние сепараторов с предварительным отбором газа (рис. 15). Работает данный сепаратор следующим обра­зом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным участкам трубопроводов 1 и 2. Уклон трубопрово­да 1 может колебаться в пределах от 30 до 40°, а трубопрово­да 2 — от 10 до 15°. К трубопроводу 2 вертикально привари­ваются три-четыре газоотводных трубки 3 диаметром 50— 100 мм. Верхние концы этих трубок приварены к сборному кол­лектору (депульсатору) газа 5, подводящему этот газ к корпусу каплеуловителя 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кас­сета 7. Капельки нефти, уносимые основным потоком газа по сборному коллектору 5, проходя жалюзийную кассету 7 (или любую другую), прилипают к стенкам жалюзи и, скапливаясь

Рис. 16. Схема сепаратора с предварительным отбором газа типа УБС:

/ — ввод в сепаратор продукции скважин; 2 — депульсатор; 3 — трубопровод предва­рительного отбора газа; 4—каплеуловитель; 5—газопровод для отвода газа; 6— • сепаратор; 7—трубопровод для выхода нефти (жидкости); в — счетчик нефти (жид­кости); 9 — патрубок для размыва осадка; 10—дренажный трубопровод

на них, в виде сплошной пленки стекают вниз в корпус сепара­тора. Из корпуса каплеуловителя 8 газ направляется под соб­ственным давлением 0,6 МПа на газоперерабатывающий за­вод (ГПЗ).

Нефть, освобожденная от основной массы газа в трубопро­воде 2, поступает в корпус сепаратора через нижний патрубок ввода 4, в котором установлены сплошная перегородка 14, успо­коитель уровня 13 и две наклонные полки 10, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесциро-ваться и выделиться в наклонном трубопроводе 2. Давление вы­делившегося из нефти газа повышают при помощи эжектора 9, затем газ транспортируется на ГПЗ.

Для регулирования вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа 11 с исполнительным ме­ханизмом 12.

Раздельный ввод газа и жидкости в аппарат имеет ряд преи­муществ. При совместном вводе нефтегазового потока в сепа­ратор с перепадом давления и перемешиванием фаз количество в нефти пузырьков газа размером 2—3 мкм примерно в 4 раза больше, чем в случае раздельного ввода нефти и газа в аппарат без перепада давления. Пузырьки газа таких размеров обычно находятся во взвешенном состоянии и не успевают выделиться из нефти за время ее движения в сепараторе. Таким образом, в сепараторах с раздельным вводом жидкости и газа унос сво­бодного газа вместе с нефтью в несколько раз меньше, чем в се­параторах с совместным вводом продукции, и обычно не превы­шает 1 % от объема жидкости.

При раздельном вводе нефти и газа резко уменьшается так­же объем пены, образующейся в сепараторе в результате удержания части газа и жидкости во взвешенном состоянии, что осо­бенно важно при подготовке нефтей, склонных к ценообразова­нию.

Как известно, ввод продукции в сепаратор с перепадом давления в случае нефтей, склонных к пенообразованию, может привести к заполнению газового пространства пеной. При за­полнении сепаратора пеной отказывает в работе регулятор уров­ня и пена поступает как в газопровод, так и в выкидную линию для жидкости.

В настоящее время разработан ряд блочных сепараторов типа УБС с предварительным отбором газа на пропускную способность от 1500 до 16000 м3/сут. Объем емкости составляет от 30 до 160 м3 (рис. 16). Технические данные сепараторов типа УБС приведены в табл 1.

Трехфазные сепараторы. По мере роста обводненно­сти продукции скважин, поступающей в сепараторы, начинают преобладать капли воды больших размеров, которые могут лег­ко коалесцировать и отделяться в виде свободной воды.

Количество выделившейся из нефтяной эмульсии свободной воды зависит от физико-химических свойств нефти и воды, тем­пературы потока, продолжительности транспортирования, интен­сивности перемешивания потока (до поступления в сепаратор) и от многих других причин. Предварительная подача реагента в поток на определенном удалении от сепарационных установок способствует выделению свободной воды из эмульсии.

В нефтепромысловой практике отделяемую свободную воду стремятся сбросить как можно раньше—до поступления про­дукции на установки подготовки нефти, так как нагрев этой воды связан с большим расходом теплоты. Предварительный сброс свободной воды осуществляется в трехфазных сепарато­рах. В настоящее время разработаны трехфазные сепараторы для работы на первой и последующих ступенях сепарации. Осо­бенностью таких аппаратов (рис. 17) является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, со­общающихся между собой через каплеобразователь.


Сепаратор работает следующим образом. Смесь нефти, воды и газа по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек. Отсепа-рированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с не­большим количеством газа из сепарационного отсека по капле-образователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отде­ляется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7отводится на У ПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбра­сывается из сепаратора в резервуар-отстойник или под соб­ственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор по­ступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь 12 подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации разрушения этой эмульсии.

Эффективность работы сепаратора любого типа характеризуется следующими двумя основными показателями: 1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и 2) количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем эффективнее работа нефтегазового сепара­тора. В хорошо сконструированных нефтегазовых сепараторах обычно унос капелек жидкости до 10 г жидкости на 1000 кг продукции, поступающей в сепа­ратор.

По такой технологической схеме сконструированы и серий­но изготовляются автоматизированные блочные установки пред­варительного сброса пластовой воды типа УПС (рис. 18).

Лекция №13. Комплекс оборудования для отделения нефти от газа и свободной воды

В процессе подъема жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается и обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости. Поэтому при низких давлениях их совместное хранение, а иногда и сбор становятся нецелесообразными. Приходиться осуществлять их раздельный сбор и хранение.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

В современных системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки (за исключением установок, оснащенных массовыми расходомерами), дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.

Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.

Многоступенчатая сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при высоких давлениях на устье скважин.

Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в газосепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепаратор среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.

Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием гравитационных, инерционных сил и за счет селективной смачиваемости нефти. В зависимости от этого и различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы — гравитационные, гидроциклонные и жалюзийные.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием их силы тяжести. Газосепараторы, работающие на этом принципе, называются гравитационными.

Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В результате этого жидкость, как более инерционная, продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к внутренней поверхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ двигается по центру циклона.

Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. При прохождении потока газа с некоторым содержанием нефти через жалюзийные насадки (каплеуловители) капли нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз. Это явление называется эффектом пленочной сепарации. Жалюзийные сепараторы работают на этом принципе.

Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили горизонтальные сепараторы, характеризующие повышенной пропускной способностью при одном и том же объеме аппарата, лучшим качеством сепарации, простотой обслуживания и осмотра по сравнению с вертикальными.

В настоящее время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и типа УБС. Наряду с двухфазными организовано производство трехфазных сепараторов, которые, помимо отделения газа от нефти, служат также для отделения и сброса свободной воды. К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве технологического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).




В тех случаях, когда на месторождении или группе месторождений пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до ЦППН, применяются сепарационные установки с насосной откачкой или дожимные насосные станции (ДНС).

Сепараторы типа НГС предназначены для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующей ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.

Выпускается нормальный ряд сепараторов НГС с пропускной способностью по жидкости 2000 ¸ 30000 т/сут.

В таблице 24. приведены основные технические данные сепарационных установок типа НГС.

Сепаратор типа НГС (рисунок 104) 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 3, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного 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 рисунке 104 не показаны) поступает в газосборную сеть.

Установка Наибольшая пропускная способность по нефти, т/сут Наибольшая пропускная способность по газу, тыс. м 3 /сут
НГС6-1400 НГС16-1400 НГС25-1400 НГС40-1400 НГС64-1400
НГС6-1600 НГС16-1600 НГС25-1600 НГС40-1600 НГС64-1600
НГС6-2200 НГС16-2200 НГС25-2200 НГС40-2200 НГС64-2200
НГС6-2600 НГС16-2600 НГС25-2600 НГС40-2600
НГС6-3000 НГС16-3000 НГС25-3000 НГС40-3000

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

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.

Комплекс приборов и средств автоматизации обеспечивает:

· автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;

· автоматическую защиту установки (прекращения подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:

<variant> аварийном повышении давления в сепараторе;

б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе;

· сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.


Рисунок 104 — Нефтегазовый сепаратор типа НГС

Сепаратор нефтегазовый НГС по ГП 805 предназначен для сепарации газонефтяной смеси на первой, промежуточной и концевой ступенях в системах сборов и установках подготовки нефти.

Техническая характеристика:
Объем аппарата, м 3 6.3; 12.3; 25; 50; 100; 150
Производительность по нефти, м 3 /сут, не более
Рабочее давление, МПа 0.4; 0.8; 1.4; 2.2; 3.6
Содержание капельной жидкости в потоке газа на выходе, г/м 3 не более 0.1
Содержание свободного газа в нефти на выходе, % об.
Масса, кг, не более

Сепаратор НГС по ГП 805 разработан взамен НГС по ГП 496 и имеет следующие преимущества (на примере аппарата V = 100 м 3 ):

Показатели НГС по ГП 496 НГС по ГП 805
Производительность по нефти, м 3 /сут
Объем аппарата, м 3
Производительность по газу, м 3 /сут, Р=0.7 МПа
Содержание капельной жидкости в потоке газа на выходе, г/м 3 2 ¸ 3 0.1

Сепараторы центробежные вертикальные СЦВ-500М, СЦВ-1000М (А.С. 787065, 986461) предназначены для окончательной очистки газа от капельной жидкости после газонефтяных сепараторов.

Сравнительная характеристика сепараторов СЦВ-1000/16 и НГС при использовании его в качестве газосепаратора.

Показатели НГС-1-16-3000 по ГП 496 СЦВ-1000/16
Производительность по газу, млн. м 3 /сут 2.5 2.5
Рабочее давление, МПа 1.6 1.6
Объем аппарата, м 3
Масса, кг
Степень очистки газа, г/м 3 0.5 0.05

Установки блочные сепарационные УБС-3000/6; УБС-1500/6; УБС-1500/14; УБС-6300/6; УБС-6300/14; УБС-16000/6; УБС-10000/6 обычно состоят из технологической емкости, каплеотбойника, депульсатора, технологической обвязки трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры и системы автоматизации (рисунок 105, таблица 28).

Шифр установки Условный проход, мм
Ду1 Ду2 Ду3 Ду4 Ду5 Ду6 Ду7 Ду8
УБС-1500/6
УБС-1500/14
УБС-6300/6
УБС-6300/14
УБС-10000/6
УБС-10000/14
УБС-16000/6
УБС-16000/14


Рисунок — Принципиальная схема сепарационной блочной установки

1 — нефтегазовая смесь; 2 — газ; 3 — нефть; 4 — дренаж; 5 — пар; I — депульсатор; II — каплеотбойник; III — технологическая емкость.

Технологическая емкость, депульсатор, каплеотбойник с устройством предварительного отбора газа системой обвязки трубопроводами и запорно-регулирующей арматуры объединены в сепарационный блок. Для обслуживания установки предусмотрена площадка.

Работа установки основана на предварительном отборе газа из газонефтяной смеси в депульсаторе I, окончательном разгазировании в технологической емкости III и окончательной очистке газа от капельной жидкости в каплеотбойнике II. Газонефтяная смесь от скважин поступает в депульсатор I, где происходит разделение расслоившихся в подводящем трубопроводе нефти и газа. Отделившийся газ отводится в каплеотбойник II, а нефть поступает в технологическую емкость III. В каплеотбойнике газ проходит через струнные отбойники, очищается от капельной нефти и через регулятор давления направляется в газопровод. Собранная в каплеотбойнике жидкость стекает по патрубкам в технологическую емкость. Из последней нефть проходит через две перегородки из просечно-вытяжных листов, способствующих вытеснению промежуточного слоя между пузырьками газа, их коалесценции и отделению остаточного газа от нефти. Окончательно отсепарированная нефть направляется через выходной патрубок и регулятор уровня жидкости в нефтепровод.

При необходимости подачи газа из депульсатора в каплеотбойник через газовое пространство технологической емкости на газовой линии между каплеотбойником и депульсатором предусмотрена задвижка, а между депульсатором и технологической емкостью - газопровод.

Технологический процесс на установке полностью автоматизирован и обеспечивает:

· автоматическое регулирование давления и уровня нефти в технологической емкости;

· сигнализацию предельных значений давления верхнего и нижнего уровней нефти в технологической емкости;

· местный контроль уровня температуры нефти и давления в технологической емкости;

· выдачу сигнала на автоматическое закрытие приемной линии установки при достижении верхнего предельного уровня нефти;

· формирование общего аварийного сигнала на диспетчерский пункт.

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. Одновременно разработаны все модификации УПС и на рабочее давление 1.6 МПа.

В шифре установок приняты следующие обозначения: УПС — установка с предварительным сбросом воды; А — в антикоррозионном исполнении; первая цифра после букв — пропускная способность по жидкости (м 3 /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, системы контроля и управления (рисунок 106).

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


Рисунок — Принципиальная схема установок типа УПС-8000 и УПС-6300

В отстойном отсеке для более полного использования объема емкости имеются 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 установке УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавливаемый над отстойной секцией.

Работа установки происходит следующим образом. Продукция скважин поступает в сепарационный отсек А по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит отделение газа от жидкостной 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).

Водоняфтяная 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 отражаться и принимают горизонтальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 8. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верхней части емкости.

Система контроля и у правления должна осуществлять:

· регулировавшие уровня «нефть-газ» на уровне 2400 мм;

· регулирование уровня «нефть-вода» на уровне 900 мм;

· регулирование давления в технологической емкости;

· измерение количества предварительно обезвоженной нефти;

· измерение количества сбрасываемой воды;

· измерение количества оборотной воды;

· сигнализацию достижения заданных значений давления и предельного уровня нефти в емкости;

· аварийную отсечку по входу продукта при достижении уровня нефти в аппарате 2600 мм и заданном давлении;

· измерение давления и температуры.

При работе в режиме полного заполнения не осуществляется регулирования уровня «нефть-газ» и сигнализация аварийного уровня, предварительно обезвоженная нефть отводится через верхний щтуцер 5, связанный с перфорированной трубой, а штуцер 6 закрывается.

Сепарационные блочные установки с насосной откачкой предназначены для сепарации нефти от газа и подачи от сепарированной нефти под напором насосов на объекты подготовки нефти в системах герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды. Установки в основном состоят из сепарационного блока, блока коллектора, блока измерения и регулирования, комплекса системы автоматизации, межблочной обвязки коммуникаций, укрытия и площадок обслуживания. В качестве сепараторов приняты сепараторы соответствующей производительности и рабочих давлений. Работа установки основана на предварительном отборе газа из газонефтяной смеси в депульсаторе, окончательном разгазировании в технологической емкости и подаче нефти под напором насосов на объекты подготовки нефти.

В таблице 28 приведены основные технические данные трех типов сепарационных установок. Первые два типа установок включают два насосных блока и третий тип — три насосных блока. Отделившийся газ отводится в каплеотбойник, где разделяется на два потока и, проходя через два сетчатых отбойника, очищается от капельной нефти и направляется в газопровод.

Дожимные насосные станции КДНС-1000БТ и ДНС-5000БТ предназначены для герметизированного сбора и сепарации продукции скважин, частичного обезвоживания нефти и транспортировки ее до установок подготовки нефти, очистки воды и закачки ее в пласт. Новые ДНС позволяют использовать малолюдную технологию на вновь осваиваемых месторождениях; в несколько раз снизить площади застройки, занимаемые ДНС; снизить энергоемкость и металлоемкость при добыче одной тонны нефти. Система автоматического управления новых ДНС с использованием микропроцессорной техники позволяет вести сбор, обработку, отображение, регистрацию технологических параметров, выдачу команд управления исполнительным органам оборудования, автоматическое включение резервного питания, оптимизацию технологических режимов, обмен информацией и принятие команд с верхнего иерархического уровня.

Нефть, Газ и Энергетика

Основные и вспомогательные функции газосепараторов, их назначение для оптимизации работы технологических узлов системы сбора и подготовки нефти. Основные элементы конструкции вертикальных и горизонтальных сепараторов. Работа газосепаратора.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

В современных системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки (за исключением установок, оснащенных массовыми расходомерами), дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды. На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор. Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.


Нефть, Газ и Энергетика

Газосепараторы - это аппараты, предназначенные для отделения от газа твердых частиц и жидкости. Процесс отделения от газа твердых и жидких частиц называется сепарацией, а иногда очисткой газа (рис. 31).

Сепарация проходит под действием различных сил: гравитации (тяжести), центробежных, инерционных; при ударах и прилипа­нии частиц к твердым поверхностям; при прохождении потока че­рез отбойники, сетки, фильтры.
Газосепараторы - это аппараты, предназначенные для отделения от газа твердых частиц и жидкости. Процесс отделения от газа твердых и жидких частиц называется сепарацией, а иногда очисткой газа (рис. 31).

Сепарация проходит под действием различных сил: гравитации (тяжести), центробежных, инерционных; при ударах и прилипа­нии частиц к твердым поверхностям; при прохождении потока че­рез отбойники, сетки, фильтры.

В зависимости от основной действующей силы сепараторы под­разделяются на гравитационные, центробежные, инерционные, с насадками и фильтроэлементами.

Как правило, в одном сепараторе стремятся использовать дей­ствие нескольких сил, т. е. конструируют многофункциональные аппараты (рис.32).

Сепараторы оснащены трубопроводной арматурой (задвижки, вентили, регулирующие и предохранительные клапаны и т. д.), контрольно-измерительными приборами и средствами автоматиза­ции.

Основные элементы конструкции газосепараторов: входной па­трубок

1, осадительная камера 2, отбойная секция 3, сборник жид­кости и твердых частиц 6, выходные патрубки 4, 8.

Тангенциальный ввод направляет поток по образующей поверхности цилиндрического корпуса сепаратора. При таком вво­де создается вращательное движение газа и на частицы начина­ют действовать центробежные и инерционные силы. Твердые ча­стицы и жидкость отбрасываются к стенкам аппарата, прижима­ются и прилипают к ним и стекают вниз в сборник жидкости.

Завихрители потока (вихревые насадки) при помощи не­подвижных или вращающихся направляющих лопаток и поверх­ностей придают газу вращательное, вихревое движение, в зоне которого возникают значительные центробежные и инерционные силы, сепарирующие газ.

Осадительная камера 2 предназначена для гравитаци­онного отделения твердых и жидких частиц от потока газа.

На частичку, движущуюся в осадительной камере, действуют две противоположно направленные силы: тяжести G и уноса по­током газа F. При равенстве этих сил частица находится во взве­шенном состоянии (как бы в невесомости), такое состояние назы-


Рис. 31. Сепараторы гравитационные вертикальные

вают «витанием» частиц. Для осаждения частицы на днище сепа­ратора в сборник жидкости необходимо, чтобы OF.

Теоретически можно определить скорость газа в осадительной камере, при которой сепарируются частицы заданного диаметра. В промысловой практике принята скорость газа 0, 1 м/с, при ко­торой осаждаются частички размером от 0, 3 мм и более.

Для осаждения более мелких частиц необходимо значительно умень­шить скорость газа, и, следовательно, пропускную способность газосепаратора. При этом увеличится потребное число сепараторов, установленных на промысле, что экономически, да и технологиче­ски нецелесообразно.

Отбойная секция 3

Рис. 32. Схема газосепаратора.

Капли жидкости и твердые частицы под действием сил инерции и молекулярного трения осаждаются на поверхности жалюзи и образуют тонкую, стекающую вниз пленку. Скорость газа долж­на быть такой, чтобы потоком газа не срывалась пленка, стекащая с поверхности жалюзи.

Эту скорость рассчитывают или уста­навливают экспериментально. От нее зависит пропускная способ­ность жалюзийных насадок и всего сепаратора.


Рис.. 33. Газосепаратор центробежный регулируемый.

Фильтроэлементы III

изготовляют из фильтрующих ма­териалов (фторопластов, пластмассы, металлокерамики и кера­мики). Газ свободно проходит через поры фильтра, а жидкость и твердые частицы размером больше пор задерживаются, а мень­шего размера удерживаются на поверхности пор молекулярными силами.

Фильтроэлементы в виде фторопластовых фильтропакетов спо­собны отделить от газа частицы размером от 40 до 5 мкм и даже до 1 мкм. Фторопластовые фильтры имеют небольшое гидравличе­ское сопротивление, эластичны, с гладкой цилиндрической поверх­ностью, при необходимости многократно и эффективно регенери­руются. Поэтому используются преимущественно эти фильтры.

Используют­ся в основном инерционные си­лы, газ изменяет направление движения, а частицы, продолжая двигаться по инерции, ударяются о поверхность отбойников и оста­ются в сепараторе, не уносятся потоком газа.


Для этого уровень поддерживается значи­тельно ниже входного патрубка, иногда отделяется перегородка­ми. Сборники выполняются также в виде отдельной емкости, соеди­ненной с корпусом патрубком, че­рез которую жидкость поступа­ет в сборник.

Выходные патрубки для газа сверху 4, а для конденсата снизу 8 обеспечивают выход про­дукции скважины после сепара­ции. Они должны быть достаточ­ными по размерам для непрерыв­ного опорожнения газосепаратора и иметь небольшие гидравличе­ские сопротивления. Для газа выходной патрубок имеет диаметр не меньше входного, а часто больше, для конденсата может иметь диаметр и меньше входного.

Новые промыслы оснащаются блочно-комплектным оборудова­нием со стандартизованными газосепараторами. По технологичес­кому назначению выделены газосепараторы первичные и низко­температурные. -

Газосепараторы первичные воспринимают основную нагрузку по первичной сепарации продукции скважины в любом технологическом процессе подготовки газа. Сепаратор центробеж­ный, регулируемый (рис. 33).

Разработаны сепараторы двух моди­фикаций: со сборником жидкости и совмещенного с разделитель­ной емкостью пропускной способностью 1, 3 и 5 млн. м3/сут. Эф­фективность сепарации достигает 98%.

Газосепаратор низкотемпературный представ­ляет собой вертикальный сосуд, в котором в качестве основного сепарационного элемента предусмотрен сетчатый отбойник, выпол­ненный из вязаной рукавной сетки (рис. 34). Эффективность сепа­рации достигает 99, 5%.

Читайте также: