19.Расчет насадочных элементов сепараторов. Выбор числа ступеней и давлений сепарации.

Технологический расчет насадочных сепараторов сводится к определению скорости набегания потока на насадку, при которой не происходит срыва и дробления капель ж-ти, осевшей в насадке. Критическая скорость газа, характеризующая это явление, определяется формулой(1.54)

где: σ - поверхностное натяжение на границе раздела газа и ж-ти, Н/м; А - параметр, величина кот-го зависит от типа применяемой насадки и требуемого коэф-та уноса капельной ж-ти k_у.

Площадь сечения насадки для жалюзийного типа: (1,55), где Q_г-расход газа, м³/сут

Для увеличения выхода и сниж-я упругости паров товарной нефти и повышения ряда других технико-экономических показателей нефтепромыслового хоз-ва применяют многоступенчатую сепарацию нефти и газа. Она позволяет более полно использовать естественную эн-гию пласта для транспорта и подготовки нефти и газа, выделить из газа большую его часть в виде почти сухого газа, направляемого на использование без переработки, получить более стабильную нефть.

Однако изучение экспериментальных данных по одноступенчатому и многоступенчатому сепарированию газонефтяных смесей показывает, что ув-е числа ступеней сепарации более двух сравнительно мало изменяет выход нефти по сравнению с двухступенчатой сепарацией, но заметно усложняет и удорожает нефтегазосборную систему.

Т.о., возникает задача по отысканию наиболее целесообразного варианта процесса сепарации, которая м.б. решена на основе соответствующего технико-экономического анализа с учетом данных конкретных условий. Известно, что эффективность многоступенчатой сепарации особенно ощутима для месторожд-й легкой нефти с высокими газовыми факторами и давл-ями на головках скв-н.

Давл-е первой ступени сепарации зависит от принятого давл-я в нефтегазосборной системе, которое в значит-ной мере определяется запасами избыточной энергии пласта.

Давл-е в нефтегазосборных системах независимо от способа эксплуатации скв-н должно быть достаточно высоким, обеспечивающим совместный транспорт продукции скв-н до централизованных сборных пунктов без применения промежуточных пе­рекачиваемых станций. Однако в конкретных условиях не всегда удается это осуществить.

Иногда может оказаться более целесообразным бескомпрессорный транспорт газа в сочетании с дожимными насосными станциями и другие варианты нефтегазосборных систем, характеризующиеся более низкими давл-ями.

20. Методы очистки попутного газа в промысловых условиях.

Сущ-т 2 способа осушки природного и попутного газов:

-твердыми поглотителями (адсорбция)

-жидкими поглотителями (абсорбция) (маслоабсорбц.уст-ка)

Нефтяной газ второй и третьей ступени сепарации, а также газы, поступающие с установок подготовки нефти по линии 1 через холодильник 2 направляют в адсорбер 3.

При движении газа в абсорбере вверх тяжелые углеводороды поглащаются абсорбентом, который с верха колонны стекает по тарелкам вниз. Обезжиренный газ проходит сначала каплеуловительную секцию 4, в которой улавливается уносимый газом абсорбент, затем поступает на установку осушки, после чего по линии 11 направляется в магистральный газопровод потребителям.

Насыщенный парами тяжелых углеводородов "жирный" абсорбент отводят через регулятор уровня (не показано) из низа абсорбера и направляют в выветриватель 5. Так как в нем давление несколько ниже, чем в абсорбере, то из "жирного" абсорбента выделяется большая часть метана и этана, растворенных в абсорбенте.

Из выветривателя "жирный" абсорбент сначала направляют в теплообменник 6, где он предварительно нагревается "тощим" абсорбентом, поступающим из нижней части десорбционной колонны 8, а затем в печь 15. В печи "жирный" абсорбент нагревается до температуры примерно 250⁰С, после чего поступает в среднюю часть десорбера, где происходит интенсивное выделение углеводородов из насыщенного абсорбента вследствие высокой температуры и значительного снижения давления в десорбере. Для интенсификации процесса в десорбции в нижнюю часть десорбера подают из выветривателя газ, предварительно подогретый в теплообменнике 7 за счет тепла горячего абсорбента, выходящего через низ десорбера. Пары тяжелых углеводородов с верха десорбера вместе с газами выветривания направляются в холодильник 9, где происходит их конденсация. Конденсат вместе с газом выветривания поступает в сепаратор 10, откуда часть конденсата насосом 11 направляется на орошение в десорбер, а другая часть попадает в емкость нестабильного конденсата 12. Горячий абсорбент из нижней части десорбера проходит последовательно теплообменники 6 и 7 и затем попадает в холодильник 16, где температура его снижается примерно до 20⁰С. Охлажденный абсорбент насосом 17 нагнетается на верх абсорбера 3 для орошения, и цикл движения "тощего" абсорбента повторяется.

На данной установке охлаждение абсорбента в холодильнике и конденсация в холодильниках паров тяжелых углеводородов, выделившихся из "жирного" абсорбента в десорбере, идет в результате замкнутой циркуляции воды, охлаждаемой в градирне 13 и нагнетаемой насосом 14

Осушка газа жидкими сорбентами

21. Сепарация обводненных нефтей и трехфазные сепараторы.

Автоматизированная концевая совмещенная сепарационная установка (КССУ) разработана в ОФ ВНИИКАнефтегаз

1-сепаратор; 2-брызгоуловитель; 3-счетчик газа; 4-отвод нефти; 5-распределитель; 6-смеситель; 7-счетчик жидкости; 8-насадка для сброса воды; 9-регулятор уровня.

Установка работает следующим образом. Сырая нефть с обводненностью 30% и более, прошедшая I ступень сепарации, содержащая остаточный газ в количестве 2-10 м3/м3, смешивается с горячей дренажной водой установки подготовки. Затем смесь поступает в сепаратор через распределитель под уровень воды, который поддерживается на высоте 1-2 м. В сепараторе происходят дегазация и частичное обезвоживание нефти до остаточного содержания воды 10-20% при температуре 25-30°С без применения реагента-деэмульгатора. При объеме аппарата 80 м3 производительность установки по сырой нефти составила 2000 т/сут.

Автоматическое регулирование уровней осуществляется пневматическими регуляторами. Количество частично обезвоженной нефти и дренируемой воды измеряется турбинными счетчиками жидкости, а количество отсепарированного газа - счетчиком типа РГ.

Рис. 3.8. Концевой делитель фаз (КДФ)

1 - трубопровод; 2 - расширяющая головка; 3 - отсекатель; 4 - лоток; 5- диск; 6 -трубопровод; 7 - отстойный диск; 8 - трубопровод.

Продукция через трубопровод поступает в расширяющую головку 2, где скорость потока уменьшается, вследствии чего начинается расслоение жидкости. По мере движения жидкость разделяется на воду (снизу), нефть (посередине) и газ (сверху). Нефть, переливаясь через край перегородки, поступает в лоток 4, откуда пройдя через диск 5 (фильтр) поступает в нефтепровод 6. Вода протекает под лотком и пройдя через отстойный диск 7 (фильтр) поступает в водопровод 8. Газ, выделившийся из жидкости уходит по газовой линии. Отсекатель 3 нужен для перекрытия газопровода при переполнении КДФ.

Блочные автоматизированные установки БАС-1

Рис. 3.2. Блочная автоматизированная репарационная установка БАС-1-100

1-задвижка; 2-турбинный счетчик; 3-регулятор уровня; 4-предохранительный клапан; 5- датчик предельного уровня; 6-манометр электроконтактный; 7-сепарационные полки; 8- газосепарационный отсек; 9-перегородка; 10-водоотделителъный отсек; 11-манометр технический; 12-труба для отбора нефти; 13-регулятор уровня вода-нефть; 14-патрубок для отбора воды; 15-распределитель; 16-счетчик импульсов.

Блочные автоматизированные установки БАС-1 разработаны также ОФ ВНИИКАнефтегаз и имеют две модификации: БАС-1-100 и БAC-1-200. Установку БАС-1-100 (рис. 3.2) используют на месторождениях с содержанием воды в нефти более 30%, обустроенных по однотрубной напорной герметизированной системе сбора. Емкость этой установки имеет газо-сепарационный отсек, который рассчитан на работу при газовом факторе до 120 м3/м3.

В установках БAC-1 реализуется тот же технологический процесс, что и в КССУ. Опытные образцы установок испытаны на промыслах НГДУ «Туймазынефть», объединения «Башнефть» и НГДУ «Альметьевнефть» объединения «Татнефть». Производительность установок БAC-1-100 и БAC-1-200 по сырой нефти составляет соответственно 3000 и 5000 т/сут.

Аппарат для предварительного обезвоживания нефти института СибНИИП

РИС.3.7. Аппарат для предварительного обезвоживания нефти СибНИИП

1-газосепарационный отсек; 2,3,5-вертикальные перегородки; 4-регулятор уровня вода-нефть; 6-регулятор уровня нефть-газ; 7-патрубок для сброса воды; 8-горизонтальная перегородка.

Аппарат для предварительного обезвоживания нефти института СибНИИП (рис. 3.7) предназначен для работы в условиях, когда возможно образование и отложение солей (карбонатов) на технологическом оборудовании, запарафинивание и значительный вынос механических примесей и шлама из системы сбора. В этих случаях все рассмотренные выше конструкции аппаратов, оборудованные распределителями в виде перфорированных труб или лотков, непригодны из-за быстрого забивания отверстий в процессе эксплуатации.

Аппарат СибНИИП работает следующим образом. Водонефтяную эмульсию, разгазированную на предыдущей ступени и частично разрушенную (обработкой реагентом с использованием специальных устройств, подачей рециркулируемой дренажной воды, нагревом и другими способами), подают в газосепарационный отсек, в жидкость. Здесь происходит отделение остаточного газа. Затем эмульсия за счет разности уровней перетекает под вертикальной перегородкой в водоотделительный отсек.