Котовского месторождения

1

Котовского месторождения

Введение

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных её составляющих (нефть и газ), завершающимся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.

Основными технологическими установками, входящими в состав системы сбора и подготовки, являются:

-дожимная насосная станция (ДНС);

-дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ);

-установка предварительного сброса воды (УПСВ);

-установка подготовки нефти (УПН), которая входит в состав ЦПС.

Впоследние годы возросло количество новых технологических процессов, применяемых для сбора и подготовки скважинной продукции. Соответственно было создано и оборудование для осуществления этих процессов.

Впринципах действий разработанного оборудования широко использованы известные физические и химические явления.

Одним из важнейших условий нормальной эксплуатации герметизированных транспортных систем является

качественная подготовка скважинной продукции на промыслах в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002.

Консорциум « Н е д р а »

2

1. Литературный обзор на тему «Двухфазные сепараторы»

Сепаратор - это емкость, в которой нерастворимые друг в друге жидкости разделяются.

На месторождении сепараторы используются для отделения газа от жидкости или одной жидкости (например,

конденсата) от другой (например, воды).

Сепараторы могут иметь разные названия, но, независимо от того, как они называются, их назначение и рабочие процедуры одинаковы.

Сепараторы классифицируются двумя способами: по положению или форме емкости и количеству разделяемых жидкостей.

В нефтяной промышленности наиболее распространены горизонтальные и вертикальные сепараторы.

Если разделяются две жидкости, например, газ и жидкость, сепаратор считается двухфазным.

Нефтегазовые (двухфазные) сепараторы предназначены для дегазации нефтей и очистки попутного газа в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений. Применяют на входных, промежуточных и концевых ступенях промысловых установок подготовки нефти.

Вертикальные гравитационные сепараторы Данная конструкция имеет две основные модификации: ГЩ – с щелевым вводом продукции и ГТ с

тангенциальным вводом продукции. Они применяются в основном в двухтрубных системах сбора. Основные технические характеристики сепараторов ГТ в качестве примера даны в таблице 9, а устройство показано на рис.1.

Консорциум « Н е д р а »

3

Таблица 1

Основные технические характеристики сепараторов ГТ

Схема вертикального сепаратора ГТ

Консорциум « Н е д р а »

4

1. Ввод ГЖС; 2. Выход газа; 3. Выход жидкости; 4. Отбивное устройство; 5. Корпус

Рис.1

Консорциум « Н е д р а »

5

Опыт эксплуатации подобных аппаратов показал:

1.С увеличением производительности аппаратов по жидкости унос газа в оклюдированном состоянии возрастает;

2.Время пребывания ГЖС в аппарате слабо влияет на выделение оклюдированного газа;

3.При установке контактных устройств (полок) увеличивающих поверхность контакта Г – Ж в 5 раз дополнительно выделяется только 10 – 15 % оклюдированного газа.

Итог: в аппарате фазовое равновесие не достигается, а значит, отделение нефти от газа неполное.

На рис.2. приведено устройство вертикального сепаратора типа ГЩ:

Схема вертикального сепаратора ГЩ

Консорциум « Н е д р а »

6

1. Корпус; 2. Раздаточный коллектор; 3. Поплавок; 4. Дренажная труба; 5. Наклонные плоскости; 6. Ввод ГЖС; 7. Регулятор давления

«до себя»; 8. Выход газа; 9. Перегородка для выравнивания скорости газа; 10. Жалюзийный каплеуловитель; 11.Регулятор уровня; 12. Сброс нефти; 13. Сброс грязи; 14. Люк; 15. Заглушки.

Рис.2

Достоинства и недостатки работы подобных сепараторов аналогичны аппаратам марки ГТ.

Горизонтальные гравитационные сепараторы

Консорциум « Н е д р а »

7

На рис. 3 приведено устройство гидроциклонного сепаратора Гипровостокнефти.

Схема гидроциклонного сепаратора Гипровостокнефти

1 - тангенциальный ввод смеси; 2 - головка гидроциклона; 3 - отбойный козырек газа; 4 ~ направляющий патрубок; 5 - верхняя ёмкость сепаратора; 6 - перфорированные сетки для улавливания капельной жидкости; 7 -

жалюзийная насадка; 8 - штуцер выхода газа; 9 - нижняя ёмкость сепаратора; 10 - дренажная трубка; 11 - уголковые разбрызгиватели; 12 -

направляющая полка; 13 - перегородка; 14 - регулятор уровня Рис. 3

Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную головку 2, в которой за счет центробежной силы происходят сепарация газа от нефти и их раздельное движение как в самой головке, так и в верхней ёмкости 5.

Консорциум « Н е д р а »

8

Нефть по сливной полке 12 самотеком направляется на уголковые разбрызгиватели 11, а затем на сливную полку и стекает с успокоителя уровня.

Как только уровень нефти достигнет определённой величины, сработает поплавковый регулятор уровня, приоткрыв исполнительный механизм 14 на нефтяной линии.

Газ проходит в верхней ёмкости две зоны, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию через отвод 8.

Подобные сепараторы с производительностью по сырью 400 м3/сутки нашли широкое промышленное применение в ГЗУ «Спутник».

Производительность по нефти данных аппаратов может достигать 1000 - 1200 м3/сутки при сохранении приведённой к условиям сепарации скорости входа газонефтяного потока 10 - 30 м/мин.

Технические характеристики подобных аппаратов приведены в табл. 2

Таблица 2

Основные технические характеристики гидроциклонных сепараторов Гипровостокнефти

Консорциум « Н е д р а »