2.2. Трёхфазные отстойники.

2.2.1. Аппараты для разделения системы газ - нефть - вода.

а) Автоматизированная концевая совмещенная сепарационная установ­ка (КССУ) ОФ ВНИИКАнефтсгаза.

Аппараты данной серии (рис.2.23) предназначены для разгазирования и час­тичного (до 5-20 % остаточной воды) обезвоживания нефти перед подачей ее на установку подготовки.

Рис.2.23.

Схема автоматизированной концевой совмещенной сепарационной установки (КССУ) ОФ ВНИИКАнефтегаза:

1. Сепаратор; 2. Брызгоулавливатель; 3. Счетчик газа; 4. Отвод нефти; 5. Распределитель; 6. Смеситель; 7. Счетчик жидкости; 8. Насадок; 9. Регулятор уровня.

Установка работает следующим образом. Сырая нефть с обводнённостью 30 % и более, прошедшая первую ступень сепарации, содержащая остаточный газ в количестве 2-10 м³/м³ смешивается с горячей дренажной водой установки подготовки нефти. 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/сутки. Автоматическое регулирование уровней осуществляется пневматическими регуляторами. Количество частично обезвоженной нефти, дренируемой и рециркулируемой воды измеряется турбинными счётчиками жидкости, а количество отсепарированного газа - счетчиками типа РГ.

б) Блочные автоматизированные установки БАС - 1.

Разработаны ОФ ВНИИКАНефтегазом и имеют две модификации: БАС-1-100 (рис.2.24) и БАС-1-200 (рис.2.25).

Установку БАС-1-100 используют на месторождениях с содержанием воды в нефти более 30 %, обустраиваемых по однотрубной напорной герметизированной системе сбора. Ёмкость этой установки имеет газосепарационный отсек, который рассчитан на работу при газовом факторе до 120 м³/ м³ . Установка БАС-1-120 разра­ботана для применения на месторождениях, где уже имеются центральные сепарационные узлы и появляется необходимость предварительного сброса воды. Сепаратор установки БАС-1-120 обеспечивает частичное обезвоживание нефти с содержа­нием газа не более 10 м³/м³ безводной нефти. В установках БАС-1 реализуется тот же технологический процесс, что и в КССУ. Производительность установок БАС-1-100 и БАС-1-200 по сырой нефти составляет соответственно 3000 и 5000 т/сутки.

Рис.2.24.

Схема блочной автоматизированной сепарациошюй установки 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. Перегородки, 10. Водоотделительный отсек, 11. Манометр техниче­ский; 12. Труба для отбора нефти; 13. Регулятор уровня вода-нефть; 14. Патрубок для отбора во­ды; 15. Распределитель; 16. Счетчик импульсов.

Рис.2.25.

Схема установки БАС-1-200:

1. Газовый отсекатель; 2. Труба для отбора газа; 3,7. Перегородки; 4. Регулятор уровня вода-нефть; 5. Распределитель; 6. Манометр электроконтактный; 8. Регулятор уровня нефти; 9. Счетчик нефти; 10 Патрубок выхода нефти; 11. Счетчик горячей воды; 12 Счетчик дренируемой воды; 13. Патрубок сброса воды; 14 Счетчик электрических импульсов; 15. Датчик предельного уровня.

в) Установки предварительного сброса воды типа УПС.

Разработаны ТатНИИНефтемашем совместно с СПКБ Нефтехимавтоматикой и имеют несколько модификаций: УПС-2000/6; УПС-3000/6 и УПС-10000/6 произ­водительностью соответственно 2000, 3000 и 10000 т/сутки. Установка УПС-2000/6 состоит из одного моноблока, включающего газосепаратор, смонтированный на технологической ёмкости, которая разделена глухой сферической перегородкой на два отсека: приёмный и водоотделительный. Приёмный разделён на два отсека про­дольной перегородкой, в которой предусмотрена щель для измерения количества поступающей на установку продукции. Для успокоения жидкости в одном из от­секов расположены две перегородки (рис.2.26).

Рис.2.26.

Схема установки УПС-2000/6:

1,5,6,7,12. Перегородки; 2. Вертикальная труба; 3. Распределительный козырек; 4 Распре­делитель; 8,10. Щели, 9. Сферическая перегородка; 11. Регулятор перепада давления; 13,15. Регуляторы уровня; 14. Трубка гидростатического регулирования уровня.

Жидкость в промывочный отсек поступает через перфорированный распре­делитель, выполненный в виде настила, далее через перегородки перетекает в отсек отстоя, в котором уровень раздела сред вода - нефть поддерживается трубкой гид­ростатического регулирования уровня. Часть водоотделительного отсека разделена перегородками на водосборную камеру и нефтяной отсек. Отстоявшаяся эмульсия и отделившаяся вода через регуляторы уровня направляются соответственно на кон­цевую ступень сепарации и очистные сооружения. Отсепарированный газ, проходя через брызгоуловитель из колец Рашига, поступает в газовый коллектор.

Имеется модернизированный вариант установок УПС-2000/6 и УПС-3000/6, которые в настоящее время выпускаются как установки УПС-3000/6М (16М) и УПС-6300(16М) - (рис.2.27).

Рис.2.27.

Технологическая схема установок УПС-3000/6М и УПС-6300/6М:

1. Сопло; 2. Нефтеразливная полка; 3. Каплеотбойник; 4. Регулятор давления; 5. Шту­церы выхода нефти; 6. Перфорированный трубопровод; 7. Входной распределитель; 8. Каплеобразователь; 9. Регулятор уровня; А и Б - отсеки.

Установки спроектированы по одной технологической схеме, конструкции их подобны и имеют унифицированную систему КИП и автоматики.

Различие состоит в объёмах технологических ёмкостей и диаметрах услов­ных проходов запорно-регулирующей арматуры. Продукция скважин поступает в сепарационный отсек А по соплу и нефтеразливной полке, на которой основной объём газа отделяется от жидкой фазы. Отделившийся газ через регулятор уровня отводится в отсек Б, откуда через каплеотбойник и регулятор давления - в газовый коллектор. Водонефтяная эмульсия из отсека А поступает в отсек Б через входной распределитель под действием перепада давления. Допустимый перепад давления между отсеками А и Б не более 0,2 МПа (в зависимости от длины петли каплеобразователя между отсеками). Для интенсификации процесса отделения воды из эмуль­сии продукция скважин предварительно смешивается с горячей водой, поступаю­щей с установок термохимической подготовки нефти и содержащей остаточный деэмульгатор. Трубопровод - каплеобразователь между отсеками А и Б изготавливают в виде петли определённой длины в зависимости от требуемого времени контакта эмульсии и горячей дренажной воды. Иногда допускается работа установок без каплеобразователя при условии подачи горячей воды с установок подготовки нефти за 200 —300 м до входа в технологическую ёмкость. Отстоявшаяся вода отводится из аппарата через перфорированный трубопровод. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцер на днище, который связан с перфорированной тру­бой, расположенной в верхней части ёмкости. При работе в режиме полного запол­нения (при незначительных газовых факторах) предварительно обезвоженную нефть отводят через верхний штуцер, связанный с перфорированной трубой, а штуцер на днище глушат. Система контроля и управления осуществляет регулирование уров­ней нефть - газ; нефть - вода; давления в технологическое ёмкости; сигнализацию предельных (аварийных) значений давления и уровня нефти; отключение установки при достижении аварийных уровня и давления в ёмкости; измерение давления и температуры. При параллельной работе допускается не более двух установок. Технологические характеристики установок представлены в табл.2.1.

Таблица 2.1.

Технические характеристики установок

Показатели	УПС- 3000/6М	УПС-6300/6M
Производительность, т/сутки	3000	6300
Давление, МПа	Не более 0,6	Не более 0,6
Газовый фактор, м7м"	До 120	До 120
Обводнённость, %
На входе	До 90	До 90
На выходе	До 20	До 20
Температура, °С	16-50	16 50
Объём техн. ёмкости, м	100	200
Температура окр.среды. °С	От -40 до +50	От--40 до +ЗО
Масса, кг	До 29500	До 43500

г). Аппарат ОГ-200ССПКБ

Данным агрегат (рис.2.28) был сконструирован как отстойник для окончатель­ного обезвоживания нефти с отбором газа. Однако, он нашел применение и как ап­парат дли предварительного сброса воды. Технологическая ёмкость аппарата имеет объём 200 кубометров и разделена сплошной перегородкой на газосепарационный и водоотделительный отсеки. В газосепарационном отсеке расположен сепаратор, из которого отбирают основную часть свободного газа.

Рис.2.28.

Схема аппарата ГО - 200 С:

1. Ввод газожидкостной смеси; 2. Сепаратор; 3. Сливная полка; 4. Предохранительный клапан; 5. Перегородка; 6. Сборник нефти; 7. Регул«ггор уровня вода-нефть; 8. Штуцер выхода пластовой воды; 9. Переливное устройство; 10. Штуцер для пропарки; 11. Штуцер для зачистки; 12. Распределитель эмульсии; 13. Регулятор уровня нефть - вода.

Оставшаяся часть газа отделяется в ёмкости газосепарационного отсека за счет гравитационных сил. Дегазированная эмульсия через отверстия в нижней части перегородки направляется в распределитель, представляющий собой две параллель­но перфорированные трубы диаметром 426 мм каждая. Над трубами, перпендику­лярно к ним, расположены уголковые конструкции, предназначенные для более равномерного распределения эмульсии по объёму аппарата. Эмульсия в аппарате проходит через слой воды и движется вертикально к расположенным в самой верх­ней части ёмкости перфорированным трубам для вывода частично обезвоженной нефти. Отделившаяся вода проходит переливное устройство и через штуцер выво­дится из аппарата.

Производительность по жидкости 5000 - 7000 м³/сутки. Содержание воды в частично обезвоженной нефти 3 - 5 % при исходной обводнённости сырья порядка 16 %. Газовый фактор нефти на входе 4,2 - 5,4 м³/м³. Температура процесса 28°С. Расход деэмулъгатора 11 - 15 10^-6 кг/кг.

д). Аппарат ОГ — 20АП конструкции ВНИИнефгемаша и Гипротюменнефтегаза.

Отличительной особенностью данной конструкции (рис.2.29) является наличиедвойного распределителя жидкости, выполненного в виде двух горизонтальных перфорированных труб диаметром 720 мм. Эти трубы проложены по всей длине ём­кости на высоте 1 м (считая от центра трубы до нижней образующей аппарата). Час­тично обезвоженную нефть отбирают через двойные горизонтальные отводы, рас положенные в двух верхних точках ёмкости, а воду сбрасывают через штуцер диаметром 300 мм, расположенный в конце аппарата.

Рис.2.29.

Схема аппарата ОТ-200 П:

а - конструкция аппарата; б - технологическая схема.

1.Распределитель жидкости; 2. Корпус аппарата; 3. Отвод нефти; 4. Штуцер са юлы; 5. Устройство предварительного отбора газа; 6. Устройство для разрушения эмульсии. 7. Аппарат ОГ-200П; 8. Буферная емкость; 9. Насос; 10. Ввод реагента-деэмульгатора.

Институтом СибНИИНП предложена технологическая схема частичного обезвоживания нефти на ДНС с использованием данного аппарата. Газо-жидкост­ная смесь по сборному трубопроводу поступает в устройство предварительного сбора газа (УПО), где происходит основное отделение свободного газа в наклонном нисходящем трубопроводе. Далее, обводненная нефтъ направляется в устройство для разрушения эмульсии. В нём при определённом гидродинамическом режиме и времени контакта с реагентом, подаваемом на входе УПО, происходит разру­шение эмульсии. Разрушенная эмульсия вводится через распределители в аппарат ОГ-200П, в котором происходит разделение нефти и воды. Частично обезвоженная нефть в технологических схемах с ДНС направляется в ёмкость, из которой она насосом откачивается на ЦПС для окончательного обезвоживания. В технологических схемах с КСП частично обезвоженная нефть из аппарата ОГ-200П непосредственно поступает на установку деэмульсации. Дренажная вода не требует дополнительной сложной очистки и может быть использована для ППД. Технические характеристи­ки данной аппаратуры приведены в табл.2.2.

Таблица 2.2.

Технические характеристики ОГ - 200 П

Показатели	Значения
Рабочее давления, МПа	0,6
Вода на входе, % масс.	Свыше 30
Вода на выходе, % масс.	5-10
Расход деэмульгатора, кг/кг	15-3·10-6
Газовый фактор, м3/м3	60 - 80
Объём водоотделителя, м3	200

е) Аппарат для совместной подготовки нефти и воды института «Гипровостокнефти».

В конструкцию заложена технология, предусматривающая разделение эмульсии после её разгазирования и обработки деэмульгатором при динамическом отстаивании в течении 5-10 мин. с образованием двух потоков: частично обезво­женной эмульсии и загрязнённой сточной воды. Затем, эти потоки контактируют при их встречном гравитационном движении подачей потока частично обезвожен­ной эмульсии в слой воды, а потока загрязнённой воды - в слой частично обезво­женной нефти. Аппарат (рис.2.30) представляет собой горизонтальную цилиндриче­скую ёмкость, разделённую двумя близко расположенными поперечными перего­родками на секции расслоения, обезвоживания и очистки воды, причём, первая за­нимает лишь 10 % общего объёма сосуда.

Рис.2.30

Схема аппарата для совместной подготовки нефти и воды ин-та «ГипроВостокНефть»:

1. Корпус; 2. Поперечные перегородки, 3. Распределители; 4. Регулятор уровня нефть-вода: 5. Штуцер выхода нефти; 6. Секция отстаивания; 7. Секция обезвоживания и очистки воды; 8. Секция расслоения; 9. Продольные перегородки; 10. Отверстия для перетока.

Продукцию скважин, предварительно отсепарированную и обработанную реагентом - деэмульгатором, вводят в секцию расслоения, где поток разделяется на нефтяную эмульсию и воду, требующую очистки. Из секции расслоения по специ­альным каналам, образованным поперечными и продольными перегородками неф­тяная эмульсия и отделившаяся вода попадают в нижнюю и верхнюю части секции обезвоживания и очистки воды. Потоки распределяются по сечению аппарата дли предотвращения образования застойных зон, обеспечения их вертикальности и, сле­довательно, максимального использования единицы объёма сосуда через безнапор­ные распределители. Выйдя из них, нефтяная эмульсия и загрязнённая вода контак­тируют при встречном капельном гравитационном движении. При этом, капли неф­ти, загрязняющие воду, соприкасаются с распределенным потоком всплывающей эмульсии, укрупняются, сливаются в поток, уменьшая содержание нефти в воде. Дисперсные включения воды и эмульсии подвергаются воздействию потока осаждающей воды. Процесс взаимоочистки идёт почти по всей высоте аппарата. Восхо­дящий поток нефти интенсифицирует очистку воды, а эффективность обезвоживания повышается за счёт образования смеси в области контактирования с капельным фильтром. Уровень раздела фаз нефть - вода в секции обезвоживания нефти и очистки воды поддерживается регулятором, а в секции расслоения устанавливается за счет разности высот столбов жидкости во второй секции и переточных каналах. Частично обезвоженную нефть с содержанием воды до 10 % выводят из верхней части аппарата, а очищенную воду - через штуцер. Характерно, что дополнительная подача в верхнюю часть аппарата загрязненной воды не ухудшает, а повышает эффективность обезвоживания нефти. В пластовой воде содержание нефти составляет 10-30 г/м³. Это соответствует аналогичному показателю сточной воды, выделившейся при разрушении эмульсии. Дополнительная очистка воды при этом не требу­ется.

ж) Аппарат для предварительного обезвоживании нефти (СибНИИНП).

Предназначен для работы в условиях, когда возможно образование и отло­жение солен (карбонатов) на технологическом оборудовании, запарафинирование и значительный вынос механических примесей и шлама из систем 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 СибНИИНП (рис.2.31) работает следующим образом: водонефтяную эмульсию, разгазированную на предыдущей ступени и частично разрушенную обработкой реагентом с использованием специальных устройств, подачей рециркулируемой воды, нагревом и другими способами, подают в газосепарационный отсек в слой жидкости.

Здесь происходит отделение остаточного газа. Затем эмульсия за счет разно­сти уровней перетекает под вертикальной перегородкой в водоотделительный от­сек, в котором водная зона отгорожена другой перегородкой для устранения возму­щений, вносимых входным потоком жидкости. При движении разрушенной эмуль­сии в водоотделительном отсеке происходит отделение воды за счет гравитацион­ных сил. Воду выводят из аппарата через патрубок, расположенной под горизон­тальной перегородкой, предотвращающей унос нефти потоком воды. Частично обезвоженная нефть переливается через третью вертикальную перегородку в буфер­ный отсек, откуда её подают на дальнейшую подготовку. Уровень воды в водоотде­лительном и буферном отсеках поддерживают с помощью регуляторов. Уровни нефти в газосепарационном и водоотделительном отсеках не требуют автоматического поддержания, т.к. их постоянство обеспечивается вертикальными перегородками.

Рис.2.31.

Схема аппарата для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП:

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.