«САМАРА 2008г Для ФДО и ЗО Курс Сбор и подготовка нефти, газа и воды Состав курса: 1. Лекции; 2. Практические занятия; 3. Лабораторные работы; 4. Курсовой проект; 5. Экзамен. ЛЕКЦИИ Полный курс лекций в электронном виде ...»

4.1. Технология предварительного сброса пластовых вод Предварительный сброс пластовых вод в системах сбора продукции скважин применяется для снижения эксплуатационных затрат на перекачку жидкости до ЦПС и для повышения производительности УКПН.

Организация предварительного сброса пластовых вод, как правило, реализуется в дополнительном варианте основной технологической схемы при разработке месторождений, находящихся на поздних этапах эксплуатации и сосредотачивается на площадках ДНС, зачастую образуя с ней единую технологическую схему.

Технологическое оформление УПСВ довольно разнообразно, но в целом, может быть сведено к следующим схемам (рис.13.):

Рис.13. Технологическое оформление схем предварительного сброса пластовых вод Месторождение А разрабатывается газлифтным способом с применением для целей ППД сточных вод и находится в последней стадии эксплуатации. Вследствии этого добываемая продукция сильно обводнена и имеет очень высокий газовой фактор. Устьевые давления невысоки и продукция без ДНС не может быть доставлена на ЦПС для подготовки. Поэтому месторождение обустроено по дополнительному варианту основной унифицированной схемы, причём, для улучшения экономических показателей на промплощадке ДНС после вступления месторождения в последнюю стадию эксплуатации, сооружена УПСВ.

Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) через ГЗУ (3) по сборному коллектору (4) подаётся в трёхфазный трубный делитель фаз (5) для предварительного отделения основного количества газа. В сборный коллектор дозирующим устройством (6), расположенным как можно ближе к ГЗУ, в продукцию непрерывно дозируется деэмульгатор и при необходимости ингибитор коррозии. Газовая фаза из делителя (5) поступает в газовый сепаратор (7), отделившаяся вода накапливается в ёмкости (8), а нефтяная часть поступает в отстойник (9) для дальнейшего разделения.

Выделившийся в отстойнике газ направляется в газовый сепаратор, отстоявшаяся вода сбрасывается в ёмкость (8), а нефть с остаточной степенью обводнённости от 1 до 10 % об.накапливается в ёмкости (10), откуда с помощью ДНС (11) потоком I перекачивается на ЦПС на УКПН.

Резервуар (12), объёмом 1000 – 2000 м3 служит только для размещения жидкости в случае возникновения нережимных, аварийных ситуаций. После восстановления техрежима жидкость из него с помощью насоса (13) откачивается на ДНС. Газ из газового сепаратора, обычно самотёком, потоком II направляется на ЦПС на УКПГ, а отделившаяся в нём жидкость сбрасывается на ДНС.

Вода из ёмкости (8) насосом (14) по водоводу низкого давления потоком III без всякой подготовки откачивается на КНС. Если длина сборного коллектора значительна, разделение фаз происходит уже в нём и надоб ность в трубном делителе фаз отпадает. Поэтому продукция с дальнего месторождения (поток IV), не имеющего собственного УПСВ, ДНС (15) подаётся сразу на вход отстойника (9).

На месторождении В газовый фактор невелик, поэтому отделение газа и воды производится в отдельных аппаратах (сепараторе 16 и отстойнике 17). Обезвоженная нефть ДНС (18) откачивается на ДНС (11). В осталь ном схема аналогична обустройству месторождения А.

На месторождении С к водам, подающимся на КНС, предъявляются повышенные требования по содержанию нефти и механических примесей. Поэтому, вода, отделившаяся в отстойнике (17) направляется на длительный дополнительный отстой в резервуар (19) –объёмом порядка 5000 м3.

Отстоявшаяся нефть насосом (13) откачивается на ДНС (18), механические примеси накапливаются на дне, откуда периодически удаляются.

На месторождении Д добывается продукция с большим газовым фактором и стойкой водо – нефтяной эмульсией. Поэтому, продукция прежде всего попадает в расширительную камеру (20) для отделения свободного газа, а затем в трёхфазный сепаратор (21), для интенсификации работы которого его содержимое подогреваеют за счёт циркуляции горячей струи. Это может быть часть воды из ёмкости (8), которая насосом (22) прокачивается через печь (23) и подаётся на вход трёхфазного сепаратора (21) – как изображено на схеме – а может быть часть нефти из ёмкости (10). Вода обычно используется, если в (21) эмульсия типа В/Н, а нефть обычно используется, если в (21) эмульсия типа Н/В.

Месторождение Е обустроено аналогично месторождению В, но имеет форсированную схему ПСВ, позволяющую уменьшить размеры аппаратов и повысить качество сбрасываемой воды и полученной нефти.

Интенсификация отстоя достигается монтированием перед сепаратором (16) трубного каплеобразователя (24), существенно повышающего размеры капелек дисперсной фазы, а, значит, облегчающего последующий отстой. Кечество сброшенной воды повышается за счет установления каплеобразователя перед ёмкостью (8). В результате, в ней успевают отстояться капельки увлечённой нефти, возвращаемой в ёмкость (10) насосом (13).

В итоге, вода, поступающая на КНС, содержит нефти не более 15 – 50 мг/л, а механических примесей не более 20 – 40 мг/л. Качество нефти повышается дополнительным выделением газа в отстойнике (9).

На месторождении К добывается особо стойкая водо – нефтяная эмульсия с небольшим газовым фактором и значительным содержанием механических примесей. Поэтому, для отделения газа достаточно одного трёхфазного сепаратора (21), а вот воду приходится отделять в два этапа – предварительно в (21) и окончательно в отстойнике (17) после предварительного нагрева всего потока в печи (23). Отделившаяся вода перед подачей на КНС проходит очистные сооружения (фильтры –25).

При выборе схемы пользуются следующей табл.3.

Дозирование реагентов при организации предварительного сброса пластовых вод Характеристики 1. Маловязкая (до 5 мПа.с) с содержанием АСПО, Ввод ДЭ на удалён- Ввод ДЭ в 3 и более Ввод ДЭ в 3 и более содержанием СО2 и Аналогично преды- Ввод ИП за 150-200 Ввод ИП за 150- нефть на расстоянии 150- Ввод растворителя Ввод растворителя (>5 мПа с) с повы- 200 м до ДНС + ДЭ АСПО и ДЭ в добы- АСПО и ДЭ в добышенным содержани- Ввод растворителя вающие скважины, вающие скважины, 1. Маловязкая фактором до 150 м3/т 3. Маловязкая Обязательный ввод ИП (>5 мПа.с) с высоким газовым фактором (> Повышение эффективности разделения эмульсии в ТДФ 150 м3/т) 1. Маловязкая 2. Высоковязкая 4.2. Аппаратурное оформление схем предварительного сброса пластовых вод Таким образом, основным аппаратурным оформлением УПСВ являются различные комбинации газонефтяных сепараторов первой ступени, трёхфазных сепараторов и отстойников.

В качестве газонефтяных сепараторов первой ступени наибольшее распространение получили:

1. Вертикальные гравитационные сепараторы модификаций ГТ и ГЩ;

2. Гидроциклонные и турбоциклонные сепараторы института Гипровостокнефть модификации СУ;

3. Нефтегазовые сепараторы конструкции Центрального конструкторского бюро нефтеаппаратуры модификаций ЦКБН;

4. Сепараторы Грозненского нефтяного института полочных модификаций;

5. Блочная сепарационная установка ТатНИИНефтемаша модификации УБС.

Устройство, принцип действия, достоинства и недостатки этих аппаратов будут рассмотрены в следующем разделе.

В качестве трёхфазных сепараторов наибольшее распространение получили:

1. Сепаратор ОФ ВНИИКАнефтегаз модификации КССУ;

2. Сепаратор ТатНИИНефтемаша, модификации БАС-1;

3. Сепаратор ТатНИИНефтемаша модификации УПС;

4. Сепаратор СПКБ Саратовнефтегаза модификации ОГ-200С;

5. Сепаратор ВНИИНефтехиммаша и ГИПРОТюменьнефтегаза модификации ОГ-200П;

6. Сепаратор Гипровостокнефти;

7. Сепаратор СибНИИНП.

Устройство, принцип действия, достоинства и недостатки этих аппаратов будут рассмотрены в следующем разделе.

В качестве отстойников наибольшее распространение получили:

1. Стальные вертикальные резервуары (РВС) с высотой водяной подушки 6 – 7м и времем пребывания в них жидкости 6 – 7 часов, что обеспечивает высокое качество подготовки воды;

2. Горизонтальные отстойники различных модификаций с высотой водяной подушки не более 2 м и временем пребывания в них жидкости 0,8 -–1,3 часа.

Сама дожимная насосная станция представляет собой систему подпорных и основных нефтяных насосов, как правило, центробежных и дублированных, снабженных резервуаром (сырьевым), служащим буфером для обеспечения стабильной равномерной работы.

Вопрос № 1. Общие сведения.

Разгазирование (сепарация) нефти чрезвычайно важный процесс, т.к. он позволяет получить из одного и того же количества пластовой нефти разное количество дегазированной продукции.

Поскольку цена единицы массы нефти намного выше цены единицы массы нефтяного газа вся технология разгазирования направлена на максимальное увеличение выхода дегазированной нефти, т.е. на сохранение в ней максимально возможного количества лёгких фракций. В то же время, осуществление разгазирования, т.е.

удаление части лёгких фракций – совершенно необходимая операция, т.к. нормативными документами всех стран строго регламентируется максимально разрешенное давление насыщенных паров товарной нефти при определённой температуре, пропорциональное содержанию лёгких фракций. Данные ограничения обусловлены требованиями безаварийного магистрального транспорта, хранения и переработки нефти.

Поэтому, оптимальная сепарация должна сопровождаться удалением лишь минимально необходимого количества лёгких фракций.

В Западных странах оптимизация сепарации экономически стимулируется – чем ближе давление насыщенных паров товарной нефти к максимально разрешенному (т.е. чем больше в ней лёгких фракций) – тем выше её цена. В нашей стране содержание лёгких бензиновых фракций учитывается лишь при экспортных поставках, а на внутреннем рынке цена нефти пока практически не зависит от содержания в ней лёгких фракций.

С точки зрения максимального выхода товарной продукции – чем тяжелее нефть, тем меньшее количество компонентов, начиная с метана, из неё должно быть извлечено при разгазировании для подгонки её характе ристик под требования нормативных документов.

Вопрос № 2. Механизм выделения газа из нефти.

В дегазации нефти может быть выделено несколько стадий:

1. Зарождение газовой фазы;

2. Формирование и рост газовых пузырьков;

3. Всплытие и разрушение пузырьков с образованием самостоятельной газовой фазы;

4. Взаимодействие газовой и жидкостной фаз с перераспределением компонентов.

Если термодинамические условия не накладывают запрета на кипение какого – либо компонента жидкости, то зарождение пузырьков будет идти непрерывно до тех пор пока не закончится выделение данного компонента в газовую фазу. Интенсивность зарождения пузырьков зависит от числа центров парообразования и частоты отрыва пузырьков. Чем выше интенсивность, тем быстрее и качественнее произойдёт сепарация при прочих равных условиях. Некоторые компоненты могут продолжать находиться в растворённом виде (в так называемом метастабильном состоянии) даже если термодинамические условия однозначно требуют их выделения. Для разрушения подобного состояния нужны специальные методы.

Для того, чтобы зародыши газовой фазы (микроскопические пузырьки) начали расти, они должны преодолеть определённый активационный барьер, что удаётся далеко не всем пузырькам. Остальные либо остаются в зародышевом состоянии, либо исчезают. Величина барьера определяется условиями механического и молекулярно – кинетического равновесия. Первое сводится к следующему:

Пузырёк будет расти, если давление в нём будет равно сумме внешнего и Лапласовского давлений:

где: P - внешнее давление;

- поверхностное натяжение на границе жидкость – газ;

Второе условие сводится к следующему:

Пузырёк будет расти, если давление пара в нём будет равно упругости пара над вогнутой поверхностью жидкости:

где: Vж - объём жидкости, приходящийся на одну молекулу;

P - упругость насыщенного пара над плоской поверхностью жидкости;

Приравняем правые части уравнений (1) и (2) и найдём из полученного выражения Rп :

где: М ж - молекулярная масса жидкости;

Из формулы (3) следует, что рост пузырька будет происходить только в случае, если P > P, т.е. если вокруг зародыша находится нефтегазовая смесь в перенасыщенном состоянии по отношению к компоненту, образовавшему зародыш в данных термобарических условиях.

Образование зародышей требует совершения системой определённой работы W, которая по Гиббсу может быть определена как:

где: Rп - объём пузырька, составленного из одной молекулы компонента.

Таким образом, образование зародышей газовой фазы ведёт к изменению термодинамических характеристик системы (понижение температуры) и при отсутствии внешнего поддержания этих характеристик разгазирование может прекратиться само по себе. Естественно, чем меньше W - тем интенсивнее идёт кипение. Например, чем легче выделяемый в данных условиях компонент (меньше Rп ) – тем интенсивней процесс его дегазации. Но особое влияние принадлежит :

Если в формулу (5) подставит выражение (3), разумеется заменив Rп на Rп, мы получим выражение где возводится в куб. Это означает, что малейшее понижение поверхностного натяжения ведёт к резкому увеличению интенсивности кипения. Т.е. добавление в продукцию ПАВ (ДЭ) облегчает сепарацию. Однако, const и по мере разгазирования увеличивается. В результате, на последних ступенях сепарации для образования газового пузырька с критическим размером требуется совершить в 2 – 2,2 раза большую работу, чем в начале разгазирования. Это объясняется тем, что определяющим фактором при формировании зародышей является упругость пара, зависящая от концентрации наиболее лёгких компонентов. Но по мере разгазирования концентрация этих компонентов снижается. Поэтому применение ПАВ особенно эффективно на последних ступенях сепарации.

При разгазировании обводнённой продукции молярные концентрации углеводородов в жидкой и газовой фазах, а так же общий выход нефти, по крайней мере, в диапазоне 20 – 40 оС изменяются незначительно, следовательно, присутствие воды практически не оказывает влияния на распределение компонентов при дегазации нефти.

Вопрос № 3. Способы выделения газа из нефти Различают контактный и дифференциальный способы дегазации нефти. При контактном способе порция исходной смеси помещается в герметичную ёмкость, в которой создают те или иные термобарические условия, поддерживаемые до тех пор, пока исходная смесь не придёт в состояние равновесия. Выделяющийся при этом газ непрерывно находится в контакте с жидкостью, т.е.отвод любого компонента недопустим. Разумеется, такое разгазирование не может иметь никакого практического применения, но при прочих равных условиях оно характеризуется максимальным выходом нефти.

При дифференциальном разгазировании порция исходной смеси помещается в герметичную ёмкость в которой поддерживаются определённые термобарические условия, причём, пока смесь не придёт в состояние равновесия; после чего давление в ёмкости начинают понижать, постепенно стравливая газ. Даже если этот процесс проводить очень медленно без нарушения равновесия он при прочих равных условиях будет характеризоваться меньшим выходом нефти по сравнению с контактным разгазированием. Разумеется, такое разгазирование так же не имеет никакого практического применения вследствии своей периодичности.

На практике применяют лишь разновидности дифференциального метода разгазирования, осуществляемые исключительно в неравновесных условиях. Принято различать так называемое однократное и многократное разгазирование. При однократном разгазировании исходная смесь непрерывно поступает в сепаратор, в котором поддерживаются определённая температура и давление, причём, выделившийся газ и дегазированная жидкость непрерывно отводятся. При прочих равных условиях, в этом случае выход нефти минимален и он тем ниже, чем больше перепад давления на входе и выходе сепаратора и чем выше в нём температура. На практике подобное разгазирование применяют лишь в старых схемах обустройства углеводородных месторождений.

При многократном разгазировании исходная смесь непрерывно последовательно проходит ряд сепараторов (ступени сепарации), в каждом из которых поддерживается определённые температура и давление, причём, в каждой последующей ступени давление несколько ниже чем в предыдущей. Газы, выделившиеся на каждой ступени сепарации, непрерывно отводятся, а жидкость подаётся на следующую ступень сепарации. Таким образом, данная схема разгазирования представляет собой попытку приблизиться к истинно дифференцированному разгазированию. Чем больше ступеней сепарации, тем это приближение больше. При прочих равных условиях выход дегазированной нефти в этом случае выше чем при однократном разгазировании, но всё же меньше, чем при истинно дифференцированном, не говоря уже о контактном. На практике это самый распространённый и современный способ разгазирования, причём, число ступеней дегазации в России достигает 4, а в Западных странах – 6.

Если разгазирование нефти осуществляется в сепараторах при небольших давлениях (4 – 9 атм), то расчеты разгазирования можно производить по известному закону Рауля – Дальтона, гласящему, что парциальное давление i-го компонента в паровой фазе (Р.уi) павно парциальному давлению того же компонента в жидкой фазе (хi.Pi):

где: P - общее давление в смеси;

P i - давление насыщенного пара i-го компонента над жидкостью из этого компонента;

y i и xi - мольные концентрации i-го компонента соответственно в газовой и жидкой фазах в долях от единицы.

Уравнение Рауля – Дальтона позволяет зная температуру или давление смеси и состав одной из фаз, рассчитать состав другой фазы. В самом деле:

1. Пусть имеется состав некой жидкой фазы:

Пусть данная жидкая фаза находится при некой известной температуре. Тогда, по справочным таблицам можно найти давление насыщенных паров каждого компонента:

Соответствующие произведения этих величин образуют ничто иное как парциальные давления компонентов в газовой фазе, а сумма этих произведений и есть общее давление:

Данное уравнение называют обычно уравнением начала однократного разгазирования. Оно характеризует то давление при котором из нефти при данной температуре начинают выделяться газообразные компоненты.

Наконец, из уравнения Рауля – Дальтона можно рассчитать состав второй фазы:

2. Пусть при некой температуре имеется состав газовой фазы находящейся при неком общем давлении Тогда, соответствующие произведения этих величин на общее давление Р образуют парциальные давления каждого компонента в газовой фазе. Зная температуру по справочным таблицам можно найти соответствующие значения давления насыщенных паров компонентов и исходя из закона Рауля – Дальтона рассчитать состав второй фазы:

Преобразуем уравнение (9) следующим образом:

Данное уравнение обычно называют уравнением конца однократного разгазирования или уравнением начала однократной конденсации, т.к.оно характеризует ту величину общего давления при котором из насыщенных паров смеси при данной температуре начинает образовываться жидкость.

Если разгазирование осуществляется в сепараторах при давлениях более 9 атм закон Рауля – Дальтона становится не применим и все расчеты ведут через константы фазового равновесия.

Константа фазового равновесия характеризуется отношением мольной доли i-го компонента в газовой фазе ( y i ) к мольной доле того же компонента в жидкой фазе ( xi ) при данной температуре и давлении; т.е.:

Для количественной оценки распределения углеводородов между жидкой и газообразной фазой при данной температуре и давлении расчеты удобно производить для 100 молей исходной углеводородной смеси с неким единым средним молекулярным весом.

Пусть zi - % содержание каждого углеводорода в смеси. L и V – число молей соответственно жидкой и паровой фаз, т.е.:

Таким образом, расчет сепарации газа от нефти с применением констант фазового равновесия сводится к следующим последовательным операциям:

1. Выясняют мольный состав углеводородной смеси, а так же давление и температуру при которых будет происходить сепарация;

2. По справочным графикам или таблицам находят константы фазового равновесия для каждого компонента в отдельности;

3. Задаются произвольной величиной молей газовой или жидкой фазы (обычно в пределах 0,45 – 0,55) и решая систему (9) находят сумму xi и y i ;

4. Если значения этих сумм равны единице, значит L и V выбраны правильно; если нет, то задаются этими значениями вновь и расчет повторяют.

Вопрос № 4. Сепарационные установки и режимы их работы.

При современном централизованном сборе продукции скважин каждая ступень сепарации представляет собой отдельную самостоятельную установку, состоящую из нескольких параллельно работающих сепараторов.

При этом, как правило, вторая и последующие ступени сепарации монтируются в непосредственной близости друг от друга; часто на одной площадке ЦПС или даже на площадке УКПН. Первая ступень сепарации, как правило, достаточно удалена и связана с ДНС. Кроме того, расстояние от добывающих скважин, как правило, тоже достаточно велико даже до первой ступени сепарации. В результате, к моменту подхода продукции скважин к установке первой ступени сепарации давление в трубопроводе, как правило, уже существенно ниже давления на сыщения. А раз так, то продукция в трубопроводе находится, по крайней мере, в двухфазном состоянии, т.е.уже имеет свободный газ. При этом возможны следующие ситуации:

1. Если темп падения давления в сборном коллекторе небольшой, а длительность пребывания продукции в нём значительна, то продукция поступает на сепарацию в состоянии близком к равновесному.

2. Если темп падения давления в сборном коллекторе значителен, а длительность пребывания продукции в нём невелика, то продукция поступает на сепарацию в неравновесном состоянии.

В первом случае возможно два варианта:

1. На сепарационной установке дальнейшего снижения давления не осуществляют, т.е. используют её лишь для механического разделения фаз. При этом, процесс сепарации не сопровождается осложнениями даже если нефть обладает метастабильными свойствами, т.к. процесс разделения фаз завершен в трубопроводе.

2. На сепарационной установке осуществляют дальнейшее снижение давления, т.е. продолжают процесс разгазирования. При этом, если нефть метастабильна и склонна к пенообразованию, то в сепарационной аппаратуре образуется обильная пена, резко снижающая качество сепарации, т.к. она ведёт к резкому повышению количества капельной нефти в отходящем газе и сохранению в нефти на выходе с установки значительного количества растворённого о оклюдированного газа, что объясняется высоким гидростатическим сопротивлением пенного слоя, имеющего свойства вязкоупругой жидкости.

Во втором случае так же возможны два варианта, но при любом из них будет наблюдаться выделение добавочного количества газа с образованием пенного слоя.

Помимо пенообразования на эффективность работы сепарационных установок большое влияние оказывает характер движения газо – жидкостной смеси в подводящих трубопроводах. Наилучшее разделение достигается при равномерном поступлении смеси. Однако, чаще всего, продукция скважин движется в виде газовых и жидкостных пробок. При этом, наблюдаются значительные пульсации давления и неравномерная подача газо – нефтяной смеси в сепараторы. В результате, перегрузка аппаратуры может достигать трёхкратного значения, а сама аппаратура испытывает сильную вибрацию. Конечно, отрицательное воздействие на сепарирование пенообразования и неравномерности загрузки может быть существенно нивелировано увеличением размеров сепараторов и числом ступеней сепарации, но такой подход требует огромных капитальных затрат и поэтому считается неэффективным (как, к стати, и нагрев нефтей для борьбы с пенообразованием). Поэтому наибольшее распространение получили другие методы воздействия на газо - нефтяную смесь, без осуществления которых современная сепарация практически невозможна. Так, для борьбы с пенообразованием в исходную газо – нефтяную смесь в максимально удалённой от сепарационной установке точке (для достижения наиболее полного диспергирования) непрерывно дозируют специальную антипенную присадку. Подобных присадок известно достаточно много, причём, все они должны отвечать трём основным требованиям:

1. Должны не растворяться, а диспергироваться в пенящейся нефти;

2. Должны иметь вязкость не ниже 2.10-3 м2/с;

3. Должны иметь поверхностное натяжение на границе с газом меньше, чем у пенящейся нефти.

В России наиболее распространены ПМС – 2500 и МРТУ –6-02-294-64 с нормами дозировки от 2.10-3 до 2 10 % мас.

Для борьбы с пульсациями потока наибольшее распространение получили специальные устройства – депульсаторы, устанавливаемые непосредственно перед сепарационными установками. Суть их работы заключается в том, что они создают условия для раздельного течения газа и жидкости с последующим раздельным вводом фаз в сепараторы. Конструктивное исполнение этих установок различно. Рассмотрим системы, получившие наибольшее распространение:

1. Коллекторы – гасители пульсаций Грозненского нефтяного института состоят из трёх параллельных, горизонтально расположенных друг над другом труб, соединённых перемычками и выполняющих роль самостоятельного сепаратора. Длина коллектора – гасителя 15 – 20 м на каждые 10000 т/сутки производительности по исходной смеси, а диаметр должен обеспечивать режим спокойного раздельного течения (~ 0,5 м) – рис.14.

Рис.14. Депульсатор Грозненского нефтяного института 1. Окончание нефтесборного коллектора; 2. Перемычка; 3. Нижняя секция; 4. Компенсатор – буфер; 5.

Верхняя секция; 6. Заглушка; 7. Максимальный уровень жидкости; 8. Мнимальный уровень жидкости.

2. Концевые делители фаз (КДФ) – состоят из горизонтальных участков труб определённой длины и всё возрастающего диаметра. Весь процесс разделения фаз происходит только под действием сил гравитации. Жидкость при этом делится на нефть и воду (рис.15). Отдельные потоки вводятся в сепаратор по автономным трубопроводам за счёт избыточного давления в КДФ. Устройство эффективно работает если КДФ расположен ниже сепаратора с небольшой разницей уровней до 3 м.

3. Депульсатор ТатНИПИНефти (рис.16) выполнен в виде наклонного восходящего участка входного трубопровода, оборудованного двойным отводом с подачей отделённого газа непосредственно в сепаратор.

4. Наибольшее распространение получили депульсаторы, состоящие из двух наклонных участков и Вертикальных газоотводящих патрубков. Наклонные участки выполнены таким образом, что смесь из подводящего трубопровода поступает первоначально в восходящий трубопровод., затем, достигнув верхней точки, направляется в нисходящий участок, откуда жидкость вводится в сепаратор, а газ через отводные вертикальные патрубки в газовую часть сепаратора или в автономный газосепаратор; причём, отбор свободного газа может осуществляться как из восходящего, так и из нисходящего трубопровода (рис.17 и рис.18).

При отборе газа из восходящего участка диаметры трубопроводов подбирают из условия движения по ним смеси со скоростью до 3 м/с (отбирается до 99 % об.газа); а при отборе газа из нисходящего участка до м/с (отбирается до 80 – 85 % об.газа). Точка перегиба может быть расположена как выше уровня жидкости в сепарато- ре (рис.17), так и ниже уровня жидкости в сепараторе. В первом случае жидкость перетекает в сепаратор за счёт разности гидравлическихх столбов; во втором, за счёт давления газа в депульсаторе – что нежелательно. При этом, только в первом случае пена гасится полностью даже при сепарации нефти с 5 – 8 кратным пенообразованием.

В последнее время появились депульсаторы в которых скорость движения смеси понижена до 1 – м/с.

При этом, отбор газа осуществляется с верхней точки (рис.19). Это позволило снизить силовое воздействие смеси Рис.15. Схема КДФ Рис.16. Депульсатор ТатНИПИнефть 1. Окончание нефтесборного коллектора; 2. Наклонный восходящий трубопровод; 3. Двойной отвод; 4.

на сепаратор.

Итак, оптимальная сепарация требует не только равномерной подачи смеси в сепаратор (обеспечивают депульсаторы), но и равномерной загрузки всех параллельно работающих аппаратов данной ступени не говоря уже о необходимости стремления осуществлять разгазирование в условиях как можно ближе к равновесным. Но если равновесную сепарацию с использованием нефтесборных нефтепроводов ещё можно обеспечить на 1 ступени, то на второй и последующих это практически невозможно из – за небольшой протяженности промежуточных трубопроводов.

Вот и приходится на входе 2 и последующих ступеней применять специальные способы воздействия на смесь нефти и газа для приближения её к равновесному состоянию. Наибольшее распространение получили устройства основанные на использовании инерционных и центробежных сил (циклоны); распыление смеси, гидродинамическое дросселирование, рециркуляция сепарированной нефти и т.п. При этом, наиболее эффективна вибрационная обработка смеси без подвода энергии извне, суть которой сводится к приведению самой смесью в колебательное движение металлических пластин, закреплённых с одного конца и устанавливаемых как в трубопроводе, так и в сепараторах. Частота колебания пластин достигает 1400 Гц. Колебания распространяются в жидкости и способствуют выделению газа.

Рис.17. Депульсатор с отводом газа из восходящего участка Рис.18. Депульсатор с отводом газа из нисходящего участка Рис.19. Депульсатор с отводом газа из экстремальной точки.

Перейдём к рассмотрению способов равномерной загрузки параллельных аппаратов в сепарационных установках, ибо этим во – многом определяются качественные показатели разгазирования нефтей.

Для продукции скважин со средними значениями вязкости и газового фактора наибольшее распространение получила следующая схема (рис.20):

Рис.20. Сепарационная установка для нефтей со средними значениями вязкости и газового фактора Нефтегазовая смесь по коллектору (1) через штуцеры (2) поступает в параллельно работающие сепараторы (3), которые считаются равномерно загруженными как по жидкости, так и по газу. На самом деле, массовый расход смеси в коллекторе постоянного диаметра непрерывно уменьшается от сепаратора к сепаратору, а это влечёт за собой изменение всех гидродинамических условий. В результате, в сечении а – а поток сильно турбули зирован и в первые сепараторы попадают все три фазы независимо от того в каком месте коллектора приварен подводящий патрубок (с, в или ж). В сечении б – б поток расслоен, а значит, в последние сепараторы будет поступать фаза (смесь двух фаз) состав которой определяется местом приварки подводящего патрубка к коллектору. Регулировать равномерное поступление смеси фаз в каждый сепаратор с помощью штуцеров (2) и маномет ров М практически не удаётся. По коллекторам (4,5 и 6) из сепараторов отводятся вода, нефть и газ соответствен но, причём, в точках подключения аппаратов к коллекторам возникают разные давления вследствии разных гидравлических сопротивлений на участках между сепараторами. В результате, данная схема работает в пульсирующем режиме.

Для продукции скважин с повышенной вязкостью и небольшими значениями газового фактора (~40 м 3/т) предпочтение отдаётся следующей схеме (рис.21):

Рис.21. Сепарационная установка для нефтей с повышенной вязкостью и небольшими газовыми факторами Нефтегазовая смесь из коллектора (1) поступает в сепараторы (3) после предварительного отбора газа в расширительной камере (2). Газ, вода и нефть из сепараторов отводятся по коллекторам (5, 7 и 6) соответственно, причём, в точках присоединения аппаратов к коллекторам разные давления не возникают, вследствии равных гидродинамических сопротивлений на участках между сепараторами. Причём, газ из расширительной камеры и сепараторов предварительно проходит каплеотбойник (4) с жалюзийными насадками для улавливания капельной нефти, которая по трубопроводу (8) возвращается на установку.

Для продукции скважин с пониженной вязкостью и большим газовым фактором (~100 м 3/т) предпочтение отдаётся следующей схеме (рис.22):

Рис.22. Сепарационная установка для нефтей с пониженной вязкостью и высоким газовым фактором.

Где: I – исходная смесь; II – газ; III – оставшаяся водо – нефтяная эмульсия; IV – отстоявшаяся вода.

Работает установка как и предыдущая, но имеет меньшее число сепараторов и большее число расширительных камер и каплеотбойников, снабженных эжекторами (1), для более быстрого отделения газа.

Приведённые выше схемы (Рис.21, 22) способны обеспечить равномерную загрузку параллельно работающих сепараторов, но лишь при незначительных колебаниях давления в системе. Поэтому, более перспективными являются следующие схемы обвязки, лишенные данных недостатков:

Согласно рис.23 газожидкостная смесь I поступает в депульсатор (1), где отбирается отделившийся в сборных нефтепроводах газ, который по газоотводящему патрубку (2) направляется в распределитель потоков (3), а жидкость с оставшимся в ней газом поступает туда по трубопроводу, являющимся продолжением депульсатора. Из распределителя потоков жидкость по трубопроводу (5) и газ по трубопроводу (4) поступают в параллельно работающие сепараторы (6). Диаметр распределителя подбирается таким образом, что в нём создаётся раздельное течение газа и жидкости. Распределитель монтируется горизонтально перед или над параллельно работающими сепараторами. Из распределителя жидкость и газ отводятся по отдельным трубопроводам, причём, жидкость из нижней, газ из верхней частей. Трубопроводы для отвода жидкости в сепараторы монтируются таким образом, что между сепаратором и распределителем образуется гидрозатвор, предотвращающий прорыв газа рои возможных колебаниях давления. Точно также вертикальные патрубки для отвода газа монтируются определённой высоты, чтобы не допустить попадания через них жидкости в сепаратор при колебаниях уровня в распределителе.

Трубопроводы для отвода жидкости и газа в сепараторы должны обеспечивать равенство гидравлических сопротивлений и в этом случае данная система является саморегулирующейся. Если объём газа, поступающего вместе с нефтью, очень большой и вязкость смеси значительна рекомендуется применять двухтрубный распределитель (рис.24). Верхняя труба предназначена для распределения по сепараторам газа, нижняя – жидкости.

Ри.23. Перспективная схема обвязки сепараторов.

Рис. 24. Схема обвязки сепараторов с двухтрубным распределителем Особенности работы концевых сепарационных установок В большинстве Российских технологических схем после окончания сепарации нефть направляется в резервуары, в которых давление равно атмосферному. Поэтому, если на последней ступени сепарации не привести нефть в равновесное состояние с атмосферными условиями (переменными), то в резервуарах будет выделяться газ, который теряется безвозвратно, нанося экологический вред, ибо строить в резервуарных парках специальные установки для улавливания его намного дороже, чем оптимизировать концевые ступени сепарации. Однако, это не так просто, как с технической точки зрения, так и по причине метастабильных свойств нефти, которые особо ярко проявляются при низких давлениях сепарации, в результате, приходится или значительно дольше выдерживать нефть в сепараторах, или применять интенсифицирующие процессы разделения фаз. При этом, ни сборные трубопроводы, ни заслонки, ни стандартные регулирующие устройства не применимы, т.к. требуют перепада давления до 0,2 МПа, что недопустимо. На сегодняшний день, по – видимому, наиболее удачным является сепарационный комплекс, разработанный КБ ПО Саратовнефтегаз, который обеспечивает разрушение метастабильной смеси, гидродинамическое гашение пены в депульсаторах наклонного типа и сепараторе, непрерывную вибрационную обработку ГЖС в подводящем трубопроводе и сепараторе, а так же саморегулирующуюся систему распределения потоков жидкости и газа по параллельно работающим сепараторам и регулирование уровня с помощью гидрозатвора в одном и нескольких параллельно работающих сепараторах одновременно.

Вопрос № 5. Конструкции отечественных сепараторов.

5.1. 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 4, а устройство показано на рис.25.

Основные технические характеристики сепараторов ГТ Рис.25. Схема вертикального сепаратора ГТ 1. Ввод ГЖС; 2. Выход газа; 3. Выход жидкости; 4. Отбивное устройство; 5. Корпус 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.26. приведено устройство вертикального сепаратора типа ГЩ:

Достоинства и недостатки работы подобных сепараторов аналогичны аппаратам марки ГТ.

5.2. Гидроциклонный сепаратор Гипровостокнефти.

В данном сепараторе в результате использования центробежных сил обеспечивается наиболее высокая степень отделения газа от нефти. В технологической ёмкости газ очищается от капелек жидкости, а нефть от пузырьков и механических примесей. В ёмкости предусмотрены устройства для уменьшения пенообразования. Гидроциклонные сепараторы предназначены для работы на 1 ступени сепарации. По конструктивному исполнению технологические ёмкости разделяются на двух – и одноёмкостные. В более современном двухёмкостном сепараторе (рис.27) нефтегазовая смесь поступает в центробежный дегазатор, где идёт процесс разделения нефти и газа на самостоятельные потоки. Нефть из центробежного дегазатора по сливной полке поступает в уголковый разбрызгиватель в котором поток нефти разбивается на множество отдельных струек. Далее нефть через штуцер попадает на сливную полку и по ней стекает в нижнюю ёмкость. Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит по верхней части ёмкости, где под действием гравитационных сил из газа выпадают наиболее крупные капли жидкости. Перфорированные перегородки служат одновременно для очистки газа и выравнивания объёмной скорости газа. Зона перфорированных перегородок отделена от зоны уголкового разбрызгивателя нефти горизонтальной перегородкой, предотвращающей попадание брызг в газовую зону при прохождении нефти через разбрызгиватель. Окончательная очистка газа завершается в газоочистителе жалюзийного типа.

Принцип работы одноёмкостного сепаратора аналогичен.

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

Производительность по нефти по данным Гипровостокнефти может достигать 1000 – 1200 м3/сутки при сохранении приведённой к условиям сепарации скорости входа газонефтяного потока 10 – 30 м/м.

Рис.26. Схема вертикального сепаратора ГЩ.

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.

Техническая характеристика гидроциклонных сепараторов приведена в Табл.5.

Основные технические характеристики гидроциклонных сепараторов Гипровостокнефти СУ2- 1500- СУ2- 1500- СУ2- 3000- СУ2- 3000- СУ2- 3000- СУ2- 2500- СУ2- 2500- СУ2- 5000- Допустимое колебание производительности %.

5.3. Нефтегазовый сепаратор конструкции Центрального конструкторского бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН).

Проектная производительность сепараторов 2000, 5000, 10000, 20000 и 30000 т/сутки по нефти при объёмах ёмкостей соответственно: 8, 14, 28, 56 и 80 м 3; давлениях 0,6; 1,6; 2,5; 4,0 и 6,4 МПа и температурах от до 1000С. Они предназначены для отделения газа от нефти на 1 ступени сепарации и качественной очистки газа перед подачей его в выходной трубопровод. Сепаратор (рис.28) представляет собой горизонтальный аппарат, внутри которого непосредственно у входного штуцера смонтированы сливные полки, обеспечивающие выделение основного количества газа.

У штуцера выхода газа смонтированы вертикальный и горизонтальный фильтры очистки газа. Штуцер выхода нефти оборудован устройством, предотвращающим образование воронки. Нефтегазовая смесь поступает через вводной штуцер на сливные полки, где и происходит основное выделение газа. Далее нефть движется по аппарату, занимая по высоте приблизительно половину диаметра, при этом, из нефти выделяется газ, не успевший выделиться ранее. Выделившийся газ вместе с частицами нефти, которые находятся во взвешенном состоянии, поступает на фильтры грубой и тонкой очистки газа. Очищенный газ через штуцер выхода газа выводится из аппарата. Дегазированная нефть через штуцер вывода нефти, расположенный в нижней части, так же выводится из сепаратора. Следует отметить, что фактическая производительность сепараторов ЦКБН, эксплуатируемых на месторождениях Западной Сибири, меньше проектной в 3 – 4 раза. Для увеличения производительности данных сепараторов непосредственно на промыслах устанавливают устройства предварительного отбора газа, предложенные институтом СибНИИНП.

5.4. Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института (рис.29).

Данная конструкция имеет наклонные полки для увеличения поверхности контакта газ – жидкость и для предотвращения пенообразования при сливе жидкости из верхних секций сепаратора в нижнюю, накопительную.

Работает сепаратор следующим образом: газонефтяная смесь поступает в приёмный отсек А под слой жидкости через входной патрубок, опущенный почти до низа сепаратора. Отделившаяся жидкость перетекает через перегородку в отсек Б, снабженный решетками для гашения пены. Разрушение пены способствует лучшему выделению газа из жидкости. Далее жидкость через горизонтальную щель перетекает в отсек В, где разливается по полке, а с неё перетекает на полки, расположенные ниже. При движении жидкости тонким слоем по полкам создаются благоприятные условия для выделения газа из жидкости и массообмена между газом и жидкостью, т.к. площадь раздела фаз в таком сепараторе очень велика. Выделившийся газ поднимается в верхнюю часть сепаратора через газоходы, предусмотренные в полках. Камера отбора жидкости Г отделена от отстойного отсека перегородкой для предотвращения возмущающих явлений в зоне отстоя. Отделившийся газ изо всех отсеков проходит через каплеотделители, которые изготавливают из проволочной коалесцирующей набивки. Уровень жидкости в сепараторе в отборном отсеке поддерживается поплавковым регулятором уровня, соединённым с заслонкой на нефтяной линии. Управление технологическим режимом в сепараторах автоматизировано. Предусмотрена сигнализация на диспетчерский пункт о количестве поступающей жидкости и изменении давления в аппарате. Производительность сепараторов по жидкости составляет 5000т/сутки; рабочее давление 1,6 – 6,4 МПа; газовый фактор от 100 до 500 м3/м3.

5.5. Блочная сепарационная установка УБС ТатНИИНефтемаша Установка предназначена для первой ступени сепарации нефти в системах герметизированного сбора и транспортирования нефти и газа. В настоящее время разработан нормальный ряд установок УБС на производительность по жидкости от 2 до 16 т.м 3/сутки и давление от 0,4 до 1,6 МПа. Рассмотрим в качестве примера технологические характеристики и описание установки УБС-16000/16: производительность – 16000 м 3/сутки; рабочее давление – 1,6 МПа; газовый фактор – 120 м 3/м3; температура сырья - +500С; рабочая среда – сырая нефть с содержанием сероводорода не более 0,2 %; габариты – 28000 на 4500 на 5880; объём сепаратора 80 м 3; масса – 36338 кг.

Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа выполнена в моноблоке (рис.30) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической ёмкости, каплеотбойника, запорно – регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Устройство предварительного отбора газа расположено на нисходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наилучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для отбора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм и длиной 15 м, установленную под углом 3 0. Технологическая ёмкость – цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части ёмкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, выхода нефти, газа, для пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического осмотра и ремонта имеются по торцам два люка – лаза. Внутри технологической ёмкости находятся ло ток для распределения поступающей продукции, полки и система перегородок для более поной сепарации нефти от нефтяного газа. Для предотвращения недопустимого повышения давления в ёмкости установлены четыре предохранительных клапана. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для установки контрольно – измерительных приборов. На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представляющий собой ёмкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатых отбойника. Для слива отделяющейся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической ёмкости, в нижней части каплеобойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На ёмкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли. Работает установка следующим образом: газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, в котором проис ходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в каплеотбойник, где очищается от капельной жидкости и направляется в газопровод. Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в технологическую ёмкость и растекается по лотку и полке, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа, затем нефть стекает в её нижнюю часть. Наличие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки – увеличению свободной поверхности. Газ, выделившийся в ёмкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть в нефтепровод. На газовой линии между каплеотбойником и устройством предварительного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбойник или нефтегазовый сепаратор.

5.6. Автоматизированная концевая совмещенная сепарационная установка КССУ ОФ ВНИИКАНефте за.

Аппараты данной серии (рис.31) предназначены для разгазирования и частичного (до 5 – 20 % остаточной воды) обезвоживания нефти перед подачей её на установку подготовки.

Установка работает следующим образом. Сырая нефть с обводнённостью 30 % и более, прошедшая первую ступень сепарации, содержащая остаточный газ в количестве 2 – 10 м 3/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 0С без применения реагента – деэмульгатора. При объёме аппарата 80 м 3 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.

5.7. Блочные автоматизированные установки БАС – 1.

Разработаны ОФ ВНИИКАНефтегазом и имеют две модификации: БАС-1-100 (рис.32) и БАС-1- (рис.33).

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 м 3/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.

5.8. 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 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.34).

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.35).

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 осуще ствляет регулирование уровней нефть – газ; нефть – вода; давления в технологическоё 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.6.

Технические характеристики установок Газовый фактор, м /м 5.9. Аппарат ОГ – 200С СПКБ Данный агрегат (Рис.36) был сконструирован как отстойник для окончательного обезвоживания нефти с отбором газа. Однако, он нашел применение и как аппарат для предварительного сброса воды.

Технологическая ёмкость аппарата имеет объём 200 м 3 и разделена сплошной перегородкой на газосепарационный и водоотделительные отсеки. В газосепарационном отсеке расположен сепаратор из которого отбирают основную часть свободного газа. 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 церез штуцер выводится из аппарата.

Производительность по жидкости 5000 – 7000 м 3/сутки. Содержание воды в частично обезвоженной нефти 3 – 5 % при исходной обводнённости сырья порядка 16 %. Газовый фактор нефти на входе 4,2 – 5,4 м 3/м3.

Температура процесса 280С. Расход деэмульгатора 11 – 15.10-6 кг/кг.

5.10. Аппарат ОГ –200П конструкции ВНИИнефтемаша и Гипротюменнефтегаза Отличительной особенностью данной конструкции является наличие двойного 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, расположенные в двух верхних точках ёмкости, а воду сбрасывают через штуцер диаметром 300 мм, расположенный в конце аппарата. Институтом СибНИИНП предложена технологическая схема частичного обезвоживания нефти на ДНС с использованием данного аппарата. Газо- жидкостная смесь по сборному трубопроводу поступает в устройство предварительного отбора газа (УПО), где происходит основное отделение свободного газа в наклонном нисходящем трубопроводе. Далее обводненная нефть направляется в устройство для разрушения эмульсии. В нём при определённом гидродинамическом режиме и времени контактирования 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 использо вана для ППД. Технические характеристики данной аппаратуры приведены в табл.7.

Технические характеристики ОГ – 200 П 5.11. Аппарат для совместной подготовки нефти и воды 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 встреч ном гравитационном движении подачей потока частично обезвоженной эмульсии в слой воды, а потока загрязнённой воды – в слой частично обезвоженной нефти. Аппарат (рис.38) 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.

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 для 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 распределённым 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.

5.12. Аппарат для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП.

Предназначен для работы в условиях, когда возможно образование и отложение солей (карбонатов) на технологическом оборудовании, запарафинивание 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.39) 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 уровень нефти в буферном отсеках поддерживают с помощью регуляторов. Уровни нефти в газосепарационном и водоотделительном отсеках не требуют автоматического поддержания. т.к. их постоянство обеспечивается вертикальными перегородками.

5.13. Турбосепараторы.

На рис.40 приведена схема турбосепаратора, в котором эффективно улавливается капельная жидкость из потока газа при больших расходах последнего.

Рис.40. Схема турбосепаратора Корпус; 2. Диффузор; 3. Направляющий аппарат; 4. Конический обод; 5. Лопатки (крыльчатка); 6. Ось; 7 и 8 подшипники качения; 9. Спрямляющий аппарат; 10. Патрубок Принцип его работы следующий: сжатый газ, пройдя диффузор (2), поступает в направляющий аппарат (3), представляющий собой лопаточный завихритель, получает закрутку, в результате чего появляется окружная составляющая скорости потока. Возникающие при этом центробежные силы перемещают капли в направлении наружного конического обода (4) с лопатками (5), спрофилированными по дуге окружности в радиальной плоскости. Под действием окружной составляющей скорости потока лопатки (5) на оси (6) и обод (4) приводятся во вращение. Жидкость отводится через зазор, а затем через патрубок (10) за пределы турбосепаратора. Турбосепаратор особенно эффективно работает на газовых и газоконденсатных месторождениях, где требуется в основном отделять капельную жидкость из потока газа. Турбосепаратор по своей массе приблизительно в 60 раз меньше гравитационного сепаратора.

5.14. Сепараторы зарубежных фирм.

Вертикальные сепараторы за рубежом применяют в основном для сепарации нефти с низким газовым фактором; горизонтальные – для нефти с высоким газовым фактором и существенным содержанием воды. Широко используют также сферические сепараторы. В аппаратах фирм «Блэк Сивелс» и «Брисон» используют специальные устройства для интенсификации процесса сепарации: гидроциклонные вводы, чашечные дефлекторы, струевыпрямители и ламинизаторы потока газа и жидкости, каплеуловители и фильтры на выходе газа из сепара тора. Компании «Бритиш Петролеум Компони Лимитед» и «Нэшенэл Тэнкт Кампони» выпускают горизонтальные и наклонные сепараторы на давление до 7 МПа, которые обеспечивают улавливание жидких частиц размером до 10 мкм, что обеспечивает качественную подготовку газа к транспортированию.

Горизонтальные сепараторы фирмы «Нэшенэл Тэнкт Кампони» состоят из четырёх секций:

- первичного разделения нефти и газа, представляющей собой набор уголковых жалюзийных перегородок;

- основной очистки газа, состоящей из наборов наклонных пластин, которые размещены секциями по всей длине сепаратора; газовый поток при движении между пластинами теряет капельки жидкости, содержащейся в нём; жидкость в виде плёнки стекает в нижнюю часть сепаратора;

- окончательной очистки газа;

- сбора и дегазации жидкости.

Горизонтальные сепараторы фирмы «Голдхан» (Германия) двухёмкостные. Верхняя ёмкость работает как сепаратор для отделения газа, нижняя – как дегазирующий отстойник. На выходе из сепаратора газ проходит через коалесцирующие насадки. Производительность сепараторов этой фирмы до 980 т/сутки. Рабочее давление 0,88 и 1,76 МПа (для 1 и 2 ступеней сепарации).

Трёхфазные сепараторы также широко распространены в системе сбора и подготовки нефти. Трёхфазные сепараторы с «холодной» деэмульсацией выпускают фирмы «Блек Сивелс и Брисон» (США); «Нэшенэл Тэнкт Кампони» (США); «Голдхан» (Германия), «Кэмко» (США). Производительность этих аппаратов в отличии от сепараторов, создаваемых в России, незначительна (до 800 т/сутки). Кроме указанных установок за рубежом применяют сепараторы – делители потока, которые помимо предварительного сброса воды и газосепарации равномерно распределяют эмульсию по потокам. Число потоков зависит от числа подогревателей – деэмульгаторов, установленных после делителя потока. Установки для сброса свободной воды, совмещенные с делителем потока, выпускают только горизонтального типа. Число камер в аппаратах может изменяться от 2 до 10. Номинальная производительность каждой камеры по эмульсии достигает 300 м 3/сутки и выше. В качестве примера рассмотрим некоторые сепараторы иностранного производства:

Из вертикальных сепараторов достаточно рассмотреть конструкцию фирмы «Натко» (рис.41), настолько простую, что никаких пояснений не требуется.

Рис.41. Схема вертикальных сепараторов фирмы «Натко»

1. Вход; 2. Выход; 3. Корпус; 4. Сетчатый улавливатель; 5. Выход газа; 6. Обечайка тангенциального ввода; 7. Отбойный конус; 8. Отводная трубка для нефти; 9. Зачистной патрубок. Б)сепаратор с рециркуляцией газа 1. Циклонный вход; 2. Направляющая тарелка; 3. Сепарированная нефть; 4. Отбойная перегородка; 5. Отбор газа;

6.Щель для отбора циркулирующего газа; 7. Перепускная трубка; 8.Штуцер;9. Отвод; 10. Уровень; 11.Выход нефти В горизонтальных сепараторах фирмы «BSB» (США) в отличии от сепараторов лучших отечественных конструкций, превосходящих зарубежные по всем основным характеристикам, элементы предварительной сепарации расположены только внутри аппаратов (рис.42).

Основной узел этого элемента – тарелчатый дефлектор, который по сравнению с угловыми и коническими обеспечивает минимальную турбулентность потока и тем самым уменьшает опасность увлечения газа нефтью. Тарелчатый дефлектор имеет форму части сферы. Газонефтяная смесь, ударяясь о него, резко изменяет направление движения потока, что способствует его расслоению.. При этом, жидкость перемешивается и отбрасывается назад к криволинейной поверхности днища сепаратора. Газовая фаза и туман поднимаются в верхнюю часть сепаратора, а жидкость стекает в его нижнюю часть. При сепарации нефтей с большим газовым фактором тарелчатые дефлекторы заменяются гидроциклонным вводом, в котором поток, вращаясь с большой скоростью, разделяется на жидкость и газ. Большое содержание газа в смеси и намного меньшее сопротивление движения жидкости в газе (по сравнению с сопротивлением движения газа в жидкости) обеспечивают высокую эффективность центробежных сил. Отделившийся газ выходит через отверстия в дефлекторе циклонной головки. Иногда, кроме циклонных дефлекторов, в аппарате устанавливают перегородку или перемычку, направляющие отсепарированную жидкость в накопительную секцию сепаратора. Перетекание нефти из вспомогательной секции в главную происходит равномерно. Это поддерживает постоянный уровень в сепараторе и избавляет основную секцию, предназначенную для улавливания капель нефти из газа, от перегрузок и заполнения жидкостью. В этой секции иногда устанавливают стабилизатор потока в виде набора вертикальных или арочных пластин, расположенных концентрично вдоль емкости выше уровня жидкости. При прохождении газового потока между пластинами Диксона его турбулентность уменьшается, наиболее крупные капли нефти под действием сил гравитации осаждаются. Считается, что если в сепарационный отсек попадает большое количество нефти в виде крупных капель, то осаждениемелких существенно затрудняется. Высота пакета Диксона подбирается таким образом (рис.43), чтобы его нижняя кромка касалась уровня жидкой фазы в нижней части сепаратора. В этом случае газ может двигаться только в заданном пластинами направлении, что и уменьшает турбулентность потока. По мнению специалистов, уменьшение турбулентности потока улучшает условия захвата капель пластинами. Однако, это неверно. Механизм очистки газа от капель жидкости состоит в том. Что именно под воздействием турбулентных пульсаций капли нефти соударяются с поверхностью пластин, после чего жидкость в плёночном состоянии стекает в секцию накопления нефти. Эффективность этого процесса зависит от того, насколько правильно выбрана область допустимой турбулентности потока. Для предотвращения вихревого захвата газа жидкостью и наоборот используются горизонтальные перегородки, располагаемые в непосредственной близости от поверхности раздела фаз нефть – газ. Перегородки представляют собой плоские пластины со скошенными загнутыми краями, которые и исключают возможность возмущения поверхности нефти при движении газа. Многие сепараторы оснащены приёмными секциями, заполненными кольцами Рашига или другими элементами аналогичного типа, имеющими развитую поверхность. В секциях гасится кинетическая энергия струи и осуществляется интенсивное выделение газа из тонких плёнок, образующихся на кольцах Рашига.

Удаление капель нефти из выходящего газа осуществляется в каплеуловителях различных конструкций.

В их основу положены следующие принципы: набегание потока на перегородку и столкновение частиц с ней, изменение направления движения потока и использование инерционного эффекта; снижение скорости потока; использование центробежных сил, использование агдезионных эффектов при специальных пояснений.

Вопрос № 1. Общие сведения.

Существует следующая классификация углеводородных газов:

Природные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на:

1. газы из газовых месторождений;

2. газы из газоконденсатных месторождений;

3. газы из газогидратных месторождений.

Попутные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на:

1. газы начальных ступеней сепарации;

2. газы средних ступеней сепарации;

3. газы конечных ступеней сепарации.

Техногенные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на:

1. газы нефтепереработки и нефтехимии;

2. газы углепереработки;

3. газы остальных технологических процессов.

Природные углеводородные газы из чисто газовых месторождений до 99 % об.состоят из метана и называются сухим (или тощим) газом, т.е. содержащим тяжелых углеводородов начиная с пропана < 150 г/м 3 при ст.усл Газы из газоконденсатных и газогидратных месторождений относятся либо к газам средней жирности (содержание С3+высш от 150 300 г/м3 при ст.усл.), либо к жирным (богатым) газам (содержание С 3+высш > 300 г/м при ст.усл.).

Все попутные газы характеризуются повышенным (по сравнению с природными) содержанием тяжелых компонентов, относительная доля которых возрастает от начальных к конечным ступеням сепарации. И природные и попутные газы представлены только предельными (парафиновыми) компонентами.

Рассмотрение техногенных газов выходит за рамки нашего курса.

Помимо углеводородной составляющей (в том числе и жидко – капельной) и природные и попутные газы могут содержать азот, углекислый газ, сероводород, COS, CS2, меркаптаны, тиофены, благородные газы, а также пары воды и механическую пыль (включая продукты коррозии и соли).

Существуют следующие пути утилизации углеводородных газов:

2. Использование для целей ППД, повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения, доразработки нефтяных месторождений;

3. Создание подземных газовых хранилищ;

4. Откачка потребителям в качестве энергоносителя или технологического сырья.

Сжиганию в факелах в основном подвергается газ на начальных этапах разработки месторождений или при отсутствии потребителей, или, наконец, при отсутствии соответствующих трубопроводов и технологических мощностей по подготовке газа к транспортированию.

В настоящее время на долю попутного газа приходится примерно 30 % об.от его общего производства, причём, в факелах сжигается более 25 % от этого количества.

Использование углеводородов для технологических целей и создания подземных газовых хранилищ широкого распространения не получило.

Поэтому, основным путём утилизации газа является его откачка в качестве энергоносителя или технологического сырья потребителям среди которых первое место принадлежит газоперерабатывающим заводам (ГПЗ).

При этом:

1. Если поставка газа осуществляется по магистральным газопроводам, то его качество регламентируется отраслевым стандартом ОСТ 51. 40 – 93 в соответствии с которым транспортируемый газ должен удовлетво рять следующим требованиям, изложенным в табл.8.

Допускается поставка в отдельные трубопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям. Климатические районы определяются по ГОСТ 16350.

Для месторождений, введённых в эксплуатацию до 1983 г. показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых Генеральным Проектантом (ГП) и согласованных с РАО «Газпром».

Для газов, в которых содержание углеводородов С5+высш 1 г/м3 ст.усл. точка росы по углеводородам не нормируется.

2. Если газ в незначительном количестве примешивается к уже существующему магистральному газопроводу, или поставляется конкретному потребителю по тупиковому трубопроводу, то требования к качеству газа устанавливаются в договорах между поставщиком и потребителем, исходя из конкретных условий.

3. Если газ поставляется непосредственно на ГПЗ без закачки в магистральные трубопроводы, то добывающая организация обычно подготавливает газ только исходя из условий обеспечения его доставки на завод. где его качество и доводится до кондиции, соответствующей требованиям газотранспортных организаций.

Требования к физико – химическим показателям углеводородных газов, предназначенных к 8. Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей.

3. Наконец, если газ подаётся непосредственно коммунально – бытовым потребителям, его качество регламентируется ГОСТ 5542 – 87 в соответствии с которым транспортируемый газ должен удовлетворять следующим требованиям (Табл.9.):

Требования к физико – химическим показателям углеводородных газов, предназначенных для коммунально – бытовых потребителей 2. Область значений число Воббе высшая, 3. Допустимое отклонение числа Воббе от 5. Массовая концентрация меркаптановой серы, Масса мех.примесей в 1 м3 газа ст.усл. (г), не 8. Интенсивность запаха газа при объёмной доле По согласованию с потребителем допускается подача газа по отдельным газопроводам и с более высоким содержанием сероводорода и меркаптановой серы.

Точка росы по влаге в пункте сдачи должна быть ниже температуры газа.

Наличие в газе жидкой воды и углеводородов не допускается.

Поскольку ни один добываемый газ, как правило, не соответствует всем изложенным выше требованиям, добывающие организации вынуждены заниматься доведением газа до требуемых кондиций.

Подготовка углеводородного газа сводится к следующим нескольким процессам:

1. Очистка газа от механических примесей;

3. Очистка газа от агрессивных примесей;

4. Отбензинивание газа;

5. Одоризация газа;

6. Извлечение из газа особо ценных компонентов.

Вопрос № 2. Очистка газа от механических примесей.

Под механическими примесями в газе понимают аэрозольные системы с газовой дисперсионной средой и твёрдой дисперсной фазой.

Дисперсная фаза может быть охарактеризована концентрацией, дисперсностью, характером распределения частиц по радиусу и соответствующей плотностью.

Дисперсная среда описывается в основном плотностью и вязкостью.

Подобные системы не только способны перемещаться как единое целое, но и сохраняться в исходном состоянии достаточно долгое время.

В неподвижной газовой среде аэрозольные частицы поддерживаются во взвешенном состоянии в поле гравитации благодаря их собственному тепловому движению и в следствии обмена энергией с молекулами среды.

Энергия теплового движения для частиц любой массы, как известно, может быть оценена как:

где: k - постоянная Больцмана;

При этом, если размеры частиц dp 10-5 имеет значение лишь обмен энергией между частицами и средой;

при 10-7 < Sc < 10-5 оба вклада соизмеримы.

В движущейся газовой среде частицам аэрозоля присущи 2 основные формы движения – увлечение дисперсионной средой и смещение относительно её. Поддержка частиц во взвешенном состоянии в этом случае определяется их инерционностью и характеризуется так называемым турбулентным числом Шмидта Scr, равным отношению коэффициента диффузии частиц Dр т к коэффициенту турбулентной диффузии молекул среды Кроме энергии теплового движения частиц, обмена энергией между частицами и средой и энергии, поступающей извне, аэрозольные частицы могут поддерживаться во взвешенном состоянии за счёт градиентов температуры и концентрации. Возникающие при этом движения носят названия термо – и диффузио- фореза соответственно.

Однако, аэрозольные системы не могут существовать вечно. При прекращении поступления энергии извне, выравнивании температурных и концентрационных полей и установлении равновесия между тепловой энергией частиц и среды неизбежно начнется процесс самопроизвольного оседания частиц, не способных в силу своей массы удержаться во взвешенном состоянии за счет теплового движения при данных термобарических параметрах. Закон их седиментации описан ещё Стоксом в 1852 г и будет рассмотрен на практических занятиях.

Например, в спокойном воздухе при стандартных условиях частицы песка размером 100 мкм оседают со скоростью 0,25 м/с; 10 мкм – 0,003 м/с; а 1 мкм – 0,00003 м/с.

При этом, принято различать 5 видов механизма осаждения взвешенных частиц:

1. Гравитационный: движущиеся частицы (обычно 40 – 550 мкм) выпадают из газа благодаря силе тяжести.

2. Инерционный: частицы при обтекании некого тела (возможно с газовым потоком) за счет инерции отклоняются от общего потока и осаждаются на фронтальной поверхности обтекаемого тела.

3. Зацепление: частицы (обычно 1 – 3 мкм) при перемещении вместе с газовым потоком в относительной близости от обтекаемого тела приходят в соприкосновение с ним и прилипают к нему.

4. Диффузионный: частицы (обычно < 0,1 мкм) в результате броуновского движения попадают на поверхность обтекаемого тела и прилипают к нему.

5. Центробежный: частицы выводятся из вращающегося газового потока под действием центробежных Но даже если аэрозольная система состоит из частиц способных удержаться при данных термобарических параметрах во взвешенном состоянии данная система будет саморазрушаться, т.к. частицы способны самоукрупняться. Данный процесс носит название коагуляции. Так частицы < 0,1 мкм коагулируют практически мгновенно. Различают несколько видов коагуляции:

1. Броуновская – вызывается случайным столкновением частиц в следствии их беспорядочного теплового движения.

2. Градиентная – обусловлена разностью скоростей частиц в сдвиговом потоке.

3. Кинематическая – обусловлена различием скоростей движения частиц относительно среды.

4. Турбулентная и акустическая – обусловлена тем, что частицы разного размера сближаются и сталкиваются будучи в разной степени увлечены пульсациями или звуковыми колебаниями среды.

При этом, на скорость коагуляции влияет наличие электрического заряда на частицах и наличие внешнего электрического поля. Аэрозольные частицы способны приобретать электрический заряд многими способами, например, если они образуются конденсацией на ионах. Незаряженные частицы могут захватывать газовые ионы.

Наконец, частицы приобретают заряд при освещении, облучении, прохождении коронного разряда и т.п.

Размеры частиц в аэрозольных системах образующихся в природных и попутных газах характеризуются широким разнообразием. Диапазон размеров частиц колеблется от 0.01 до 1000 мкм и более.

Подобные частицы способны в следствии эррозии и загрязнения вывести из строя не только КИП и компрессоры, но даже трубопроводы и запорную арматуру. Именно поэтому нормативными документами и вводятся соответствующие ограничения.

Различают механические и электрические методы очистки газа от механических частиц.

Механические методы в свою очередь подразделяются на способы отстоя и фильтрования.

Наконец, различают отстой в сухих и мокрых условиях.

Перейдём к рассмотрению этих методов:

В методах сухого отстоя наибольшее распространение получили устройства в которых осаждение частиц происходит в следствии резкого изменения направления или скорости газового потока. Это прежде всего различные газовые сепараторы и циклоны. В них при незначительном гидравлическом сопротивлении (порядка 0,5 – 1, кП) улавливаются сравнительно крупные частицы с размерами 5 мкм. Причём, эффективность циклонов выше и для частиц с размерами 5 мкм степень извлечения достигает 40 – 70 %, а для частиц 20 мкм – 97 – 99 %. При этом, газовые сепараторы используются преимущественно 4 видов:

а) гравитационные – они наиболее просты, но в то же время наиболее металлоёмки и габаритны.

б) инерционные – в них под действием сил инерции поток посредством металлических отбойников разделяется на очищенный газ и частицы. Они более эффективны и компактны.

в) жалюзийные – снабжены наборами профилированных пластин.

г) центробежные сепараторы.

Мокрые методы отстоя основаны на контакте газового потока с промывной жидкостью (обычно водой или маслом) в аппаратах получивших название скруббера или масляного фильтра (особо эффективен так называемый скруббер Вентури). Во всех этих аппаратах жидкость используется многократно и обеспечивает остаточное содержание механических примесей до 10 мг/ м3 газа при гидравлических потерях от 3 – 5 до 20 – 30 кПа. В нефтяной промышленности наибольшее распространение получили масляные пылеуловители (рис.46):

Масляный пылеуловитель состоит из 3 секций: в нижней промывочной секции А в разделительную перегородку (5) вварены контактные трубки (6), на которых в нижней части имеется ряд продольных прорезей. Газ поступает в аппарат через патрубок 4, ударяется о козырёк (3), соприкасается с маслом и захватывая его, проходит с большой скоростью в контактные трубки. В средней (осадительной) секции Б скорость газа резко понижается, при этом, крупные капли масла с механическими частицами оседают и стекают по дренажным трубкам (10) вниз. Освобождённый от крупных механических примесей газ поступает в верхнюю каплеуловительную секцию В, где мелкие частицы пыли и масла (размером менее 0,25 мм) задерживаются специальной насадкой и тоже стекают вниз по дренажу (9). Очищенный газ уходит через патрубок (8). Загрязненное масло через патрубок (12) удаляют продувкой в отстойник, а затем по трубе (11) доливают очищенное масло. Продувку проводят по мере снижения уровня масла до контрольного уровня, но не реже 1 раза в месяц. Полностью удаляют масло через люк (1) 2 – 3 раза в год. Уровень масла контролируют по шкале 2. Расход масла не более 25 г на 1000 м 3 газа. Масляные пылеуловители выпускают диаметром от 400 до 2400 мм; высотой от 5100 до 8800 мм на рабочее давление от 6 до 64 атм.

Очистка газа фильтрованием основана на прохождении газа через пористые перегородки, пропускающие газ, но задерживающие механические примеси. Метод высокоэффективен, т.к. способен уловить даже весьма тонкие фракции примесей с размерами частиц менее 1 мкм.

Различают следующие виды фильтров:

а) Рукавные. Они обеспечивают остаточное содержание примесей менее 10 мг/м3 газа при при гидравлическом сопротивлении до 1,3 кПа. Аппарат состоит из камеры и подвешенных в ней рукавов (с диаметром от до 300 мм и длиной от 2 до 10 м) с заглушенным концом. Газ подаётся в рукова в которых и задерживается пыль.

Пыль периодически удаляется либо обратной продувкой, либо встряхиванием. Фильтр состоит из нескольких секций, работающих попеременно. Рукава делают из тканевых и нетканных (войлок, фетр) материалов. Срок службы рукавов до 2 лет.

б) Зернистые. Различают так называемые насыпные и жесткие конструкции. Насыпные состоят из слоя песка, гальки, шлака или кокса с размерами зёрен 0,2 – 0,3 мм, толщиной слоя 0,1 – 0,15 м и сопротивлением 0, – 1,5 кПа. Они обеспечивают остаточное содержание механических примесей в газе порядка 20 мг/м 3. Регенерируют их ворошением с вибровоздействием и обратной продувкой. Жесткие представляют собой патроны из керамики или металлокерамики. При гидравлическом сопротивлении от 0,1 до 6 кПа они способны обеспечить остаточное содержание механических примесей в газе менее 1 мг/м 3. Регенерируются подобные конструкции обратной продувкой или с помощью промывных жидкостей.

в) Для улавливания высокодисперсных аэрозолей с суммарной концентрацией от 0,5 до 5 мг/м 3 используют волокнистые фильтры с перегородками из тонких и ультратонких волокон, как правило, с диаметром волокон 1 – 2 мкм, нанесённых на марлевую подложку. И хотя подобные конструкции не подлежат регенерации, они способны обеспечить 100 % очистку газа при гидравлическом сопротивлении всего 0,8 – 1,5 кПа.

г) Для грубодисперсных систем, состоящих из капель и туманов, с диаметрами частиц свыше 10 мкм, применяют сетчатые фильтры – каплеуловители с пакетами из мелкоячеистых сеток. При скорости газового потока порядка 2 м/с пакет толщиной всего 0,1 м способен обеспечить 98 % -ую степень очистки газа с гидравлическими потерями всего 0,2 кПа. Для более дисперсных систем используют перегородки из стеклянных, синтетических или металлических волокон с диаметром 100 – 200 мкм для частиц крупнее 1 мкм, и диаметром 5 – 20 мкм для улавливания субмикронных частиц. В этом случае, степень очистки газа колеблется от 85 до 100 % при гид равлическом сопротивлении перегородок от 1 до 5 кПа. Все фильтры, улавливающие капли и туманы, работают в стационарном режиме саморегуляции благодаря самопроизвольному стеканию жидкости в результате коалесценции или её испарения.

Наконец, электрическая очистка газа основана на ионизации электрическим зарядом под действием постоянного тока напряжением до 90 кВ твёрдых и жидких частиц с последующим их осаждением на электродах в сухих или мокрых фильтрах, обеспечивающих остаточное содержание механических примесей 50 и 5 мг/м 3 соответственно при гидравлических сопротивлениях не более 200 кПа.

Сравнительная характеристика всех рассмотренных выше методов представлена на рис.47.

Рис.47. Сравнительная характеристика методов очистки газа от механических примесей Вопрос 3. Осушка газа.

Осушка газа производится для предотвращения образования жидкостных, ледяных и кристаллогидратных пробок в трубопроводах, улучшения условий работы компрессорного оборудования и понижения коррозионной активности газа.

Различают абсолютную и относительную влажность газа. Под абсолютной влажностью понимают массовое содержание воды в определённом объёме газа (обычно кг/1000 м 3 при н.у.). Под относительной влажностью газа понимается отношение фактического содержания влаги в газе к максимально возможному при данных термодинамических условиях. Зависимость максимально возможного содержания влаги в газе W от термодинамических условий представлена на рис. 48.

Причём, речь идёт исключительно о водяных парах. Из рис.48 видно, что с понижением давления и повышением температуры максимальное содержание водяных паров в газе возрастает. Температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами, при данном содержании влаги в газе, называется температурой точки росы газа по воде при данном давлении. При этом, под газом, насыщенном водяными парами, понимают газ с относительной влажностью равной единице. Каждая кривая на рис.48 представляет собой геометрическое место точек росы газа в зависимости от содержания в газе воды при постоянном абсолютном давлении.

В зоне, расположенной выше соответствующей кривой, свободная вода имеется, в зоне ниже кривой – отсутствует. Влажность газа может быть определена с помощью:

1. Кулонометрических влагомеров и гигрометров;

2. Пьезосорбционных влагомеров и гигрометров;

3. Электросорбционных гигрометров;

4. Диэлькометрических влагомеров и гигрометров;

6. Нейтронных влагомеров;

7. Гигрометров, основанных на измерении точки росы;

9. Оптических влагомеров и гигрометров.

При этом, отличие гигрометров от влагомеров состоит в том, что они предназначены исключительно для определения влажности газов, в то время как влагомеры могут использоваться и для определения влажности жидких и твёрдых субстанций.

Известно несколько способов осушки газа:

1. Вымораживанием;

2. С помощью абсорбции;

3. С помощью адсорбции.

Метод осушки газа вымораживанием основан на изменении влажности газа в зависимости от его температуры. Если газ охладить, то часть влаги, находящейся в нём в паровой фазе, сконденсируется. Выпавший конденсат можно удалить, а газ с пониженной влажностью будет иметь более низкую точку росы. Необходимая степень осушки газа вымораживанием достигается в том случае, если газ удаётся охладить ниже минимальной температуры, наблюдаемой при его дальнейшем транспортировании, подготовке и утилизации.

Различают вымораживание с помощью естественного и искусственного холода.

Вымораживание с помощью естественного холода возможно только в зимний период, да и то, как правило, лишь в северных районах. Оформление процесса сводится к пропусканию газа через батарею труб с необходимой поверхностью теплообмена. При движении газа по трубам он охлаждается, влага конденсируется и кристаллизуется на внутренних стенках труб. Вымораживатели включаются в работу поочередно, а их регенерация осуществляется продувкой отработанной батареи труб острым водяным паром. Вымораживание с помощью искусственного холода применяется гораздо чаще и основывается либо на применении холодильных машин, либо на дросселировании, либо, наконец, на использовании винтовых детандеров. Причём, первые два процесса применяются, как правило, в сочетании друг с другом, а все методы искусственного охлаждения реализуются совместно с низкотемпературной сепарацией.

Сущность эффекта дросселирования основана на эффекте Джоуля – Томпсона, согласно которого, любое снижение давления газа на 1 атмосферу в специальном устройстве (дросселе – представляющим собой специфическую диафрагму) вызывает понижение температуры газа от 0,15 до 0.25 0С. Легко видеть, что охладить подобным образом газ до температур, предусмотренных нормативными документами, возможно только в том случае, если он имеет высокое давление, намного превышающее давление первой ступени сепарации. Таким образом, данный способ применим, в основном, для продукции газовых и газоконденсатных местрождений.

Принципиальная схема подобной установки приведена на рис.49.

Рис.49. Схема установки для охлаждения газа дросселированием.

Газ, подлежащий вымораживанию, потоком (I) подаётся в сепаратор (2), где происходит отделение свободной воды и углеводородного конденсата, выводимых для разделения и утилизации на специальную установку потоком (II). Если давление поступающего газа слишком велико (пороговым значением, как правило, является величина в 160 атм), то перед входом в сепаратор (2) устанавливают штуцер (1), на котором давление стравливается до необходимой величины. В этом случае происходит небольшое предварительное охлаждение газа. Из сепаратора газ подаётся в теплообменник (3), в котором охлаждается обратным потоком холодного осушенного газа. В целях предотвращения образования ледяных и гидратных отложений на стенках аппаратов на вход теплообменника (3) подают соответствующий ингибитор (чаще всего 80 % водный раствор этиленгликоля или концентрированный метанол). После теплообменника газ дросселируют в дросселе (4), понижая его температуру до требуемого значения. При недостаточно высоком исходном давлении газа с помощью задвижек (6) к дросселю параллельно подключают холодильную машину (7), использующую в качестве хладоагента фреон, аммиак или пропан. Сконденсировавшаяся влага и углеводородный конденсат отделяются в сепараторе (5), а сухой газ, пройдя теплообменник (3), потоком (III) выводится с установки. Смесь жидкой воды и углеводородного конденсата расслаивается в отстойнике (8). Углеводородная часть сбрасывается в поток (II), а водная часть поступает на установку регенерации ингибитора (9). При необходимости, часть водяного потока может быть пропущена через фильтр (11), задерживающий продукты коррозии. Регенерированный ингибитор насосом (10) возвращается в процесс, а лишняя вода либо потоком V выводится с установки, либо сбрасывается в поток II. Потери ингибитора непрерывно пополняются потоком IV.

Сущность метода вымораживания с использованием детандеров сводится к политропному расширению газа с отдачей внешней работы. В этом случае, детандер – это аппарат (чаще всего винтовой или турбинный компрессор), способный обеспечить подобное расширение. Для выполнения внешней работы вал детандера жестко связывают с любым необходимым устройством. Преимущество подобного метода охлаждения неоспоримо. Т.к.

позволяет охлаждать газ на 12 – 20 0С на каждую 1 атм. сбрасываемого давления, что делает возможным обработку практически любого попутного или природного газа.