Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Сепарационные установки для нефти с высоким газовым фактором

Россия занимает первое место по объему сжигаемого на факельных установках попутного нефтяного газа (ПНГ). Между тем, согласно постановлению правительства «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» перед нефтяниками стоит задача снизить этот показатель до 5% от общей добычи ПНГ.

В данном материале Вашему вниманию предлагается анализ преимуществ и недостатков применения конструкций входных сепарационных блоков на месторождениях с высоким газовым фактором.

24.03.2017 Инженерная практика №12/2016
Хасанова Роза Дамировна Инженер по технологии 1 категории ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»
Ивашов Александр Юрьевич Ведущий инженер по технологии ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»
Вольцов Андрей Александрович Главный специалист по технологии ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»

За прошедшие годы был разработан и опробован целый ряд решений, направленных на достижение 95%-ного уровня утилизации ПНГ с целью снижения количества сжигаемого на факельных установках газа:

  • использование ПНГ в качестве топлива для промысловых электростанций с целью выработки электроэнергии для нефтепромысловри и поставок на региональный рынок;
  • использование ПНГ в качестве топлива для котельного оборудования и подогревателей;
  • транспортировка ПНГ сторонним потребителям;
  • применение технологии сжижения ПНГ с целью последующей транспортировки и реализации сжиженного газа;
  • обратная закачка ПНГ в пласт для поддержания пластового давления;
  • закачка ПНГ в подземные хранилища.

В качестве потребителя газа могут выступать магистральные газопроводы, газобензиновые заводы, газораспределительные станции местного потребления, газопоршневые электростанции, котельное оборудование и подогреватели нефти. Каждый из потребителей предъявляет свои требования к кондиции газа, которые определяются техническими условиями.

Требования к качеству газа особенно высоки в части, обеспечивающей минимальный износ технологического оборудования, эффективный транспорт ПНГ по магистральным газопроводам и безопасное использование ПНГ в качестве топлива в промышленных горелках.

С учетом перечисленных факторов возрастает значение подготовки попутного газа, что, в свою очередь, предполагает возведение полноценных технологических установок подготовки газа (УПГ), предназначенных для сепарации, отбензинивания, осушки, очистки, регулирования, распределения, измерения и подготовки до заданных параметров нефтяного газа. В зависимости от исходных параметров ПНГ состав блоков оборудования УПГ может включать: газовые сепараторы, фильтры газовые и жидкостные, колонное оборудование, блоки редуцирования, теплообменники, нагреватели газа, холодильные машины.

При планировании размещения данного оборудования необходимо предусматривать значительный объем работ, в том числе подготовку площадки, монтажные работы, обвязку технологических трубопроводов и аппаратов. Реализация подобных проектов предполагает значительные капитальные затраты и увеличение сроков ввода месторождения в эксплуатацию. Целью рассматриваемых в статье научных изысканий стал поиск решений для наиболее полной первичной подготовки ПНГ перед поступлением газа на УПГ, что должно обеспечить уменьшение всего комплекса затрат, связанных со строительством установки подготовки газа.

ТЕОРИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Продукция скважин, вскрывших объекты нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, представляет собой сложную гетерогенную систему, состоящую из смеси газов, насыщенных парами воды и тяжелых углеводородов, жидких углеводородов (нефти или конденсата) и воды, твердых частиц породы и других компонентов.

В связи с этим из газа перед подачей его в газопровод необходимо удалить жидкую и твердую фазы, а также часть паров и тяжелых углеводородов, чтобы при изменении давления и температуры в газопроводах не происходила их конденсация.

Процесс разделения продукции скважин на газовую и жидкую фазы называется сепарацией газа. Сепарация происходит главным образом в результате действия естественных сил (сил гравитации, инерции и др.). Пары воды и тяжелых углеводородов извлекаются из газа путем сорбции или охлаждения. Сепарация газа осуществляется в сепараторах различных типов, каждый из которых обладает своими конструктивными особенностями и применим для конкретных условий. В одних случаях сепараторы применяются для разделения нефти и нефтяного газа, тогда они называются газонефтяными сепараторами. Устройства, применяемые для отделения природного газа от конденсата, воды и твердых частиц, получили название газовых.

Газонефтяные (ГНС) и газовые сепараторы (ГС) отличаются по ряду параметров. В ГНС обрабатывается газожидкостная смесь со сравнительно малым содержанием газа. Разделение нефти и газа в ГНС происходит в основном за счет использования силы тяжести. Обычно в конструкции ГНС предусматриваются козырьки, тангенциально расположенный вводный патрубок и другие устройства. В этом случае к силе тяжести добавляются силы инерции и адгезии (прилипания). В свою очередь, в ГС обрабатывается газожидкостная смесь с высоким содержанием газа.

В промысловой практике для разделения продукции скважин применяют различные технологические системы сепарации. Выбор системы сепарации зависит не только от реологических и физических свойств флюида, но и от процессов диспергирования и коалесценции, определяемых условиями добычи, технологией сбора и транспорта флюида на сепарационный пункт, причем эти условия на всех стадиях разработки нефтяного месторождения непрерывно меняются.

При обустройстве месторождений система «скважина-сепаратор» должна рассматриваться как единый комплекс, в котором осуществляется разделение и подготовка к сепарации нефти и газа. Процессы выделения газа и коалесценции пузырьков и капель жидкости, происходящие в трубопроводах, должны рассматриваться как начальная стадия разделения, завершающаяся в сепараторах.

Важный фактор, влияющий на эффективность сепарации газожидкостной смеси (ГЖС), – пульсирующее движение ГЖС в промысловых коллекторах, обусловленное периодическим движением газовых и жидкостных пробок в сборном трубопроводе. В момент прохождения жидкостных пробок сепараторы перегружаются по жидкости, а в момент прохождения газовых пробок – по газу. Размеры жидкостных и газовых пробок определяются количественным соотношением объемов газовой и жидкой фаз, скоростью смеси, рельефом местности, диаметром труб и другими условиями. Несмотря на кратковременный характер перегрузок, они приводят к большим осложнениям в работе сепарационных установок, так как способствуют увеличению уноса жидкости в газопровод и вызывают вибрацию оборудования.

На эффективность сепарации существенно влияют также системы ввода ГЖС в сепараторы и распределения потока между ними, если даже пульсация расхода и давления отсутствуют. В газожидкостном сепараторе от конструкции ввода зависит дисперсность и концентрация капель жидкости в потоке, пенообразование и в конечном счете – количественный унос дискретной фазы из аппарата. При неравномерном распределении газожидкостного потока между параллельно работающими сепараторами возможна перегрузка одних аппаратов по газу, а других – по жидкости.

В промысловой практике можно использовать следующие технологические варианты улучшения работы как отдельных сепараторов, так и пунктов сепарации в целом:

  • сборные трубопроводы для подготовки продукции скважин и сепарации путем создания в них  расслоенной структуры течения ГЖС, наиболее благоприятной для коалесценции и гравитационного разделения частиц жидкости и газа;
  • депульсаторы, позволяющие снизить пульсации давления и расхода газожидкостного потока;
  • создание условий для спокойного и равномерного ввода продукции скважин в сепараторы;
  • технологические методы воздействия при сепарации ГЖС с аномальными физико-химическими свойствами.

Создание расслоенной структуры течения ГЖС особенно важно на конечном участке трубопровода перед сепарационным пунктом, на котором должна разрушаться пробковая структура и, соответственно, сглаживаться пульсация расхода и давления. Длина конечного участка трубопровода, предназначенного для подготовки ГЖС к сепарации, зависит от интенсивности пульсации и длины пробок газа и жидкости, степени диспергирования смеси.

Выбор оборудования и гидродинамических режимов его работы в системе добычи, сбора и транспорта газожидкостной смеси во всех случаях должен учитывать необходимость обеспечения условий минимального диспергирования и максимального коалесцирования, и, следовательно, предотвращать образование стойких газоводонефтяных эмульсий.

В настоящее время на основании теоретических и экспериментальных исследований и практического опыта в границах изученности установлены основные зависимости для расчета и выбора элементов сепарационного узла и определены пути обеспечения его технологической мобильности на различных стадиях эксплуатации нефтяных месторождений.

По газосодержанию (величине газового фактора) нефти классифицируются на три группы: 1) до 100 м33; 2) 100-400 м33; 3) более 400 м33.

При эксплуатации месторождений нефтей с высоким газосодержанием, определяемым газонасыщенностью нефти в пласте, наличием подгазовых залежей (зон) или применением газлифтного способа добычи, суммарное количество газа, приходящегося на 1 м3 нефти, может достигать 400-1500 м3 и изменяться во времени в широких пределах. В этих условиях скорость газожидкостного потока в системе, в частности, на входе первой ступени сепарационных установок дожимных насосных станций и комплексных сборных пунктов (КСП) достигает 10-15 м/с и может резко изменяться в связи с нестабильностью структур течения. Применение традиционных техники и технологии сепарации продукции скважин без учета высокого газосодержания, нестабильности процесса, трудности его регулирования приводит к потерям нефти с газовым потоком до 250 г/м3.

Наиболее результативным технологическим мероприятием при разделении ГЖС с высоким газосодержанием служит предварительное разделение продукции скважин на газовую и жидкую фазы, осуществляемое за счет комплектации сепарационного узла дополнительным входным сепаратором, установленным в начале процесса перед газонефтяным сепаратором [5].

ОПИСАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Входной сепаратор предназначен для предварительного отделения свободного газа, а при необходимости и воды от основного потока продукции скважин. Сепаратор представляет собой сосуд, в котором происходят два основных процесса: отделение жидкости от газа и очистка газа от жидкой взвеси. Сепараторы конструируются так, чтобы лучше использовались естественные силы для механического разделения фаз. Для этого в них предусматриваются развитая поверхность контакта и изменение направления движения. Независимо от конструкции и назначения сепаратора его внутреннюю часть условно можно разделить на четыре секции.

Основная сепарационная секция служит для отделения основной массы газа от жидкости в продукции скважин, поступающей в сепаратор. Ввод газожидкостной системы в секцию осуществляется тангенциально или нормально с использованием специальных устройств и приспособлений различного рода. Выделившийся из продукции скважин газ выводится на верхней части аппарата.

Осадительная секция ГС служит для дополнительного удаления капель жидкости из газового потока, а в ГНС – для выделения пузырьков газа, содержащихся в нефти в состоянии окклюзии. С целью интенсификации процесса удаления капель жидкости из газа в осадительной секции иногда устанавливают так называемые ламинизаторы, способствующие уменьшению турбулентности газового потока, и различные перегородки. Для интенсификации выделения пузырьков газа из нефти осадительная секция оборудуется наклонными полками – дефлекторами, на которые нефть из основной секции направляется тонким слоем. Это увеличивает площадь раздела фаз и способствует выделению пузырьков газа из жидкости.

Секция сбора жидкости располагается в нижней части сепаратора и служит для сбора жидкости и вывода ее из аппарата. Эта секция должна обладать достаточным объемом и быть оборудованной надежным регулятором уровня для обеспечения нормальной работы сепаратора.

Каплеуловительная секция размещается в верхней части сепаратора и предназначена для улавливания жидкой взвеси, уносимой потоком газа из него. Для повышения эффективности очистки газа от мельчайших частиц жидкости в этой секции монтируются насадки различной конструкции – жалюзийные, сетчатые, из уголкового железа, фильтры и др.

Хотя деление сепаратора на секции носит условный характер, тем не менее оно соответствует процессам, происходящим в нем [2]

В случае необходимости очистки от воды основного потока в качестве входного сепаратора применяется трехфазный сепаратор (рис. 1), внутри которого находится перегородка, разделяющая аппарат на две секции: осаждения воды и сбора обезвоженной нефти.

Рис. 1. Пример исполнения классического трехфазного сепаратора
Рис. 1. Пример исполнения классического трехфазного сепаратора

Предварительно обезвоженная нефть переливается через вертикальную перегородку, собирается в отдельном отсеке аппарата и через нижний патрубок выводится в отдельную линию. Аппарат работает при неполном объеме с образованием достаточной площади зеркала жидкости, обеспечивающей выход свободного нефтяного газа из занятого жидкостью объема. На выходе поток газа проходит через пакет каплеуловителей, затем подается на очистку в газовый сепаратор. Газ, отделяемый в сепараторах, по содержанию высокомолекулярных соединений С5+ можно подразделить на пять групп:

  •  сухой (с содержанием до 10 см33);
  • бедный (10-150 см33);
  • средний (150-300 см33);
  • богатый (300-600 см33);
  • очень богатый (более 600 см33).

Газы чисто газовых месторождений в основном сухие и состоят преимущественно из метана и небольшого количества более тяжелых углеводородов.

Газы газоконденсатных месторождений наряду с большим содержанием метана (обычно более 80, а зачастую и более 90%) содержат сравнительно много пропан-бутановых фракций С5+, представляющих собой смесь бензина, керосина и небольшого количества различных масел, а иногда и более тяжелых компонентов (парафина и др.). Этим объясняется высокая температура конца кипения этой фракции, несмотря на то, что основная часть выкипает при температуре 150-200°С. Особенность газов газоконденсатных месторождений заключается в присутствии в газе фракций более тяжелых, чем бензин. Эти газы могут быть как бедными, так богатыми.

Если в продуктивном пласте наблюдается оторочка нефти, то, как правило, с увеличением пластового давления содержание высокомолекулярных углеводородов в газах газоконденсатных месторождений возрастает.

Газы нефтяных месторождений (нефтяные газы) также могут быть и бедными, и богатыми в зависимости от качества нефти, вместе с которой они добываются, и величины газового фактора. Наиболее богатые газы получают из месторождений, содержащих легкую нефть, тогда как газы месторождений тяжелой нефти состоят, главным образом, из метана и небольшого количества этана и более тяжелых углеводородов. Состав нефтяного газа зависит также и от газового фактора. Чем выше газовый фактор, тем беднее газ [3].

Допустимая величина уноса капельной жидкости с газом из сепараторов должна устанавливаться в каждом конкретном случае в зависимости от требований, предъявляемых к качеству газа технологическим оборудованием потребителя. С учетом экономичного и надежного режима эксплуатации сборных газопроводов и возможностей современных газовых сепараторов на объектах сбора и подготовки нефти предельная величина уноса капельной жидкости не должна превышать 0,1 г/м3 газа.

Для улучшения работы нефтегазовых сепараторов на их входе могут быть установлены устройства предварительного отбора газа (УПОГ), которые позволяют отфильтровывать лишний газ из нефтяной среды. Качество сепарации зависит от количества газа в нефти и от количества жидкости в газе.

Газ, отводимый из трубных устройств предварительного отбора газа, как правило, содержит относительно крупные капли жидкости, концентрация которых составляет не более 1,0 г/м3 газа.

В сепарационной емкости за счет разрушения поверхностной пены образуются капли значительно меньшего размера (2-5 мкм), а концентрация их в газе, выделяющемся в емкости, может превышать концентрацию жидкости в газе, отводимом из УПОГ.

Из изложенного следует, что технологическая схема сепарационной установки должна позволять осуществлять как раздельную, так и совместную очистку потоков газа, отводимых из устройства предварительного отбора газа и сепарационной емкости.

В зависимости от этого применяются выносные и встроенные каплеуловители.

Отвод газа из УПОГ (80-90% от общего количества) в выносной каплеуловитель, минуя сепарационную емкость, позволяет многократно (в 10-50 раз) снизить в ней скорость газа, вследствие чего концентрация капельной жидкости в газе, выделяющемся в сепарационной емкости и отводимом из нее, снижается за счет гравитационного осаждения капель до пределов, допускающих его совместную очистку в выносном каплеуловителе (СЦВ – сепаратор центробежный вертикальный).

При отсутствии устройства предварительного отбора газа нагрузки по газу могут превышать допустимые пределы, при которых возможна его гравитационная очистка. В этом случае необходимо применение встроенного каплеуловителя. Необходимость в нем появляется также в случае подачи газа из УПОГ при остановке и ремонте выносного каплеуловителя.

Основные типы выпускаемых в настоящее время и осваиваемых вновь сепараторов отличаются различными схемами и конструкциями каплеуловителей:

  • сепараторы нефтегазовые типа НГС включают два встроенных пылеуловителя из вязаной рукавной сетки: вертикальный (грубой очистки) и горизонтальный (тонкой очистки);
  • сепараторы типа УБС оснащены выносными газосепараторами с двумя вертикальными сетчатыми каплеуловителями (грубой и тонкой очистки).

Проведенные специалистами ВНИИСПТнефти (с 1992 г. ООО «ИПТЭР») и АО «СибНИИНП» исследования показали, что сепараторы с сетчатой насадкой обеспечивают степень очистки газа от капельной нефти в пределах (0,5-1) г/м3 (при газовой нагрузке, соответствующей скорости набегания газа на сетку до 0,5 м/с). При увеличении нагрузки установок до рекомендованных в паспорте пределов унос капельной нефти многократно возрастает, особенно при увеличении вязкости сепарируемой жидкости.

В настоящее время сепараторы типа НГС и УБС модернизированы за счет замены сетчатых каплеуловителей на струнные. Количество жидкости в газе составляет не более 0,1 г/м3.

Рис. 2. Газовый сепаратор вихревого типа СГВ
Рис. 2. Газовый сепаратор вихревого типа СГВ

В качестве выносных каплеуловителей используются газовые сепараторы типа СКУ и СЦВ, разработанные во ВНИИСПТнефти, АО «ТатНИИнефтемаш» и АО «ЦКБН» непосредственно для нефтяного газа с учетом специфики его очистки по сравнению с природным газом [5]. В качестве центробежного вертикального сепаратора используется газовый сепаратор вихревого типа СГВ (рис. 2).

СГВ содержит вертикальный корпус, нижнее и верхнее днище, входной и выходной газовые патрубки, сливной патрубок для жидкости, внутренние элементы.

Внутренние элементы сепаратора предназначены для отделения взвешенной влаги и механических примесей от газового потока. При этом внутренние элементы сепаратора не содержат вращающихся частей, фильтров или других динамических, или сменных элементов, требующих периодических проверок, обслуживания, ремонта или замены. Это делает конструкцию СГВ более надежной, адаптированной к сложным условиям эксплуатации как в системе подготовки сжатого воздуха, так и на газовых промыслах.

Внутренние элементы СГВ выполнены оптимально конструктивно для предотвращения износа при эксплуатации в абразивной среде. Механические примеси, содержащиеся в газовом потоке, не наносят вреда и не изнашивают сепарационные элементы конструкции сепаратора за счет оптимального их расположения, равномерного распределения и направления абразивного потока в зону отделения механических примесей, где они практически не взаимодействуют с внутренними элементами сепаратора.

При этом очистка газового потока от взвешенной влаги и механических примесей происходит в несколько ступеней с повышенными характеристики с точки зрения эффективности сепарации, обеспечивающими сепарацию капельной влаги и механических примесей от газового потока даже на режимах, выходящих за рамки запроектированных. Так, СГВ характеризуется устойчивой эффективностью сепарации на уровне 99,99% и уносом на уровне 3-4 мг/норм. м3 при производительности от 20 до 130% от номинального значения. Рабочее давление сепарации практически не влияет на эффективность работы сепаратора и может варьировать при работе сепаратора СГВ в широком диапазоне.

Кроме высокой эффективности, СГВ отличается минимальными потерями напора на аппарате, составляющими 0,01-0,02 атм. Потери напора на сепараторе в значительной степени зависят от количества жидкости, содержащейся на входе в сепаратор, и при пробковом режиме работы сепаратора составляют не более 0,4 атм.

Проведенные испытания СГВ показали устойчивую работу сепаратора в пробковом режиме, отсутствие запирания потока в сепараторе, значительную эффективность сепарации и незначительный перепад давления.

Предлагаемая конструкция сепаратора СГВ допускает наличие накопительной емкости для жидкости как совмещенную с корпусом сепаратора (наиболее эффективно при больших диаметрах корпуса сепаратора), так и отдельную емкость. Запатентованная конструкция СГВ обладает повышенной пропускной способностью за счет оптимальной конструкции внутренних элементов. Это в свою очередь приводит к уменьшению массогабаритных характеристик сепаратора по сравнению с аналогами. Кроме этого, горизонтальное расположение выходного газового патрубка также обеспечивает уменьшение строительной высоты аппарата и оптимизацию строительных работ на объекте.

Как следствие, снижается металлоемкость сепаратора и его стоимость [4].

Технологические схемы сепарационных установок нефтяных месторождений должны компоноваться из блочных агрегатированных узлов, а трубная технологическая обвязка должна обеспечивать различные варианты их работы, возможность наращивания и отключения отдельных аппаратов и узлов.

Принципиальная технологическая схема сепарационного узла должна предусматривать:

  • оптимальное распределение выделившегося свободного газа с помощью депульсатора между газонефтяными сепараторами со встроенными каплеотбойниками и выносными газовыми сепараторами с целью его качественной очистки;
  • возможность обеспечения оптимального режима работы путей перераспределения продукции скважин между аппаратами, изменения уровней жидкости в них, включения резервных аппаратов;
  • контроль технологических параметров и проведение исследований всех элементов технологической схемы для установления причин нарушения эффективности их работы.

Гидравлическая и конструктивная схемы депульсатора должны отвечать требованиям реализации эффекта расслоения фаз, достигнутого в подводящем трубопроводе, для раздельного ввода газа, нефти и воды в соответствующие зоны сепарационной установки:

  • создание устойчивой расслоенной структуры течения, что достигается использованием наклоненного в сторону сепаратора разделительного трубопровода;
  • расположение зоны отбора газа на разделительном трубопроводе выше предельного уровня жидкости в сепараторе;
  • обеспечение минимально возможных гидравлических сопротивлений при вводе предварительно разделенных газового и жидкостного потоков из депульсатора в сепаратор.

При выполнении этих условий депульсатор работает в автомодельном режиме без регулирования уровня жидкости и степени отбора газа с помощью задвижек и каких-либо регуляторов.

При проектировании и монтаже депульсаторов возникают осложнения, связанные с тем, что высота сооружения достигает 3-5 м, а расположение их перед сепараторами увеличивает размеры технологической площадки. Уменьшение затрат на сооружение оснований и сокращение размеров площадки могут быть достигнуты за счет размещения депульсатора параллельно сепарационной емкости (или между сепараторами) [5].

ПРЕДСТАВЛЕНИЕ ДАННЫХ И РЕЗУЛЬТАТОВ

При проектировании и эксплуатации сепарационных узлов и выборе конструкций сепараторов должны использоваться следующие основные принципы:

  • использование сборных трубопроводов и их конечных участков для подготовки продукции скважин к сепарации и обеспечения физико-химических свойств, благоприятных для разделения;
  • реализация эффекта расслоения фаз, достигнутого в подводящем трубопроводе для раздельного (послойного) их ввода в соответствующие зоны сепаратора с помощью устройства предварительного отбора газа;
  • обеспечение благоприятных гидродинамических условий для разделения ГЖС;
  • очистка газа во встроенном, а при необходимости в выносных устройствах;
  • блочность, агрегатирование и унификация внешних и внутренних узлов сепарационных установок и обеспечение возможности изменения их компоновки в процессе эксплуатации [1].
Рис. 3. Традиционная схема входного сепарационного блока
Рис. 3. Традиционная схема входного сепарационного блока

На основе приведенных выше принципов была разработана и внедрена в российскую нефтегазовую промышленность традиционная схема входного сепарационного блока (ВСБ), включающая в себя ряд аппаратов, обеспечивающих приемлемый уровень подготовки продукции скважин. Пример общепринятой технологической схемы входного сепарационного блока представлен на рис. 3.

Данная технологическая схема состоит из следующих основных узлов:

  • устройство предварительного отбора газа (УПОГ);
  • нефтегазовый сепаратор НГС или нефтегазовый сепаратор со сбросом воды НГС(В);
  • газосепаратор.

Первый этап подготовки продукции во входном сепарационном блоке заключается в следующем: ГЖС поступает в УПОГ, в котором происходит отделение свободного газа, создание устойчивой расслоенной структуры потока и устранение избыточных пульсаций жидкости. Также за счет снятия чрезмерных нагрузок по газу происходит увеличение производительности последующих сепараторов, что позволяет уменьшить их массогабаритные характеристики.

После УПОГ частично дегазированная водонефтяная эмульсия поступает в двухфазный (НГС) либо трехфазный (НГСВ) нефтегазовый сепаратор, где происходит дальнейшее разгазирование продукции, а в случае использования аппарата типа НГСВ – частичное отделение пластовой воды. Стандартный сепаратор представляет собой горизонтальный аппарат с вертикальной перегородкой из просечно-вытяжных листов, струнным каплеотбойником, коалесцирующими устройствами, штуцерами для входа и выхода продукта и перегородкой, разделяющей аппарат на две части: секцию осаждения воды и секцию сбора обезвоженной нефти. Процесс сепарации в НГС(В) осуществляется на основе гравитационных сил, то есть разделение фаз происходит за счет разности плотностей нефти, газа и воды.

Далее нефть подается на следующие ступени подготовки, а газ, выделившийся в УПОГ и НГС(В), направляется в центробежный газосепаратор, где происходит его глубокая очистка от капельной, мелкодисперсной, аэрозольной жидкости, масляных включений и твердых примесей.

Традиционная схема позволяет реализовать некоторые возможности:

  • вывод из работы любого узла ВСБ без остановки всего комплекса, но с некоторой потерей эффективности подготовки продукции;
  • каждый из аппаратов традиционной схемы можно оснастить контрольно-измерительными приборами и отслеживать изменения физических показателей (давление, температура, уровень) по ходу всего процесса подготовки.

Но в ней также присутствует и ряд существенных недостатков:

  • значительные размеры площадки, определяющиеся тремя различными аппаратами;
  • существенная металлоемкость технологического оборудования и трубопроводной обвязки;
  • большое количество регулирующей и запорной арматуры на технологических трубопроводах блока. Для увеличения эффективности традиционной технологии, оптимизации оборудования и исключения этих недостатков авторы предлагают использовать несколько вариантов модернизированных входных сепарационных блоков.

Выбор альтернативных вариантов исполнения ВСБ был выполнен с учетом производительности, физико-химических свойств поступающей среды, максимально возможного давления, температуры среды, металлоемкости, габаритных размеров и коррозионной активности среды.

По результатам проведенного анализа была разработана классификация входных сепарационных блоков: по применению их на различных месторождениях:

  • на нефтяных месторождениях, в том числе нефтегазоконденсатных с высоким газовым фактором;
  • на газоконденсатных месторождениях;
  • по конструктивному исполнению:
  • с входным циклонным устройством;
  • с входным центробежным газовым сепаратором (ГСЦ);
  • с входным циклонным устройством и ГСЦ для доочистки газа.

Этапы модернизации традиционной технологии схематично представлены на рис. 4.

Рис. 4. Этапы модификации входных сепарационных блоков
Рис. 4. Этапы модификации входных сепарационных блоков

На нефтяных месторождениях, в том числе с высоким газовым фактором применяется входной сепарационный блок, представляющий собой единый аппарат, состоящий из коллектора-успокоителя, входного циклонного устройства и нефтегазового сепаратора. Газожидкостная смесь поступает в наклонный коллектор-успокоитель, выполняющий функции устройства предварительного отбора газа и служащий для снижения пульсаций и расслоения структуры потока. Затем жидкость направляется во входное циклонное устройство, где за счет применения тангенциального штуцера входа, возникают центробежные процессы, позволяющие увеличить эффективность сепарации газа от жидкости и произвести первичную подготовку попутного нефтяного газа. После этого жидкость стекает в НГС, где происходит ее окончательная дегазация под действием гравитационных сил, а частично очищенный газ направляется на дальнейшую подготовку.

Данная конструкция сохраняет все преимущества классической схемы, но при этом существенно снижает габариты и металлоемкость оборудования. Также применение обновленной конструкции позволяет исключить из технологической схемы регулирующий клапан на линии выхода газа из УПОГ.

Общий вид входного сепарационного блока для нефтяных месторождений представлена на рис. 5.

Рис. 5. Конструкция входного сепарационного блока
Рис. 5. Конструкция входного сепарационного блока

Следующий вариант входных сепарационных блоков предназначен для применения на газоконденсатных месторождениях. ВСБ в данном исполнении состоит из центробежного газового сепаратора и нефтегазового сепаратора. Отличительная особенность данной конструкции – отсутствие отдельно вынесенного газового сепаратора. Вместо него непосредственно на штуцер НГС устанавливается центробежный сепаратор.

Газожидкостная смесь через коллектор-успокоитель направляется в НГС, где под действием силы тяжести происходит дегазация нефти. Выделившейся в НГС газ поступает в центробежный газовый сепаратор, где происходит очистка газового потока от влаги и механических примесей. Жидкость после нефтегазового сепаратора подается на дальнейшую подготовку.

Рис. 6. Конструкция входного сепарационного блока
Рис. 6. Конструкция входного сепарационного блока

Преимущества данной конструкции заключаются в отсутствии накопительной емкости для отдельно стоящего газового сепаратора, исключении клапанной сборки на линии выхода конденсата из ГСЦ и отсутствии дублирующей предохранительной арматуры.

Конструкция входного сепарационного блока в данном варианте исполнения представлена на рис. 6.

Следующим этапом развития данных технологий стал сепарационный блок, который объединил в себе преимущества двух предыдущих вариантов.

Основные элементы, входящие в состав модернизированного ВСБ:

  • коллектор-успокоитель;
  • входное циклонное устройство;
  • нефтегазовый сепаратор со сбросом воды;
  • газовый сепаратор центробежный.

Продукция поступает в наклонный коллектор-успокоитель, где происходит расслоение потока и выделение свободного газа. Затем жидкость направляется во входное циклонное устройство, в котором за счет центростремительного ускорения происходит разделение жидкости и газа и осуществляется первичная очистка газового потока от крупных механических примесей и влаги. После входного циклонного устройства газ направляется в центробежный газовый сепаратор, в котором возникают аэродинамические процессы, в результате чего происходит коагуляция частиц влаги и дополнительная очистка газа от мелкодисперсной влаги.

Для увеличения эффективности подготовки газа в условиях снижения производительности предусмотрена возможность регулировки скорости вращения потока, что позволяет тонко настраивать величину центробежных сил, воздействующих на капельную влагу и механические примеси в сепараторе. Частично дегазированная жидкость стекает в секцию осаждения нефтегазового сепаратора со сбросом воды (НГСВ), где проходит через три ряда просечно-вытяжных листов, повернутых относительно друг друга на 90°, за счет чего происходит выравнивание скорости потока по сечению аппарата. Далее жидкость проходит через коалесцирующие устройства, которые представляют собой конструкцию, состоящую из каркаса, в который устанавливают кассеты со специальными коалесцирующими элементами. Данные устройства используются в аппарате для укрупнения эмульгированных глобул подтоварной воды, что способствует интенсификации массообменных процессов и, как следствие, разделению эмульсии на нефть и воду и газ. Затем частично обезвоженная продукция через верхнюю образующую перегородки перетекает в секцию сбора нефти, откуда выводится в отдельную линию.

Рис. 7. Общий вид сепаратора с центробежным входным устройством
Рис. 7. Общий вид сепаратора с центробежным входным устройством

Для предотвращения перелива жидкости при колебаниях устанавливается дополнительная отсечная перегородка, позволяющая добиться равномерного перетекания нефти. Вода из нижней части секции осаждения также выводится для дальнейшей подготовки. Свободный газ, выделившейся из обезвоженной нефти, проходит через блоки каплеуловителей струнного типа и направляется в центробежный сепаратор для дальнейшей подготовки.

Данная конструкция – наиболее совершенный вариант входного сепарационного блока и объединяет в себе преимущества классической схемы и двух модернизированных вариантов для нефтяных и газоконденсатных месторождений. Общий вид сепаратора с центробежным входным устройством представлен на рис. 7.

Среди основных преимуществ конструкции можно отметить следующие:

  • эффективность подготовки газа увеличилась за счет использования двухступенчатой системы, состоящей из входного циклонного устройства и газового сепаратора центробежного;
  • снижена металлоемкость блока в связи с отсутствием металлоконструкций для отдельно располо-женного устройства предварительного отбора газа и газового сепаратора центробежного;
  • уменьшено количество элементов трубопроводной обвязки, связывающей отдельно стоящие аппараты;
  • отпала необходимость использования регулирующей и запорной арматуры на выходе газа из УПОГ и выходе конденсата из накопительной емкости газового сепаратора;
  • увеличилась простота монтажа, эксплуатации и ремонта: все аппараты крепятся друг к другу фланцами, доступ к ним обеспечен за счет площадок обслуживания;
  • в связи с существенным уменьшением габаритов и металлоемкости обеспечивается мобильность входного сепарационного блока, появляется возможность установки его на шасси и использование как передвижного комплекса, что позволяет многократно эксплуатировать его на различных месторождениях.
Рис. 8. Мобильный входной сепарационный блок
Рис. 8. Мобильный входной сепарационный блок

Пример мобильного исполнения ВСБ представлен на рис. 8.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Эффективность сепарации газа при использовании модернизированного входного сепарационного блока достигает 99,9 %.

Ввиду того, что модернизированный УПОГ с газовым колпаком и центробежный вертикальный сепаратор располагаются на самом блоке НГС(В), вся конструкция отличается существенно меньшими массогабаритными характеристиками по сравнению с традиционными технологиями, что позволяет значительно снизить стоимость установки в целом.

При неожиданном росте добычи и увеличении газового фактора можно заменить газовый сепаратор на аналогичный аппарат, рассчитанный на большую производительность, без внесения существенных изменений в обвязку и конструкцию благодаря модульной конструкции.

У авторов есть опыт создания подобной реконструкции, обеспечившей сохранение требуемого качества продуктов сепарации при запуске в работу как ранее остановленных нефтяных скважин, так и вновь пробуренных.

ЛИТЕРАТУРА

1. Андриасов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. Руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М.: Недра, 1983.

2. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р. И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1981.

3. Гужов А.И., Титов В.Г., Медведев В.Ф., Васильев В.А. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. –М.: Недра, 1978.

4. Конструкция сепаратора СГВ, URL: http://www.npo-vertex.ru/index.php/oborudovanie/konstruktsiyagv-7

5. РД 39004-90. Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования, 1990.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
О реализации проектов Бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча» ПАО «ЛУКОЙЛ» по рациональному использованию ПНГ
Результаты лабораторных испытаний технологии разрушения ВНЭ равномерным электрическим полем, создаваемым электродом «САВЭЛ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2017

Инженерная практика

Выпуск №05/2017

Повышение энергоэффективности добычи нефти.Одновременно-раздельная эксплуатация
Организационные мероприятияИспытания СУ ЧРП УЭЦН с обводным контактором (байпасом) для прямого пускаВентильные двигатели повышенного напряженияКомпоновки для ОРЭ (ОРД, ОРДиЗ, ОРЗ, ВСП)Компоновки с резервной УЭЦН«Виртуальный расходомер» для систем ОРЭСтупени ЭЦН двухопорной конструкцииВыявление высокопродуктивных объектов
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Разработка месторождений
ОВП — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Ограничение водопритока ‘2017

27-28 июня 2017 г., г. г. Москва, МВЦ «Крокус Эскпо», Павильон 3, конференц–зал 2
Обмен опытом и анализ эффективности методов и технологий предотвращения и снижения обводнения продукции скважин на всех этапах разработки месторождения — начиная с проектирования системы разработки месторождений с учетом геологических условий и обеспечения качественного цементирования строящихся скважин и заканчивая технологиями РИР.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда — июнь 2017
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

26-30 июня 2017, г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.