Способы борьбы с пенообразованием, пульсацией давления и неравномерностью подачи исходной смеси в сепараторы
Конечно, отрицательные воздействия на сепарирование пенообразования, пульсации давления и неравномерности подачи исходного сырья может быть существенно нивелировано увеличением размеров сепараторов и числом ступеней сепарации, но такой подход требует огромных капитальных затрат и поэтому считается неэффективным (как, кстати, и нагрев продукции 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 установки 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 лишь 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 РФ наиболее распространены ПМС – 2500 и МРТУ – 6 – 20 - 294 – 64 с нормами дозировки от 2· 10-3 до 2 · 10-4 % масс.
Для борьбы с пульсациями давления и неравномерностью подачи исходной смеси в сепараторы 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.
Конструкции депульсаторов
Коллекторы – гасители пульсаций Грозненского нефтяного института
| Г+Н |
| Н |
| Г |
| С |
| 1 |
| 2 |
| 3 |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| 7 |
| З |
| З |
1 – Окончание нефтесборного коллектора; 2 – перемычка; 3 – нижняя секция; 4 – компенсатор; 5 – верхняя секция; 6 – заглушка; 7 – максимальный уровень жидкости.
С – сепаратор; З – задвижка; Г ( ) – газ; Н ( ) – нефть.
Рис.5.1.
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/с).
|
|
|
Концевые делители фаз (КДФ)
| Г+Н+В |
| Н |
| С |
| З |
| З |
| В |
| Г |
С – сепаратор; З – задвижка; Г( ) – газ; Н ( ) – нефть; В ( ) – вода.
Рис.5.2.
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. Отдельные потоки вводятся в сепаратор по автономным трубопроводам за счет избыточного давления в КДФ.
Устройство эффективно работает, если КДФ расположен ниже сепаратора с небольшой разницей уровней до 3 м, потоки вводятся в сепаратор по автономным трубопроводам за счет избыточного давления в КДФ.
Устройство эффективно работает, если КДФ расположен ниже сепаратора с небольшой разницей уровней до 3 м.
Депульсатор ТатНИПИНефти
| Н |
| Г |
| С |
| Г+Н |
| З |
| З |
| 1 |
| 2 |
| 3 |
| 3 |
| 4 |
1. Окончание нефтесборного коллектора; 2 – наклонный восходящий трубопровод; 3 – двойной отвод; 4 – газовый штуцер.
2. С – сепаратор; З – задвижка; Г( ) – газ; Н ( ) – нефть.
Рис.5.3.
Депульсатор ТатНИПИНефти выполнен в виде наклонного восходящего участка входного трубопровода, оборудованного двойным отводом газа с подачей его непосредственно в сепаратор.
|
|
|
В настоящее время наибольшее распространение получили депульсаторы, состоящие из двух наклонных участков и вертикальных газоотводящих патрубков.
Наклонные участки выполнены таким образом, что исходная 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 направляется в газовую часть сепаратора или в автономный газосепаратор; причём отбор свободного газа может осуществляться как из восходящего, так и из нисходящего трубопровода (рис.5.4, 5.5).
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 10 м/с (отбирается до 80 – 85 % об. газа).
Точка перегиба может быть расположена как выше уровня жидкости в сепараторе (рис.5.4), так и ниже уровня жидкости в сепараторе (рис.5.5).
В первом случае жидкость перетекает в сепаратор за счёт разности гидравлических уровней; 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 – 2 м/с. При этом, отбор газа осуществляется с верхней точки (рис.5.6), что позволило снизить силовое воздействие смеси на сепаратор.
Депульсатор с отводом газа из восходящего участка
| Н |
| Г |
| Г+Н |
| З |
| З |
| 1 |
| 2 |
| 3 |
| 3 |
| 4 |
| С |
| 5 |
1- Окончание нефтесборного коллектора; 2 – наклонный восходящий трубопровод; 3 – двойной отвод; 4 – газовый штуцер; 5 – наклонный нисходящий трубопровод.
С – сепаратор; З – задвижка; Г( ) – газ; Н ( ) – нефть.
Рис.5.4.
Депульсатор с отводом газа из нисходящего участка
| Н |
| Г |
| Г+Н |
| З |
| З |
| 1 |
| 2 |
| 3 |
| 3 |
| С |
| 5 |
| С |
| 4 |
1-Окончание нефтесборного коллектора; 2 – наклонный восходящий трубопровод; 3 – двойной отвод; 4 – газовый штуцер; 5 – наклонный нисходящий трубопровод.
С – сепаратор; З – задвижка; Г( ) – газ; Н ( ) – нефть.
Рис.5.5.
Депульсатор с отводом газа из экстремальной точки
| Н |
| Г |
| З |
| З |
| 1 |
| 2 |
| 3 |
| С |
| 5 |
| 4 |
| Г+Н |
1. Окончание нефтесборного коллектора; 2 – наклонный восходящий трубопровод; 3 – одинарный отвод; 4 – газовый штуцер; 5 – наклонный нисходящий трубопровод.
С – сепаратор; З – задвижка; Г( ) – газ; Н ( ) – нефть.
Рис.5.6.
Кроме борьбы с пульсациями потока и пенообразованием оптимальная сепарация требует осуществления разгазирования в условиях как можно ближе к равновесным.
Но, если равновесную сепарацию ещё можно обеспечить на первой ступени при достаточной протяженности нефтесборных коллекторов, то на второй и последующих ступенях это практически невозможно из–за небольшой протяженности промежуточных трубопроводов.
Вот и приходится на входе второй 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.
Кроме борьбы с пульсациями потока, пенообразованием и приближением при разгазировании к равновесным условиям оптимальная сепарация требует достижения равномерной загрузки параллельно работающих аппаратов в сепарационных установках.
Для продукции скважин со средними значениями вязкости и газового фактора наибольшее распространение получила схема, изображенная на рис. 5.7.
Сепарационная установка для нефтей со средними значениями вязкости и газового фактора
| Г+Н+В |
| Н |
| Г |
| В |
| М |
| М |
| М |
| М |
| М |
| М |
| А |
| А |
| С |
| С |
| 2 |
| 3 |
| 1 |
| А-А (увеличено) |
| С-С (увеличено) |
| 4 |
| 4 |
| 5 |
| 5 |
| 6 |
| 6 |
| В |
| Н |
| Г |
1-коллектор; 2-штуцер; 3-сепаратор;4-верхнее положение подводящего патрубка; 5- среднее положение подводящего патрубка; 6-нижнее положение подводящего патрубка.
Г( ) –газ; Н ( ) – нефть; В ( ) – вода; М – манометр.
Рис.5.7
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 в коллекторе постоянного диаметра непрерывно уменьшается от сепаратора к сепаратору, а это влечет за собой изменение всех гидродинамических условий.
В результате, в сечении А – А поток сильно турбулизирован и в первые сепараторы попадают все три фазы независимо от того в каком месте коллектора приварен подводящий патрубок – 4, 5 или 6.
В сечении С – С поток уже расслоен, а это означает, что в последние сепараторы будет поступать фаза (смесь двух фаз) состав которой определяется местом приварки подводящего патрубка к коллектору.
Регулировать равномерное поступление фаз в каждый сепаратор с помощью штуцеров 2 и манометров М практически не удаётся.
В точках подключения аппаратов к коллекторам, отводящим газ (Г), воду (В) и нефть (Н), возникают разные давления в следствии разных гидравлических сопротивлений на участках между сепараторами.
В результате, данная схема работает в пульсирующем режиме с низкой эффективностью разделения фаз.
Для продукции скважин с повышенной вязкостью и небольшими значениями газового фактора (до 40 м3/т) предпочтение отдается схеме, изображенной на рис.5.8.
Сепарационная установка для нефтей с повышенной вязкостью и небольшими значениями газового фактора
| Н |
| В |
| 3 |
| М |
| М |
| М |
| М |
| Г+Н+В |
| 1 |
| 2 |
| Г |
| 4 |
| 5 |
1 – коллектор; 2 – расширительная камера; 3 – сепаратор;4 – каплеотбойник; 5 – возвратный трубопровод.
Г( ) – газ; Н ( ) – нефть; В ( ) – вода; М – манометр.
Рис.5.8
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 соответствующим трубопроводам, причем, в точках присоединения аппаратов к трубопроводам разные давления не возникают, в следствие равных гидродинамических сопротивлений на участках между сепараторами.
Газ из расширительной камеры и сепараторов предварительно проходит каплеотбойник 4 с жалюзийными насадками для улавливания капельной жидкости, которая по трубопроводу 5 возвращается на установку.
Для продукции с пониженной вязкостью и большим газовым фактором (порядка 100 м3/т) предпочтение отдается схеме, изображенной на рис.5.9.
Сепарационная установка для нефтей с пониженной вязкостью и высоким газовым фактором
| Н |
| В |
| М |
| М |
| Г |
| Г+Н+В |
| 3 |
| 1 |
| 2 |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
1 – коллектор; 2 – расширительная камера; 3 – сепаратор;4 – каплеотбойник; 5 – возвратный трубопровод; 6 –эжектор.
Г( ) – газ; Н ( ) – нефть; В ( ) – вода; М – манометр.
Рис.5.9
Работает установка, как и предыдущая, но имеет меньшее число сепараторов и большее число расширительных камер и каплеотбойников, снабженных эжекторами для более быстрого отделения газа.
Приведённые выше схемы (рис.5.8 и 5.9) способны обеспечить равномерную загрузку параллельно работающих сепараторов, но лишь при незначительных колебаниях давления в системе.
Поэтому, более перспективными являются схемы обвязки, лишенные данного недостатка (рис. 5.10 и 5.11).
Схема обвязки сепараторов с однотрубным распределителем
| Г+Н+В |
| 1 |
| 2 |
| В |
| Н |
| Г |
| 3 |
| 4 |
| 5 |
| Г |
| Н |
| В |
| Г+Н+В |
| Г+Н+В |
| Г+Н+В |
1. Окончание нефтесборного коллектора; 2 – наклонный восходящий трубопровод; 3 – сепаратор; 4 – распределитель потоков; 5 – задвижка.
Г( ) – газ; Н ( ) – нефть; В ( ) – вода.
Рис.5.10.
Газожидкостная смесь по нефтесборному коллектору 1 поступает в восходящий депульсатор 2, где отбирается отделившийся в сборных нефтепроводах газ, который по газоотводящему патрубку направляется в газовую линию, выходящую из распределителя потоков 4, а жидкость с остатками газа направляется в распределитель потока по трубопроводу, являющимся продолжением депульсатора.
Из распределителя потоков жидкость и газ по раздельным трубопроводам направляются в параллельно работающие сепараторы 3.
Диаметр распределителя подбирается таким образом, что в нём создаётся раздельное течение газа и жидкости.
Распределитель монтируется горизонтально перед или над параллельно работающими сепараторами.
Трубопроводы для отвода жидкости из распределителя монтируются таким образом, чтобы между сепаратором и рспределителем образовался гидрозатвор, предотвращающий прорыв газа при возможных колебаниях давления.
Точно так же 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 жидкостью, очень большой или вязкость смеси значительна. То рекомендуется применять двухтрубный распределитель потоков (рис.5.11.).
Схема обвязки сепараторов с двухтрубным распределителем
| Г+Н+В |
| 1 |
| 2 |
| В |
| Н |
| Г |
| 3 |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
1-Окончание нефтесборного коллектора; 2 – наклонный восходящий трубопровод; 3 – сепаратор; 4 – распределитель потоков (нижняя труба);
5 – задвижка; 6 - распределитель потоков (верхняя труба).
Г( ) – газ; Н ( ) – нефть; В ( ) – вода.
Рис.5.11.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 1107; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!