Промислова підготовка нафти
З нафтових скважінв загальному випадку витягується складна суміш, що складається з нафти, попутного нафтового газу, води і механічних домішок (піску, окалини і ін.). У такому вигляді транспортувати продукцію нафтових свердловин магістральними нафтопроводами не можна. По-перше, вода - це баласт, перекачування якого не приносить прибутку. По-друге, при спільному перебігу нафти, газу і води мають місце значно більші втрати тиску на подолання сил тертя, ніж при перекачуванні однієї нафти. Крім того, велике опір, створюване газовими шапками, щемлені в вершинах профілю і скупчень води і знижених точках траси. По-третє, мінералізована пластова вода викликає прискорену корозію трубопроводів і резервуарів, а частинки механічних домішок - абразивний знос устаткування.
Цельюпромисловой підготовки нафти є її дегазація, зневоднення, знесолення стабілізація.
Дегазація нефтіосуществляется з метою відокремлення газу від нафти. Апарат, в якому це відбувається називається сепаратором, а сам процес поділу - сепарацией.
Процес сепарації здійснюється в кілька етапів (ступенів). Чим більше ступенів сепарації, тим більше вихід дегазованої нафти з одного і того ж кількості пластової рідини. Однак при цьому збільшуються капіталовкладення в сепаратори. У зв'язку з вищесказаним число ступенів сепарації обмежують двома-трьома.
Сепаратори бувають вертикальні, горизонтальні і гідроциклони.
Вертикальний сепаратор являє собою вертикально встановлений циліндричний корпус з напівсферичними днищами, забезпечений патрубками для введення газорідинної суміші та виведення рідкої і газової фаз, запобіжної і регулюючої арматурою, а також спеціальними пристроями, що забезпечують поділ рідини і газу.
Вертикальний сепаратор працює наступним чином (рис. 17.5).
Газонафтова суміш під тиском надходить у сепаратор по патрубку 1 в роздатковий колектор 2 зі щілинним виходом. Регулятором тиску 3 в сепараторі підтримується певний
Мал. 17.5. Вертикальний сепаратор:
А - основна сепарації секція; До -осадітельная секція; В - секція збору нафти; Г-секція каплеудаленія; 1 - патрубок введення газорідинної суміші; 2 - роздатковий колектор зі щілинним виходом; 3 - регулятор тиску «до себе» на лінії відводу газу; 4 - жалюзійний каплеуловитель; 5 - запобіжний клапан; 6 -наклонние полки; 7 - поплавок; 8 -регулятор рівня на лінії відводу нафти; 9 - лінія скидання шламу; 10 -перегородкі; 11 - уровнемерное скло; 12 - дренажна труба
Мал. 17.6. Горизонтальний газонафтової сепаратор:
1 - технологічна ємність; 2 - похилі жолоби; 3 - піногасник; 4-вихід газу, 5 - влагоотделитель; 6 - вихід нафти; 7 - пристрій для запобігання утворення воронки; 8 - люк-лаз; 9 - розподільний пристрій; 10-введення продукції
тиск, який менше початкового тиску газорідинної суміші. За рахунок зменшення тиску з суміші в сепараторі виділяється розчинений газ. Оскільки цей процес не є миттєвим, час перебування суміші в сепараторі прагнуть збільшити за рахунок установки похилих полиць 6, за якими вона стікає в нижню частину. апарату. Вирізняється газ піднімається вгору. Тут він проходить через жалюзійний каплеуловитель 4, службовець для відділення крапель нафти, і далі направляється в газопровід. Вловлена нафту по дренажній трубі 12 стікає вниз.
Контроль за рівнем нафти в нижній частині сепаратора здійснюється за допомогою регулятора рівня 8 і уровнемерного скла 11. Шлам (пісок, окалина і т.п.) з апарату видаляється по трубопроводу 9.
Перевагами вертикальних сепараторів є відносна простота регулювання рівня рідини, а також очищення від відкладень парафіну і механічних домішок. Вони займають відносно невелику площу, що особливо важливо в умовах морських промислів, де промислове обладнання монтується на платформах або естакадах. Однак вертикальні сепаратори мають і суттєві недоліки: меншу продуктивність у порівнянні з горизонтальними при одному і тому ж діаметрі апарату; меншу ефективність сепарації.
Горизонтальний газонафтової сепаратор (рис. 17.6) складається з технологічної ємності 1, усередині якої розташовані дві похилі полки 2, піногасник 3, влагоотделитель 5 і пристрій 7 для запобігання утворення воронки при дренажі нафти. Технологічна ємність забезпечена патрубком 10 для введення газонафтової суміші, штуцерами виходу газу 4 і нафти 6 і люк-лазом 8. Похилі полки виконані у вигляді жолобів з відбортовкою не менше 150 мм. У місці введення газонафтової суміші в сепаратор змонтовано розподільний пристрій 9.
Сепаратор працює наступним чином. Газонафтова суміш через патрубок 10 і розподільний пристрій 9 надходить на полиці 2 і по ним стікає в нижню частину технологічної ємності. Стікаючи по похилим полкам, нафта звільняється від бульбашок газу. Виділився з нафти газ проходить пеногаситель 3, де руйнується піна, і влагоотделитель 5, де очищається від крапель нафти, і через штуцер виходу газу 4 відводиться з апарату. Дегазована нафту накопичується в нижній частині технологічної ємності і відводиться з апарату через штуцер 6.
Для підвищення ефективності процесу сепарації в горизонтальних сепараторах використовують гідроциклони пристрою.
Горизонтальний газонафтової сепаратор гідроциклонами типу (рис. 17.7) складається з технологічної ємності 1 і декількох одноточних гидроциклонов 2. Конструктивно однотонний циклон представляє собою вертикальний циліндричний апарат з тангенціальним введенням газонафтової суміші, всередині якого розташовані направляючий патрубок 3 і секція перетікання 4. У одноточном гидроциклоне суміш здійснює одночасно обертальний рух навколо направляючого патрубка і спадний рух, утворюючи спадний вихор. Нафта під дією відцентрової сили притискається до стінки циклону, а виділився і очищений від крапель рідини газ рухається в центрі його. У секції перетікання нафту і газ змінюють напрямок руху з вертикального на горизонтальне і надходять роздільно в технологічну ємність. Далі газовий потік проходить Каплевідбійники 5, розподільні решітки 6 і виходить з сепаратора. Нафта по похилим полкам 7 стікає в нижню частину ємності. Її рівень підтримується за допомогою регулятора 8.