Розгазування та газосепарація продукції

У процесі руху нафти від вибою свердловини до нафтогазових сепараторів внаслідок зниження тиску нижче тиску насичення нафти газом відбувається часткове розгазування нафти. Газорідинна суміш на газовий та рідинний потоки поділяються (сепарація) у кінцевих дільниках фаз - депульсаторах (рис. 5.1.1) та газонафтових сепараторах типу УБС та НГС (рис. 5.1.2).

Газосепараційний вузол, складений з депульсатора і сепаратора (рис. 5.1.3), дозволяє сформувати на низхідній ділянці трубопроводу великого діаметра в депульсаторі розшаровану структуру потоку і, як наслідок, розділити газорідинний потік на два: газовий з включеннями крапельної рідини і рідинний з включенням газу. Газовий потік направляється в краплевідбійник для уловлювання крапельної рідини, а рідинний - в гравітаційний газорідинний відстійник, час затримки рідини в якому визначається часом випливання основної маси бульбашок газу.

Мал. 5.1.1 Схема вузла попереднього відбору газу (депульсатор)

1 - газоводонафтова суміш від колектора, що підводить; 2 - газозбірний колектор; 3 - газовідвідні патрубки: 4 - розділовий трубопровід; 5 – газопровід; 6 - відведення газу газосепаратор; 7 – нафтогазовий сепаратор; 8 - парубок скидання води

Мал. 5.1.2 Технологічні схеми нафтогазових сепараторів

а – типу УБС: б – типу НГС; 1 - перегородки, що вирівнюють; 2 – виносний газо-сепаратор; 3 - сітчасті краплеуловлювачі; 4 - рефлектор,

I - газ з депульсатора; II - рідина з депульсатора; III - очищений потік газу; IV - відсепарована рідина

Мал. 5.1.3 Принципова технологічнасхема газосепараційного вузла

Компонування сепараційних вузлів з депульсаторів і сепараторів передбачає можливість перерозподілу продукції свердловин по апаратах в будь-яких поєднаннях, перерозподілу потоків газу з депульсаторів між нафтогазовими сепараторами і виносними газосепараторами для забезпечення якісного очищення газу від крапельної нафти і води, води чи нафти через сепараційний вузол.

На ефективність роботи нафтогазових сепараторів впливають властивості нафти. Наприклад, залежно від піністості нафти час перебування газонафтової суміші для забезпечення поділу газової та рідкої фаз коливається від 1,5 до 25 хв і більше. З іншого боку, ефективність роботи сепараційного вузла визначається допустимим коефіцієнтом винесення крапельної рідини газовим потоком і, як наслідок, допустимою швидкістю набігу газу на сітчастий краплевідбійник.

Зневоднення продукції

Процес зневоднення продукції свердловин, що видобувається з надр, включає наступні стадії:

- руйнування бронюючих оболонок на краплях води із застосуванням поверхнево-активних речовин (ПАР) та теплової обробки;

- укрупнення крапель за рахунок їх злиття;

- Поділ (відстоювання) фаз.

Зневоднення нафти завершується, як правило, у гравітаційних відстійниках. Одна з важливих схем здійснення такого процесу показана на рис.5.2.1.

Рис.5.2.1 Технологічна схема зневоднення нафти

1 – газосепараційний вузол; 2 - відстійник попереднього скидання води; 3 - піч підігріву; 4 - вузол зневоднення нафти; 5 - краплеутворювач; 6 - гравітаційний сепаратор-відстійник водонафтової емульсії

Мал.5.2.2 Принципові технологічні схеми відстійних апаратів (напрямок потоків показано стрілками). Потоки:

а - горизонтальний (вздовж апарату); б - вертикальний з промиванням емульсії крізь шар дренажної води; в - горизонтальний із введенням емульсії під шар води; г - горизонтальний з попереднім поділом на два потоки; у першій ізольованій секції та організацією зустрічного руху, а у другій для збільшення ймовірності коалесценції крапель води та подальшого переходу їх і дренажну воду у відстійній секції.

До газосепараційного вузла в потік вводять ПАР (реагент-деемульгатор) для руйнування міцності оболонок на краплях води в нафті та полегшення їх подальшого злиття в газосепараційному вузлі та відстійнику попереднього скидання води. При порівняно великій обводненості газорідинний потік у частково розшарованій формі потрапляє з газосепараційного вузла у відстійник 2, звідки скидається дренажна вода в систему водопідготовки. На виході з цього відстійника обводнення водонафтової емульсії, як правило, не перевищує 15-25%. У печах 3 вона нагрівається до температури 60-70 °З надходить у краплеутворювач (укрупнювач крапель) 5, наприклад трубчастого типу.

Капеутворювач (гідродинамічний коалесцентор) призначений для завершення руйнування оболонок, що бронюють, на глобулах пластової води, злиття їх і часткового розшаровування потоку на нафту і воду перед надходженням в гравітаційний відстійник 6.

Знесолювання нафти

Нафта після ступеня зневоднення I нагрівається в теплообміннику 1 і змішується з прісною промивною водою IV в кількості 5-10 % від маси оброблюваної продукції. Перед цим у її потік вводять поверхнево-активну речовину - деемульгатор і (якщо в нафті містяться неорганічнікислоти) луг чи соду. Прісна вода диспергується в нагрітій нафті до надходження електродегідратора 2, в якому під дією електричного поля відбувається злиття крапель солоної і прісної води. В результаті укрупнення краплі швидко осідають і переходять у водну фазу, яка потім направляється в нефтеотделитель 3 для додаткового відстою. Уловлена в нафтовідділювачі нафта з оборотною водою VII повертається прийом електродегідратора, а дренажна вода VI скидається в систему підготовки підтримки пластового тиску (ППД). Знесолена нафта з електродегідратора V спрямовується на наступний ступінь стабілізації.

Рис.5.3.1 Принципова технологічна схема нафти

Стабілізація нафти

Один із завершальних етапів у підготовці нафти - стабілізація її, тобто зниження тиску насиченої пари на кінцевому ступені сепарації до норми для запобігання втратам легких фракцій нафти в результаті випаровування.

Як показує теорія та практика, розгазування пластової нафти в процесі її підготовки до товарних кондицій найбільше доцільно здійснювати в кілька ступенів.

Техніко-економічний аналіз показує, що оптимальна кількість ступенів розгазування пластової нафти, як правило, не перевищує трьох.

Залежно від конкретних умов та вимог, що пред'являються до стабілізації в частині можливого використання продукції установок (що визначають багато в чому глибину вилучення легких фракцій та місце розміщення), під час проведення цього процесу існують такі принципово відмінні напрямки.

1. Сепарація - вилучення легких фракцій з нафти одноразовим або багаторазовим випаром при зниженні тиску, іноді з попереднім підігрівом.

2. Ректифікація – багаторазоваконденсація та випаровування з чітким поділом вуглеводнів по заданій глибині стабілізації нафти.

При гарячій сепарації нафту нагрівають до температури 40 - 80 0 С, а потім подають у сепаратор. Легкі вуглеводні, що виділяються при цьому, відсмоктуються компресором і подаються в холодильну установку. Тут важкі вуглеводні конденсуються, а легені збираються та відкачуються у газопровід.

При ректифікації нафта піддається нагріванню у спеціальній стабілізаційній колоні під тиском та підвищеною температурою (до 240 0 С). Відокремлені у стабілізаційній колоні легкі фракції конденсують та направляють для подальшої переробки.