Сепарация природного газа. Основные типы сепараторов

УГЛЕВОДОРОДНЫЙ  СОСТАВ НЕФТИ

     Нефть  представляет химически сложную  многокомпонентную, термодинамически  неустойчивую систему, состоящую  в основном из метановых (парафиновых), нафтеновых и ароматических групп  углеводородов. В ней могут  быть растворены в различных количествах так называемые сопутствующие газы: азот (N ), сероводород (Н S), углекислота (СО ) и другие, а также пластовая вода.

     В  пластовых условиях углеводороды  и сопутствующие газ в большинстве  случаев находятся в жидком  состоянии. Однако при снижении давления сопутствующие газы и парафиновые углеводороды все или частично переходят в газообразное состояние. Смесь этих углеводородов и сопутствующих газов называют нефтепромысловым (попутным) газом, в отличие от природного, полученного  на газовых промыслах, и нефтезаводского, полученного из нефти при ее переработке на заводе.

     Парафиновые  углеводороды имеют молекулярную формулу общего вида С Н . Парафиновые углеводороды являются ценным исходным и дешевым сырьем для нефтехимических производств. В практике сбора и обработки нефти и газа принято ограничиваться выделением из нефти только головной части парафиновых углеводородов и сопутствующих газов. В головной части выделяют углеводороды только до гексана* С Н ,а более высшие члены показывают в семе и обозначают С Н  +. Иногда выделяют С , тогда в сумме показывают С Н  .

     Низшие  углеводороды парафинового ряда  от метана СН  до пентана  С Н   при стандартных условиях (температура t=20 C  и давление р = 101325 н/м ) являются газами, от пентана до гептадекана (С  Н  ) – жидкостями, а более высшие – твердыми телами (парафин и др.).

СТУПЕНИ СЕПАРАЦИИ

     Сепарацией  газа от нефти называют процесс отделения от нее головных углеводородов и сопутствующих газов. Он происходит при снижении давления и повышении температуры нефти, а также вследствие    молекулярной    диффузии     углеводородных      и   других

    * До применения хроматографических методов анализа нефти и газа выделить С Н   не представлялось возможным и поэтому ограничивались выделением С Н  .

компонентов, содержащихся в нефти, в пространство с меньшей  концентрацией их, находящееся над  нефтью. Процесс сепарации газа имеет  место на всем , пути движения нети: по скважине, в трубе до газосепаратора, в газосепараторе, в нефтесборной трубе и в резервуарах на промысле и за его пределами, а также при ее транспорте водным или железнодорожным путем. Процессы сепарации углеводородов и сопутствующих им газов от нефти при атмосферных условиях называется испарением нефти.

     Вывод отсепарированного газа осуществляется в газосепараторах, мерниках, резервуарах, в которых поддерживаются определенное давление и температура. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней сепарации газа при движении нефти от забоя к пункту ее переработки всегда бывает несколько: одна часть ступеней приходится на газосепараторы, другая часть – на резервуары. В практике удобны пункты, в которых сепарация газа осуществляется при абсолютном давлении более 1 аm, и первый пункт при абсолютном давлении в 1 аm относить к ступеням сепарации, а последующие пункты, в которых сепарация газа происходит в основном под влиянием повышении температуры или понижения давления ниже атмосферного и диффузионных процессов, - к ступеням испарения . Следовательно, количество ступеней сепарации может быть минимум две: одна – газосепаратор, вторая – первый резервуар или мерник. В последнем происходит выделение газа при атмосферных условиях, в основном под влиянием разницы давления в нем и в газасепараторе. В практике эту последнюю ступень сепарации иногда относят к ступени испарения, и тогда количество ступеней сепарации отождествляют с количеством газасепараторов, через которые последовательно проходит продукция данной скважины.

     Количество  ступеней сепарации устанавливают исходя из максимального использования энергии фонтанных скважин для перемещения отсепарированного газа к пункту его обработки, степени герметизации мерников и резервуаров и обеспеченности отбора продуктов испарения нефти из них на пути движения нефти внутри и за пределами промысла и др.

ТИПЫ  ГАЗОСЕПАРАТОРОВ

     Сосуд, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют газосепаратором. Иногда его называют трапом. В газосепараторе может происходить также и отделение нефти от воды. В этом случае газасепаратор иногда называют нефтеводогазасепаратором.

НАЗВАНИЕ, НАЗНАЧЕНИЕ И СХЕМА ИЗДЕЛИЯ

     Газовые сепараторы сетчатые предназначены для окончательной очистки природного и попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидратообразования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах.  
БЕЛКАМИТ изготавливает следующие виды газовые сепараторы в соответствии с требованиями ГОСТов и ASME часть VIII раздел I:  
- газовые сепараторы тонкой очистки газа, предназначенные для высокоэффективной очистки попутного газа от капельной жидкости и механических примесей;  
- газовые сепараторы сетчатые для окончательной очистки природного и нефтяного попутного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидратообразования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах;  
- газовые сепараторы факельные для очистки природного газа от капельной жидкости, поступающей в факельный коллектор при срабатывании предохранительных клапанов и продувках оборудования и трубопроводов на установках комплексной подготовки газа объектов добычи и переработки, подземных хранилищах.  
ГОСТ устанавливает 2 типа газовые сепараторы:  
Тип 1 - цилиндрические вертикальные с корпусным фланцем разъемом диаметром 600, 800 мм на условное давление от 1,6 до 6,4 Мпа (от 16 до 64 кгс/см2).  
Тип 2 - цилиндрические вертикальные диаметром 1200, 1600, 2000 мм на услов¬ное давление от 0,6 до 4,0 МПа (от 6 до 40 кгс/см2).

                           Рис.1                                                                                  Рис.2

 
Соответствие  стандартам

 
Характеристика (условные обозначения)  
Принятое условное обозначение: ГС x-x,x-xxx-х:  
X тип сепаратора (I, II)  
X,X условное давление, МПа (от 2000 до 3000 мм)  
XXX внутренний диаметр, мм (от 600 до 2000 мм)  
Х материальное исполнение (1, 2): 1 - в условиях эксплуатации до -40оС, 2 – от -40оС до -60оС.

 
Опыт изготовления подобной продукции

 
Всего БЕЛКАМИТом было изготовлено  около 15 газосепараторов различной конфигурации по заказу таких компаний как: JGC Corporation (для АНПЗ), Каракудукмунай ЗАО, Казахтуркмунай ЗАО.

Фото  готовых изделий

Рис.3

Рис.4

По конструкции газосепараторы  делятся на следующие типы:

• тип 1 – сетчатые ;
• тип 2 – входные с насадкой из центробежных элементов;
• тип 3 – концевые с насадкой из центробежных элементов ;
• тип 4 – горизонтальные с сетчатой насадкой ;
• тип 5 – промывочные с насадкой из центробежных и массообменных элементов;         
• тип 6 – замерные с насадкой из центробежных элементов, вертикальными перегородками для разделения жидкости на легкую и тяжелую фазу ;
• тип 7 – замерные вертикальные с насадкой из центробежных элементов, встроенные в горизонтальную емкость для разделения жидкости на легкую и тяжелую фазы

Основные параметры

Рис.5

Рис.6

Рис.7

Рис.8

  В каждом типе газосепаратора  из числа используемых на промыслах имеется четыре секции со следующими названиями.

    1. Основная сепарационная. Служит для основного разделения продукции скважины на газ и жидкость. Ввод продукции скважины в секцию осуществляют тангенциально или нормально, но с применением специальных конструкций газоотбойника (дефлектора). Газ, выделившийся из продукции скважины, из подвода, а также дополнительно под влиянием центробежной силы и в результате изменения потока жидкости, поднимается вверх, и выводится из газосепаратора, а жидкость опускается вниз.

     2. Осадительная. В ней происходит дополнительное выделение пузырьков газа, содержащихся в нефти в состоянии окклюзии, т. е. поглощенные ею или не успевшие из нее выделиться. В осадительной секции происходит выделение газа из нефти, которое усиливается, если нефть будет стекать по одной или нескольким наклонно расположенным плоскостям (рис.1), называемым дефлекторами, и плавно без брызг сливаться в слой, расположенный в нижней части газосепаратора.

     3. Секция сбора жидкости служит для сбора жидкости, из которой почти полностью выделился газ при давлении и температуре, поддерживаемых в газосепараторе. Однако некоторое количество окклюдированного газа в ней еще меняется. Эта секция может быть подразделена на две, из которых одна – верхняя служит для нефти и нижняя – для воды, и имеет самостоятельные выводы из газасепаратора. Слой жидкости, устанавливаемый в секции, поддерживается уровнедержателем. Секция сбора жидкости в газасепараторе имеет высоту: в вертикальном газосепараторе преимущественно равную диаметру, а в горизонтальном – половине или 0,75 его диаметра.

   4. Влагоуловительная. Она расположена в верхней части газасепаратора. Ее назначение улавливать частицы жидкости, увлекаемые потоком газа. В этой секции конструкции монтируются из твердых поверхностей, состоящих из швеллерков, жалюзей, проволочной сетки, плетеных проволочных набивок, а также рифленых или перфорированных или сплошных стальных полос, предназначенных для осаждения на них мельчайших частиц жидкости. Такое давление внутренней части газосепаратора носит условный характер, однако оно соответствует процессам, происходящим в нем.

     Высота каждой секции определяет эффективность работы газосепаратора.

     Имеются  конструкции вертикальных газосепараторов,  в которых наряду с сепарацией  газа осуществляются сепарация  и замер нефти и воды, и поэтому  их называют мерными или мерниками.  Отличие их от газосепараторов, в которых происходит также и отделение воды от нефти, заключается в том, что в секции сбора жидкости вмонтированы соответствующие счетчики с интеграторами. В мерниках и нефтеводогазосепараторах иногда предусмотрен подогрев жидкости для ускорения ее разделения и уменьшения высоты пены. Подогрев осуществляется в печи, вмонтированной в газосепаратор, топливо для которой служит газ.

     Вывод  газа из вертикального газосепаратора  осуществляют по-разному: непосредственно  через верхнее его днище (рис.2, а), через центральную трубу, расположенную внутри газосепаратора (рис.2, б).

     Вывод  нефти осуществляют преимущественно  тангенциально к нижнему днищу  газосепаратора, плавно без резких  поворотов. Это позволяет удалять  из газосепаратора осадки вместе с потоком жидкости и более эффективно использовать его высоту. Однако в практике встречаются и менее удачные решения – это вывод нефти через корпус газосепаратора.

ПРОЦЕССЫ  СЕПАРАЦИИ

     Сепарация газа от нефти начинается как только давление нефти снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте или в стволе скважины. Выделение газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления: в пласте – к забою скважины, в скважине – к ее головке (устью) и дальше в газосепаратор. Перемещаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, расширяющихся и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и в то же время опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в газосепаратор. Перед входом в газосепаратор продукция скважины всегда состоит из двух фаз – жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз зависит от состава головных углеводородов в пластовой нефти, давления, поддерживаемого в газосепараторе, и давления насыщения нети в пластовых условиях. Если в скважину поступают из пласта нефть и дополнительно газ, выделившийся из нефти вследствие снижения давления от давления насыщения до давления, установленного в газосепараторе, а также оставшаяся нефть с окклюдированным в ней газом. В газосепараторе происходят два основных процесса: отделение свободного газа и выделение из нефти окклюдированного газа; отделение газа, выделяющегося в результате перепада давления нефти у входа в газосепаратор и поддерживаемого в нем. Вследствие того, что выделение исновной массы газа из нефти закончилось перед входом в газосепараторо, основным процессом в нем является процесс отделения свободного газа от нефти,  процесс же выделения газа из нефти является вспомогательным, происходящим практически при постоянном давлении.

     Кроме  процессов сепарации газа в  газосепараторе происходят  и  другие процессы: а)очистка газа  от частиц жидкости, попавших  в сепарационную и осадительную  секции в результате разбрызгивания жидкости при ее вводе в газрсепаратор и условий ее движения в нем; б) подъем пузырьков газа, окклюдированных в слое нефти, находящейся в секции сбора жидкости.

     Процессы  очистки газа от основной массы  очистки жидкости, попвших в сепарационную секцию, и очистка нефти от основной массы газа в виде пузырьков, попавших в секцию сбора жидкости, завершаются в газосепараторе.

     Выделение  капель нефти из потока газа  может происходить под влиянием  нравитационной, инерционной и пленочной  сепарации. Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т. е. под действием их силы тяжести. Инерционная сепарация происходит при резких поворотах потока газа. В результате этого жидкость как более инертная выпадает из потока газа, осаждаясь на жидкость, находящуюся в газосепараторе, или на внутреннюю его поверхность, а газ, как менее инертный, перемещается к входу в газоотводную трубу. На этом же принципе построена и циклонная сепарация, осуществляемая подачей газа в центробежный циклон, в котром жидкость отбрасывается к внутренней поверхности циклона и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ выходит через центральную трубу циклона. Циклонная сепарация при определенных условиях весьма эффективна. Циклон можно установить внутри газосепаратора, либо снаружи.

     На  количество и размер частиц  жидкости, попадающих в газосепаратор,  существенное влияние оказывают  условия ввода в него продукции  скважины, а на количество частиц  газа в виде пузырьков, попадающих секцию сбора жидкости, оказывает важное влияние конструкция подвода в нижнюю часть газосепаратора и вывода нефти из него.

    Подвод  жидкости на слой ее, находящийся  в секции сбора жидкости, может  быть осуществлен стеканием   с поверхности корпуса непосредственно или по наклонно-расположенной плоскости (дефлектору), находящейся внутри газосепаратора, или непосредственным сбросом на ее поверхность.

ПЛЕНОЧНАЯ СЕПАРАЦИЯ

     Пленочная сепарация капель нефти может происходить в газосепараторе за счет действия инерционных (центробежных) сил и в результате действия турбулентных пульсаций, имеющих место в потоке газа. Турбулентные пульсации, перемешивая капли нефти  в потоке газа, смещают их в радиальном направлении к внутренней поверхности газосепаратора. Отдельные капли, достигая этой поверхности. Смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно опускаться вниз.

     Эффект  пленочной сепарации имеет место  в той или иной степени во  всех газосепараторах. Он увеличивается  с повышением относительной величины  пленочных поверхностей и зависит  от формы и взаимного их расположения. Вследствие этого полезно в газосепараторах предусматривать пленочные поверхности. Последние состоят из стальных материалов (швеллерки, сетки, дырчатые листы, отбойные щитки из листовой стали, жалюзийной решетки, полые трубки и пр.), а также из полых неметаллических тел – насадок (кольца Рашига), располагаемых на стальных решетках.

     Наличие  соответствующих удачно расположенных  форм твердых поверхностей внутри  газосепаратора позволяет значительно  снизить содержание капельной влаги и газе, выходящем из него.

     Эффект  пленочной сепарации капель нефти  из потока газа зависит также   от величины турбулентности газового  потока, т. е. от средней величины  параметра Рейнольдса, а также  от его величины в отдельных  местах, при прохождении газа между отбойными поверхностями. При достижении скорости движения газа в узких местах до определенной величины (25 – 30 м/сек),  называемой критической, одновременно с сепарацией капель нефти на пленку начнется срыв жидкости с поверхности пленки и унос ее газом из газосепаратора.

ПЕНООБРАЗОВАНИЕ

     Пена представляет газожидкостную систему, состоящую из пузырьков  газа, разделенных тонкими пленками нефти. Пенообразование зависит от условий подвода жидкости на ее слой, находящийся в нижней части газосепаратора, а также от наличия в нефти пенообразующих веществ. Пенообразование усиливается при падении жидкости с высоты на слой нефти. Стекание же жидкости по внутренней поверхности корпуса газосепаратора или по наклонной поверхности (дифлектор), кончающейся у поверхности корпуса газосепаратора, почти не влияет на величину образовавшейся пены. Пенообразование усиливается пузырьками газа, всплывающими на поверхность нефти.

     Для  уменьшения пенообразования в  продукцию скважины перед входом  ее в газосепаратор добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ).

     Одним  из самых известных способов  снижения пенообразования является  пропуск нефти через подогретую  воду. Для этой цели применяют  особые сепараторы, называемые подогревателями,  в нижнюю часть которых встроена печь, подогревающая пластовую воду.

    Оба  эти способа уменьшения пенообразования,  т. е. применение ПАВ и пропуск  нефти через подогретую воду, способствуют снижению вязкости  нефти (нефтеводной эмульсии).

ВЫБОР РАЗМЕРОВ И ТИПА ГАЗОСЕПАРАТОРОВ

     Правильный  выбор размеров и типа газосепараторов  гарантирует надежную и экономически  выгодную бесперебойную его работу  в течение продолжительного времени.

     Газосепаратор  следует выбирать таким, чтобы  производительность его при всех  возможных эксплуатационных условиях была бы ниже номинальной. Номинальной называют производительность, определяемую по средним условиям завода, его изготовившего, или конструкторской организации, по проекту которой он изготовлен. Размеры его следует принимать из расчета максимальных кратковременных расходов, определяемых пульсирующей работой скважины, а не по среднесуточной производительности скважины. Учет пульсирующей работы скважины может потребовать увеличения пропускной его способности, что необходимо для среднесуточной производительности скважины. Если скважина работает с пульсирующим режимом и при этом за один выброс в газосепаратор может поступить нефти больше, чем его емкость, то его производительность следует выбирать из этих условий, а не из среднесуточной производительности скважины.

     Пренебрежение  этим приведет к тому, что газосепаратор  периодически будет переполняться  нефтью, в результате чего нефть  может поступать в газоотвод  вместе с газом, оседать в  нижней его части, сокращая  этим живое сечение трубы и вызывая указанные выше осложнения.

     Для  нефтей тяжелых и вязких размеры  газосепаратора должны быть больше, чем для нефтей, обладающих меньшими  плотностью и вязкостью.

     Горизонтальные  одноцилиндровые газосепараторы  применяют при высоких газовых факторах и малом количестве жидкости. Для нефтей, обладающих большим содержанием пенообразователей, применяют двухцилиндровые газосепараторы, которые также приспособлены для пульсирующего поступления продукции скважины. Сферические газосепараторы более компактны, дешевле, чем каждый из предыдущих, легко могут быть смонтированы один над другим. Эффективность их увеличивается с увеличением давления сепарации. При  больших объемах газа и пульсирующих потоках они уступают горизонтальным. В них ограниченный объем для газа и жидкости, регулировка уровня сложнее, чем в вертикальном. Их проще монтировать на салазках и тележках. Поэтому их полезно использовать в передвижных и опытно-передвижных установках, где требуется быстро получить данные о составе пластовой нефти, количестве и составе легких углеводородов, выделяющихся из них и остающихся в нефти при различных давлениях сепарации.

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

     Газовым  фактором называют количество  газа в м  (или в кг) при  стандартных физических условиях, отнесенное к 1 m (или 1 м ) нефти.

     Газ  выделяется на каждой ступени  процесса сепарации, поэтому газовый  фактор может быть определен  или для каждой ступени или  общий для всех ступеней. Общий  газовый фактор равен сумме  объемов  газа в м (или  в кг) при стандартных условиях всех ступеней, деленной на объем в м (или в m) товарной нефти.

    Имеющиеся  величины газового фактор и  состава газа на новых месторождениях  позволяют установить ориентировочное  количество газа, добываемого на  промысле, иметь представление ресурсах  газа и отдельных головных углеводородов, осуществить гидравлические расчеты при перемещении газа по трубам, установить размеры и количество газосепараторов, количество и размеры компрессоров, производительность завода или установки по извлечению углеводородов из газа и пр.    

    Газ  выделяется из нефти в нескольких  пунктах (последовательно расположенные  газосепараторы, мерники, сырьевые  и товарные резервуары и др.). Поэтому общий газовый фактор  исчисляют как сумму объемного  или весового его количества  при стандартных физических условиях, отнесенную к 1 m (или м ) товарной нефти.

    Величина  газового фактора, состав  и  количество углеводородов, содержащихся  в 1 м газа, на разных нефтяных  месторождениях неодинаковы. Они  зависят от условий сепарации,  количества индивидуальных углеводородов, содержащихся в 1 m пластовой нефти, от наличия свободного газа в пласте, от положения скважины на структуре, от литологического  состава пород у забоя скважины, от расстояния забоя скважины до водо-нефтяного контакта в пласте и др.

     На  нефтяных месторождениях, разрабатываемых  с поддержанием пластового давления, газовый фактор и состав газа  при постоянных условиях его  сепарации не изменяются. Если  же пластовое давление уменьшается,  то газовый фактор увеличивается,  состав газа изменяется в сторону увеличения более легких углеводородов.

     На  нефтяных месторождениях, разрабатываемых  с поддержанием пластового давления, величина газового фактора непрерывно  увеличивается (рис.9), доходит до максимума, и затем резко уменьшается в конечной стадии разработки. Уменьшение газового фактора по мере разработки нефтяного месторождения является следствием истощения запасов растворенного газа в нефти. Конечный горизонтальный отрезок правого крыла кривой соответствует прекращению разработки залежи. Вместе с этим изменяется и состав газа. Увеличение газового фактора происходит за счет предварительного выделения в пласте легких углеводородов из нефти вследствие снижения пластового давления. При этом в скважину поступает вместе с нефтью также и часть газа, ранее выделившаяся из нее. К этому газу в скважине добавляется также газ, выделяющийся из нефти вследствие падения давления по мере ее подъема вверх.

Рис.9. Изменение газового фактора в процессе разработки нефтяного месторождения без поддержания пластового давления.

     Следовательно,  газовый фактор на нефтяных  месторождениях, разрабатываемых с  поддержанием пластового давления, выражает количество газа, выделившегося  из 1 m пластовой нефти, а на нефтяных месторождениях, разрабатываемых без поддержания пластового давления.

ВЛАЖНОСТЬ ГАЗА

     Нефтепромысловый газ, в котором содержатся пары пластовой воды, называется влажным газом. Почти все нефтепромысловые газы, выходящие из газосепараторов, являются влажными газами, вследствие того что вся или часть нефти, поступающей из скважины в них, в какой-то степени обводнена. Влажность нефтепромыслового газа непрерывно увеличивается с увеличением обводненности нефти, и при определенных условиях нефтепромысловый газ может быть насыщен водяными парами. Вес водяного пара, содержащегося в 1 м влажного газа при нормальных условиях, называют абсолютной (объемной) влажностью газа (концентрация С ). Так как объем этого пара также равен 1 м , то абсолютная влажность измеряется плотностью водяного пара в смеси р (в г/м ), т. е. р = С /1000. Ввиду малых абсолютных значений р  всегда выражается в г.

     Отношение  веса водяного пара, заключенного  в 1 м  влажного газа (р ), к  максимально возможному весу  водяного пара в 1 м  при  отй же температуре и том  же давлении (р ) называют относительной влажностью газа, или степенью насыщения газа, т. е.