СПОСОБ СЕПАРАЦИИ ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ Российский патент 2001 года по МПК B01D19/00 

Предложение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сепарации газоводонефтяных смесей.

Известен способ сепарации газоводонефтяных смесей, заключающийся в ступенчатом разгазировании смеси (см. кн. В.Н. Антипьева "Утилизация нефтяного газа", М., Недра, 1983, стр. 48).

Недостатками способа являются низкое качество сепарации нефти и малая производительность сепарационных установок при высокой обводненности продукции скважин. При этих условиях сепарация нефти осуществляется в присутствии больших объемов пластовой воды, что ухудшает выход газа и уменьшает производительность сепарационных объектов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ сепарации газоводонефтяной смеси путем ступенчатого разгазирования, включающий предварительное расслоение смеси на фазы перед ступенью сепарации в концевом делителе фаз, отбор из него нефти, газа и воды и подачи их отдельными потоками в сепараторы этой ступени с последующей сепарацией (см. кн. В. П. Тронова "Промысловая подготовка нефти", М., Недра, 1977, стр. 129).

Указанный способ позволяет повысить качество сепарации и производительность сепарационных установок за счет предварительного расслоения смеси в концевом делителе фаз и снижения обводненности нефти, поступающей на сепарационную установку.

Недостатками этого способа являются низкое качестве сепарации и малая производительность объектов сепарации. Это связано с тем, что при расслоении потока на отдельные фазы в концевом делителе фаз на границе раздела фаз "нефть-вода" образуется стойкий промежуточный слой, который поступает далее в сепаратор и также накапливается на границе раздела фаз и препятствует выделению газовых пузырьков в свободную газовую зону аппарата. Из сепараторов промежуточный слой поступает в следующие технологические аппараты ступеней обезвоживания и обессоливания нефти и также нарушает нормальный режим работы.

Целью предлагаемого способа сепарации газоводонефтяной смеси является повышение эффективности процесса сепарации и снижение материальных затрат.

Указанная цель достигается описываемым способом сепарации газоводонефтяной смеси путем ступенчатого разгазирования, включающим предварительное расслоение смеси на фазы перед ступенью сепарации в концевом делителе фаз, отбор из него нефти, газа и воды и подачу их отдельными потоками в сепараторы с последующей сепарацией.

Новым является то, что из концевого делителя фаз отбирают промежуточный слой и вводят в автономную массообменную секцию каплеобразователя с теплоносителем и далее через коалисцирующую секцию направляют на ступень глубокого обезвоживания, причем непосредственно при вводе промежуточного слоя в массообменную секцию в него подают горячую воду после ступени обезвоживания из расчета 20-40%.

Исследования и промысловый опыт подготовки продукции скважин показывают, что при расслоении газоводонефтяных смесей, особенно вязких обводненных нефтей, в любом технологическом аппарате и, в частности, в концевом делителе фаз формируется и постепенно накапливается высокоустойчивый к разрушению промежуточный газированный эмульсионный слой.

Механизм формирования и накопления промежуточных слоев следующий. Обработанная деэмульгатором газоводонефтяная смесь поступает в концевой делитель фаз и при слаботурбулентном и ламинированном режимах движения начинает расслаиваться на три фазы: газ нефть и воду. Капли воды с разрушенными бронирующими оболочками сливаются и осаждаются в нижней зоне аппарата, а отдельные газовые пузырьки и нефтяная фаза с заключенными в ней пузырьками газа поднимаются в верхнюю зону. Механические примеси, частицы твердых нерастворимых солей, ассоциируемые с асфальтосмолистыми и парафиновыми компонентами, не оседают в нижней зоне аппарата и не поднимаются в верхнюю зону, а концентрируются на границе раздела фаз "нефть-вода", что ведет к резкому замедлению процессов осаждения капель воды и подъема газовых пузырьков. Последние в свою очередь являются основным источником нарушения нормальных режимов сепарации газа, обезвоживания нефти, а также расслоения газоводонефтяной смеси на отдельные фазы в концевом делителе фаз.

Для нейтрализации вредных последствий из-за накопления в концевом делителе фаз на границе раздела фаз "нефть-вода" стойких промежуточных слоев их отбирают и вводят в автономную массообменную секцию каплеобразователя, предварительно нагрев до температуры 50-60^oC.

Каплеобразователь состоит из двух секций: первая - массообменная, вторая - коалесцирующая, причем диаметр труб от первой секции к второй увеличивается. В автономной массообменной секции происходит разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды и их предварительное укрупнение при высоких параметрах турблентного потока (Re ≈ 20000-30000), в коалесцирующей секции - окончательное укрупнение глобул пластовой воды и расслоение потока на нефть и воду при низких параметрах слаботурбулентного потока (Re ≈ 20000-30000).

На входе в массообменную секцию подают горячую воду из расчета 20-40% к объему накоплений. При этом за счет массообменных процессов происходит разрушение бронирующих оболочек, столкновение и укрупнение глобул воды в гидрофильном слое "активной" горячей воды после ступени обезвоживания. В коалесцирующей секции каплеобразователя завершается процесс укрупнения капель и начинается переход их в отдельную свободную фазу в нижней части трубы. Более глубокое разрушение промежуточных слоев осуществляется в аппаратах ступени обезвоживания. В секционном каплеобразователе, особенно в массообменной секции, происходит интенсивное разгазирование промежуточного слоя.

Постоянный отбор промежуточных слоев из концевого делителя фаз и разрушение их путем гидродинамической обработки в секционном каплеобразователе позволяет интенсифицировать процесс коалесценции газовых пузырьков, диффузионный массообмен между ними и легкими компонентами нефти и резко повысить эффективность отделения газа от нефти как в концевом делителе фаз, так и в сепараторах первой, второй и горячей ступеней сепарации.

На чертеже представлена схема осуществления предлагаемого способа сепарации газоводонефтяной смеси.

Способ осуществляется в следующей последовательности (совместно с примером конкретного выполнения). Продукция скважин со средней обводненностью 85% в количестве 11500 м³/сут по подводящему трубопроводу 1 поступает в концевой делитель фаз 2 длиной 65 м и диаметром 1,2 м, где при давлении 0,4-0,6 МПа она расслаивается на нефть, воду и газ. Предварительно продукция скважин обрабатывалась реагентом марки Доуфакс DF 70 в промысловой системе сбора и транспорта нефти из расчета 80 г/т. Послойный отбор проб нефти показал, что на конечном участке концевого делителя фаз 2 в средней зоне трубы накапливается промежуточный слой высотой порядка 2,5-3 см, в котором содержится примерно 56% воды и 9,6% от объема нефти акклюдированного газа. Отделившуюся в количестве 6000 м³/сут пластовую воду отводили из концевого делителя фаз по трубопроводу 5 на очистные сооружения, а нефть и газ по трубопроводам 3 и 4 направляли в сепаратор 1 ступени 6 и далее в сепаратор 2 ступени 8. В сепараторах 1 и 2 ступеней при давлении 0,45 и 0,3 МПа осуществлялась дальнейшая более глубокая сепарация нефти. Отделившийся газ по трубопроводам 7 и 9 направлялся на компрессорную станцию.

Промежуточный слой по трубопроводу 11 через автономную массообменную секцию 12 и коалесцирующую секцию 15 каплеобразователя (параметры первой секции - диаметр 100 мм, длина 40 м) направляют на ступень глубокого обезвоживания 13. Активную дренажную воду после ступени обезвоживания 13 по трубопроводу 16 вводили на прием секционного каплеобразователя из расчета 20-40% к объему промежуточного слоя. В результате массообменных процессов, происходящих в каплеобразователе, газированный промежуточный слой эффективно разрушался, происходило интенсивное разгазирование этого слоя, который из аппарата 13 по трубопроводу 17 направляли на "горячую" ступень сепарации. По трубопроводу 10 отсепарированная нефть поступала на установку подготовки нефти, а по трубопроводу 14 обезвоженная нефть - на ступень обессоливания.

При реализации предлагаемого способа сепарации газоводонефтяной смеси качество сепарации нефти в концевом делителе фаз по количеству выделившегося газа составило 25-30 м³/т против 18-20 м³/т без отбора промежуточного слоя. Средний газовый фактор нефти составил 40 м³/т.

Таким образом, использование предлагаемого способа сепарации газоводонефтяной смеси с отбором промежуточного слоя из концевого делителя фаз и последующей обработкой его в секционном каплеобразователе позволят повысить качество сепарации в концевом делителе фаз в 1,3 раза и соответственно увеличить производительность блока сепарации в 1,5 раза.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сепарации газоводонефтяных смесей. Способ включает предварительное расслоение смеси в концевом делителе фаз, отбор из него нефти, газа и воды и подачу их отдельными потоками в сепаратор с последующей сепарацией. Из концевого делителя фаз отбирают промежуточный слой и вводят в автономную массообменную секцию секционного каплеобразователя с теплоносителем и далее через коалесцирующую секцию направляют на ступень глубокого обезвоживания. Непосредственно при вводе промежуточного слоя в массообменную секцию в него подают горячую воду после ступени обезвоживания из расчета 20-40%. Технический результат состоит в повышении производительности блока сепарации. 1 ил.

Способ сепарации газоводонефтяной смеси путем ступенчатого разгазирования, включающий предварительное расслоение смеси на фазы перед ступенью сепарации в концевом делителе фаз, отбор из него нефти, газа и воды и подачу их отдельными потоками в сепаратор с последующей сепарацией, отличающийся тем, что из концевого делителя фаз отбирают промежуточный слой и вводят в автономную массообменную секцию секционного каплеобразователя с теплоносителем и далее через коалесцирующую секцию направляют на ступень глубокого обезвоживания, причем непосредственно при вводе промежуточного слоя в массообменную секцию в него подают горячую воду после ступени обезвоживания из расчета 20-40 об.%.