СЕПАРАТОР ГАЗООТДЕЛИТЕЛЬ-ПЕСКОУЛОВИТЕЛЬ
GAS SEPARATOR-SAND CATCHER

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снятия пиковых нагрузок по газу и мехпримесям при аномально высоком их содержании в продукции нефтяных скважин перед входом в установки сепарации и подготовки нефти и газа (ДНС) или предварительного сброса воды (УПСВ). В сепараторах одновременно протекают процессы разделения продукции нефтяных скважин на газ, нефть и воду, а также удаления мехпримесей и проппанта, попадающих вместе с нефтью в сепарационную установку.
3
3
Вновь вводимые в разработку месторождения характеризуются высоким газосодержанием продукции. Газовый фактор нефти зачастую превышает 200 м на тонну и может достигать 500-2000 м/т. При этом из-за высоких пластовых давлений и депрессий наблюдается вынос из призабойных зон скважин частиц разрушенной породы: песка и мехпримесей с размерами частиц от илоподобных до крупных, а при применении гидроразрыва пласта наблюдается вынос проппанта с фракциями от 0,5 до 2 мм. Эксплуатация сборных пунктов и установок подготовки нефти на этих месторождениях осложняется отсутствием эффективного сепарационного оборудования для снятия высоких нагрузок по газу и улавливании мехпримесей (песка) на входе установок.
Известны конструкции устройств - узлов предварительного разделения газа и нефти, которые применяются в качестве входных устройств перед нефтегазовыми сепараторами или нефтегазовыми сепараторами со сбросом воды (см. РД39.0004.90 «Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования», ВНИИСПТнефть, Уфа, 1990 г., 68 с., рис. 7, разд. 4.3).
При газосодержании β=0,85-0,95 и более в трубопроводах наблюдаются пленочно-диспергированные и чисто диспергированные структуры газожидкостной смеси (ГЖС), в которых жидкость находится в газе в капельном и аэрозольном состоянии, исключающем их разделение в трубных и гравитационных емкостных аппаратах, которые не способны улавливать также мехпримеси и песок.
Наиболее близким к заявляемому является трубное устройство предварительной сепарации, содержащее восходящий участок трубопровода и камеру предварительного осаждения жидкости, патрубок для подвода газоводонефтяной смеси, патрубки для отвода газа и патрубки для слива отделившейся жидкости, соединенные с газожидкостным сепаратором. В восходящем трубопроводе размещен пучок труб. Камера предварительного осаждения жидкости содержит последовательно размещенные в ней вертикальные жалюзийные пластины, центральную трубу с конфузором и завихрителем и выходную трубу. На поверхности центральной трубы выполнены параллельно расположенные продольные щели. Центральная и выходная трубы разделены кольцевой щелью со встречными конусами. Технический результат состоит в повышении эффективности сепарации газоводонефтяной смеси с высоким газосодержанием (пат. RU №2292227, кл. B01D 19/00, 2007 г.).
Недостатком этого устройства является наличие дополнительной емкости для накопления жидкости и отсутствие организованного осаждения мехпримесей и песка и их удаления.
Задача - организация надежного осаждения и удаления мехпримесей и песка, а также упрощение конструкции.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в сепараторе газоотделителе-пескоуловителе, содержащем входной восходящий наклонный трубопровод-стабилизатор потока в виде пучка внутренних труб, входную вертикальную камеру с винтовым завихрителем и центральной трубой, сепарационную емкость с размещенным в ней пакетом плоскопараллельных пластин, в отличие от прототипа, спираль винтового завихрителя расположена по всей длине центральной трубы, корпус сепаратора наклонен в сторону течения жидкости и разделен пескопреградительной перегородкой, отделяющей буферную зону от отстойной, в которой расположен пакет плоскопараллельных пластин с зеркалом осаждения площадью, кратной не менее трех площадей зеркала отстойной зоны, каждая зона снабжена по нижней образующей соответственно пескоулавливающей и илонакопительной камерой с устройствами размыва и удаления накопленных мехпримесей.
На фиг.1 показана сепарационная установка.
На фиг.2 показан частичный вид сверху согласно фиг.1 вдоль линии А, показанной на фиг.1.
На раме 1 установлена наклонная емкость 2. Входной трубопровод ГЖС 3, снабженный трубчатым стабилизатором-усреднителем потока ГЖС 4, соединен с газоотводящим колпаком 5. Колпак 5 снабжен выводным патрубком газа 6 и спиральным каналом-завихрителем 7, выполненным в виде винтообразно скрученной ленты. В придонной части емкости 2 размещены пескоуловитель 8 для крупных частиц и илонакопитель 9 для мелких частиц. Торцовый конец емкости 2 снабжен патрубком 10 для вывода жидкости. Внутри емкости 2 размещен пакет наклонных параллельных пластин 11, а пескоуловитель 8 и илонакопитель 9 снабжены дренажными патрубками 12 и 13, промывными патрубками 14. Дренажные патрубки 12 и 13 снабжены задвижками 15, а промывные патрубки 14 - задвижками 16. Внутри емкости 2 установлен пескопреградитель 17.
Трубный газоотделитель-пескоуловитель работает следующим образом.
Продукция нефтяных скважин поступает по трубопроводу 3 подвода ГЖС, снабженном стабилизатором потока 4, в наклонную емкость 2. В стабилизаторе потока 4 пленочно-диспергированный поток ГЖС предварительно разделяется на жидкую составляющую в виде пленок и газ, содержащий капельную взвесь и аэрозоль. В этом состоянии ГЖС поступает в вертикальную трубную камеру 5 со спиральным завихрителем 7, расположенным вокруг центральной трубы, служащей для отвода очищенного газа в газоотводящий трубопровод 6. В спиральном завихрителе 7 пленочная жидкость оседает на стенках камеры 5 и образует кольцевой подвижный слой жидкости, на который под действием центробежных сил оседают капли жидкости, диспергированные в газе. Этот подвижный кольцевой слой жидкости по наклонным полкам завихрителя 7 стекает в накопительную часть сепарационной емкости, выполненную в виде наклонного аппарата для создания в верхней части буферной входной зоны, а в нижней - полностью затопленной отстойной зоны, из которой отводится отстоявшаяся от газовых пузырьков жидкость по трубопроводу 10 и отделившийся песок, накапливающийся по нижней образующей емкости 2 в пескоуловителе 8 и илонакопителе 9. Пескоуловитель 8 и илонакопитель 9 снабжены устройствами размыва 14 и трубопроводами 12 и 13 для сброса песка и ила в дренаж через электрифицированные автоматические задвижки 15 и 16. Пескопреградитель 17 препятствует перемещению по дну корпуса 4 осажденного песка. Сепарационная емкость с внутренними устройствами, размещенными в емкости 2, выполняют роль классификатора мехпримесей и песка. После стока жидкостной кольцевой пленки в сепарационную емкость в буферной ее части происходит осаждение зерен проппанта и частиц песка размером более 500 мкм, а в отстойной части - менее 500 мкм (до 100 - 200 мкм).
3
Расчет объема буферной зоны производится с учетом скорости осаждения частиц минимального размера (d>0,005 м), плотности материала частиц, плотности и вязкости жидкости, заданного ее расхода q (м/с). Объем отстойной зоны определяется с учетом улавливания частиц песка и ила крупностью от 100 или 200 мкм в зависимости от требований заказчика. Для интенсификации процесса размещают в этой зоне пакет наклонных самоочищающихся пластин 11. Расстояние между пластинами 30-40 мм для предотвращения их забивания накапливающимися отложениями.
Установка находит промышленное применение на многих нефтедобывающих предприятиях РФ и СНГ.
Технический результат - повышение надежности удаления аномальных объемов газа и, одновременно, песка и мехпримесей перед входом в ДНС или УПСВ, упрощение конструкции путем разграничения в одной емкости отстойной и буферной зон сепарации.