способ дегазации и обезвоживания нефти и сепаратор для его осуществления. Дегазация и обезвоживание нефти


способ дегазации и обезвоживания нефти и сепаратор для его осуществления - патент РФ 2206734

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для предварительной подготовки нефти и очистки пластовых сточных вод. Обеспечивает повышение эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии и снижение энергозатрат. Сущность изобретения: дегазацию и обезвоживание нефти проводят в двухсекционном сепараторе с нагревом. Ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй. В первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. Сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки. Первая перегородка перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора. Вторая перегородка перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части. Сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки. Обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой. Обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой. В секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и вертикальное движение от центра к стенкам корпуса сепаратора. Отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. Устройство включает горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти. Патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен в центральной части второй секции сепаратора - секции нагрева. Нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами. Верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя. Горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам, для ввода и вывода теплоносителя. Трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному. Поперечные перфорированные перегородки установлены на разделе первой и второй секций сепаратора. Патрубок вывода газа размещен над перегородками. Патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок. Патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для предварительной подготовки нефти и очистки пластовых сточных вод. Известен способ разделения двух несмешивающихся жидкостей, преимущественно воды и нефти, включающий подачу в разделительную емкость воды и нефти, затем исходной смеси, выдержку и выпуск разделенных продуктов (Патент РФ 1805991, опубл. 30.03.93). Известный способ длителен и не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Известен способ сепарации продукции скважин, включающий ввод газоводонефтяной смеси в функциональный аппарат, отбор выделившегося свободного газа, обезвоженной газированной нефти, обработку перепадом давления газированной пластовой воды пропусканием ее через штуцер с одновременной подачей ее в верхнюю часть отстойника и отвод пластовой воды (Патент РФ 1507415, опубл. 15.09.89). Известный способ приводит к сепарации газоводонефтяной эмульсии, однако он сложен в реализации вследствие необходимости применения перепада давления и не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ деэмульсации газоводонефтяной эмульсии, включающий подачу газоводонефтяной эмульсии под топочное устройство нагревательного отсека сепаратора, нагрев, разрушение и укрупнение глобул нефти и воды, разгазирование, отвод газа, подачу нефтеводяной смеси через и сквозь перфорированные перегородки и распределитель в отстойный отсек, окончательное разделение на нефть и воду, отбор нефти и воды (Авторское свидетельство СССР 709113, опубл. 15.01.80 - прототип). Известный способ не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии и снижения энергозатрат. Задача решается тем, что в способе дегазации и обезвоживания нефти, включающем гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом, согласно изобретению ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй, в первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды, для чего сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой, в секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости, отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. Дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющeм одну секцию нагрева, до температуры большей, чем в предыдущем сепараторе. Дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющeм две секции нагрева, до температуры в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей. Нагрев разделяемой смеси на последней ступени осуществляют с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. Известна установка для деэмульсации нефти, включающая горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перегородки, вертикальную перегородку, не доходящую до верха и низа корпуса, снабженную переливным козырьком, отстойную камеру, камеру нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии и вывода газа, воды и нефти (Авторское свидетельство СССР 747490, опубл. 15.07.80). Известная установка не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. Аппарат имеет малый межремонтный период и высокую пожароопасность. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является аппарат для деэмульсации газоводонефтяной эмульсии (сепаратор), включающий горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, не доходящие поочередно до верха и низа корпуса, отстойную камеру, камеру нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии и вывода газа, воды и нефти (Авторское свидетельство СССР 709113, опубл. 15.01.80 - прототип). Известный аппарат не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. Аппарат имеет малый межремонтный период и высокую пожароопасность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снижения энергозатрат, увеличения межремонтного периода и снижения пожароопасности. Задача решается тем, что в сепараторе для дегазации и обезвоживания нефти, включающем горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти, согласно изобретению патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен во второй секции сепаратора, нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами, верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя, горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам для ввода и вывода теплоносителя, трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному, на разделе первой и второй секций сепаратора установлены поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, патрубок вывода газа размещен в верхней части между перегородками, патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок, патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. Сущность изобретения При дегазации и обезвоживании нефти проводят гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом. При этом не всегда удается обеспечить высокую эффективность процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Применяемые аппараты имеют малый межремонтный период и высокую пожароопасность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снижения энергозатрат, увеличения межремонтного периода и снижения пожароопасности. Для этого ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй. В первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. При этом снижаются энергозатраты на нагрев, поскольку из нагрева исключается нагрев свободного газа и свободной воды (теплоемкость воды в 2 раза больше теплоемкости нефти), т.е. нагревают только нефть, растворенный газ и эмульгированную воду. Обеспечивают сообщение между первой и второй секцией сепаратора через поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части. Сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой. Перфорация нижней части второй перегородки намного повышает устойчивость работы сепаратора за счет исключения "запирания" потока нефти при повышении уровня воды в сепараторе выше оптимального значения. Одновременно при этом повышается степень равномерности распределения потока нефти по поперечному сечению сепаратора в зазоре между уровнем воды и верхом отверстий перфорации. При отсутствии перфорации неравномерность потока в этом случае обуславливается погрешностями изготовления и монтажа сепаратора, неизбежными на практике. Перфорация верхней части первой и второй перегородок способствует отделению жидкости от газа за счет повышения степени равномерности поля скоростей потока газа по поперечному сечению сепаратора. В секции нагрева нагревают разделяемую смесь от стенок труб нагревателя. Теплоносителем могут служить вода, антифриз, термомасло, обезвоженная нефть или вода со следующей ступени разделения газоводонефтяной эмульсии и т.п. Организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости. При этом увеличивается теплообмен и облегчается разделение смеси на газ, воду и нефть. За счет замены теплоносителя с топочного газа (в прототипе) на применяемые теплоносители удается снизить пожароопасность сепаратора и увеличить межремонтный период с 3-4 мес до 2 лет и более. Отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, т.е. в месте подхода газа из первой и второй секции. Отбор воды выполняют во второй секции вблизи от перегородок, т.е. в месте наиболее интенсивного подхода воды из двух секций. Отбор нефти выполняют во второй секции - конечной точке сепарации. На фиг. 1 представлен сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти, продольный разрез; на фиг. 2 - первая поперечная перфорированная перегородка; на фиг. 3 - вторая поперечная перфорированная перегородка, на фиг. 4 - схема сепарирования с двухступенчатым нагревом, на фиг. 5 - схема сепарирования с трехступенчатым нагревом. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти (фиг. 1) содержит горизонтальный корпус 1, разделенный на первую отстойную секцию 2 и вторую секцию нагрева 3 первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Первая перфорированная перегородка 4 (фиг. 2) перфорирована в верхней части на высоту h2 и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h3. Вторая перфорированная перегородка 5 (фиг. 3) перфорирована в верхней части на высоту h4 и снизу на высоту h5 и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h5. Сепаратор снабжен нагревателем 6, размещенным в центральной части второй секции 3. Патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 размещен в первой отстойной секции 2, патрубок вывода газа 8 размещен над перегородками 4 и 5, патрубок вывода воды 9 размещен во второй секции нагрева 3 вблизи от перегородки 5, патрубок вывода нефти 10 размещен в торце второй секции нагрева 3. Нагреватель 6 выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16. Верхний из горизонтальных коллекторов 13 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17. Нижний из горизонтальных коллекторов 14 соединен с патрубком вывода теплоносителя 18. Горизонтальные коллекторы 15 и 16 соседних по высоте рядов труб 11 и 12 соединены друг с другом трубами 19 со стороны, противоположной патрубкам для ввода 17 и вывода теплоносителя 18. Трубы 11 и 12 в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора 13 к выходному 14. Сепаратор работает следующим образом. Через патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 в первую отстойную секцию 2 подают газоводонефтяную эмульсию. В первой отстойной секции 2 при исходной температуре из газоводонефтяной эмульсии выделяются свободный газ и свободная вода. Газ поднимается в верхнюю часть корпуса сепаратора 1 и скапливается в объеме над первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Вода, плотность которой больше плотности нефти, опускается в нижнюю часть корпуса сепаратора 1. Сообщение между первой 2 и второй секцией 3 сепаратора обеспечивают через перегородки 4 и 5. Нефть переливается через первую перегородку 4, проходит по зазору между перегородками 4 и 5, через перфорированную нижнюю часть перегородки 5 и зазор между перегородкой 5 и уровнем воды поступает во вторую секцию нагрева 3. Поскольку высота h4 меньше высоты h2 и высота h5 больше высоты h3 и присутствует высота h5, жидкость может пройти из первой отстойной секции 2 во вторую секцию нагрева 3 только под перегородкой 5 и через отверстия перфорации на высоте h2. Во второй секции нагрева 3 разделяемую смесь нагревают нагревателем 6. Теплоносителем является вода. За счет подачи газоводонефтяной эмульсии в первую отстойную секцию 2 через патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 и отбора нефти из второй секции нагрева 3 через патрубок вывода нефти 10, размещенный в торце второй секции нагрева 3, организуют поток жидкости вдоль корпуса сепаратора 1. За счет расположения нагревателя 6 в центральной части второй секции нагрева 3 организуют вертикальное движение жидкости от центра вверх и по стенкам корпуса сепаратора 1 вниз. Во второй секции нагрева 3 происходит отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. При нагреве снижается растворимость газа в нефти и из нее выделяется дополнительное количество газа. Одновременно снижается устойчивость водонефтяной эмульсии и из нефти выпадает в нижнюю часть сепаратора дополнительное количество воды. Особенно интенсивно процесс деэмульсации идет на горячей поверхности нагревателя 6. Перфорация перегородок 4 и 5 в верхней части способствует прохождению выделяющегося газа из первой 2 и второй секции 3 к патрубку вывода газа 8, размещенному над перегородками 4 и 5. Зазор между перегородками 4 и 5 и нижней образующей основания корпуса сепаратора 1 обеспечивает прохождение воды из первой секции 2 во вторую 3 и из второй секции 3 к патрубку вывода воды 9. Выполнение нагревателя 6 в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16, способствует равномерному распространению тепла по второй секции нагрева 3. Соединение верхнего из горизонтальных коллекторов 13 с патрубком ввода теплоносителя 17 и нижнего из горизонтальных коллекторов 14 с патрубком вывода теплоносителя 18, соединение горизонтальных коллекторов 15 и 16 соседних по высоте рядов труб 11 и 12 друг с другом трубами 19 со стороны, противоположной патрубкам для ввода 17 и вывода теплоносителя 18 и установление труб 11 и 12 в каждом ряду с уклоном от входного коллектора 13 к выходному 14 обеспечивают совпадение вынужденного движения по трубам потока теплоносителя, прокачиваемого через нагреватель 6, с естественным движением вниз охлаждающегося по ходу движения в трубах потока. Кроме того, это уменьшает скапливание отложений внутри труб и обеспечивает опорожнение труб при остановках, при пропарке и промывке труб во время ремонта. Дегазацию и обезвоживание нефти возможно осуществлять в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющем одну секцию нагрева до температуры большей, чем в предыдущем сепараторе (фиг. 4), или в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющем две секции нагрева до температуры в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей (фиг. 5). Нагрев разделяемой смеси на последней ступени возможно осуществлять с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. Снижение энергозатрат при осуществлении способа достигается не только за счет уменьшения энергозатрат на нагрев свободной воды в секции 2, но и за счет более эффективной утилизации тепла нагретой сепарированной нефти, нагретой сепарированной воды или отработанного теплоносителя при их использовании в качестве теплоносителя на предыдущей ступени нагрева. Примеры конкретного выполнения Пример 1. Проводят предварительную дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 60 мас.%, содержанием газа 75 м3/т и температурой входа 15oС в сепараторе согласно фиг. 1 - 3 в соответствии с описанным выше. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти выполнен длиной 17750 мм, диаметром 3200 мм. Корпус 1 сепаратора разделен на первую отстойную секцию 2 и вторую секцию нагрева 3 первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Первая перфорированная перегородка 4 перфорирована 256 отверстиями диаметром 30 мм в верхней части на высоту h2=960 мм и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h3=400 мм. Вторая перфорированная перегородка 5 перфорирована 106 отверстиями диаметром 30 мм в верхней части на высоту h4=510 мм, перфорирована 128 отверстиями диаметром 30 мм снизу на высоту h5=270 мм и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h5=800 мм. Сепаратор снабжен нагревателем 6, размещенным в центральной части второй секции 3. Нагреватель 6 выполнен в виде двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16. Температуру во второй секции нагрева поддерживают на уровне 35oС. Через патрубок ввода теплоносителя 17 в нагреватель 6 подают теплоноситель - нагретую воду, через патрубок вывода теплоносителя 18 нагретую воду отводят от нагревателя 6. Сепарацию и обезвоживание проводят, как описано выше. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 8%, что удовлетворяет требованиям к предварительному обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя известные сепараторы, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Пример 2. Выполняют дегазацию и глубокое обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 15%, как в примере 1, с дополнительной дегазацией и обезвоживанием в одном дополнительном сепараторе, имеющем только одну секцию нагрева с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. Во втором сепараторе нефть догревают до температуры 45oС, в первом сепараторе на выходе в секции нагрева температура равна 25oС, в первой секции ввода первого сепаратора температура равна 15oС. Схема соединения сепараторов показана на фиг. 4. Сепаратор 20, выполненный в соответствии с фиг. 1, последовательно соединен с сепаратором 21. Сепаратор 21 выполнен однокамерным с нагревателем 22 конструкции, аналогичной нагревателю 6 на фиг. 1. В сепараторе 21 патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 23 и патрубок вывода нефти 24 размещены в торцах, патрубок вывода газа 25 размещен в верхней части, патрубок вывода воды 26 размещен в нижней части. Патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20 соединен с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 23 сепаратора 21. Патрубок вывода нефти 24 сепаратора 21 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20. Патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 соединен с трубопроводом вывода подготовленной нефти. Патрубок ввода теплоносителя 27 нагревателя 22 сепаратора 21 соединен с подводом теплоносителя - нагретой воды. Патрубок вывода теплоносителя 28 сепаратора 21 соединен с отводом теплоносителя. Дегазацию и обезвоживание нефти проводят следующим образом. Через патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20, соединенный с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 23 сепаратора 21, нефть после сепарации в сепараторе 20 подают в сепаратор 21. Через патрубок ввода теплоносителя 27 нагревателя 22 в сепаратор 21 подают теплоноситель - нагретую воду, а через патрубок вывода теплоносителя 28 отводят теплоноситель. Нефть нагревают в сепараторе 21. Производят разделение нефти на газ, воду и очищенную нагретую нефть. Газ отводят через патрубок вывода газа 25, воду отводят через патрубок вывода воды 26. Очищенную нагретую нефть направляют через патрубок вывода нефти 24 сепаратора 21, соединенный с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20, в нагреватель 6 сепаратора 20. Очищенная нагретая нефть служит теплоносителем для нагревателя 6. После прохождения нагревателя 6 через патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 нефть направляют в трубопровод отбора нефти. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 0,3%, что удовлетворяет требованиям к глубокому обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя известные сепараторы, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Пример 3. Выполняют дегазацию и глубокое обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 15%, как в примере 1, с дополнительной дегазацией и обезвоживанием в одном дополнительном сепараторе, имеющем две секции нагрева, с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. Температура во второй секции второго сепаратора равна 55oС, температура в первой секции второго сепаратора равна 35oС, температура в секции нагрева первого сепаратора равна 22oС, в первой секции ввода первого сепаратора температура равна 15oС. Схема соединения сепараторов показана на фиг. 5. Сепаратор 20, выполненный в соответствии с фиг. 1, последовательно соединен с сепаратором 29. Сепаратор 29 выполнен двухсекционным с нагревателями 30 и 31 конструкции, аналогичной нагревателю 6 на фиг. 1. В сепараторе 29 патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 32 и патрубок вывода нефти 33 размещены в торцах, патрубок вывода газа 34 размещен в верхней части, патрубок вывода воды 35 размещен в нижней части. Патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20 соединен с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 32 сепаратора 29. Патрубок вывода нефти 33 сепаратора 29 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20. Патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 соединен с трубопроводом отбора подготовленной нефти. Патрубок ввода теплоносителя 36 нагревателя 31 сепаратора 29 соединен с подводом теплоносителя - нагретой воды. Патрубок вывода теплоносителя 37 нагревателя 31 сепаратора 29 соединен с патрубком ввода теплоносителя 38 нагревателя 30 сепаратора 29. Патрубок вывода теплоносителя 39 нагревателя 30 сепаратора 29 соединен с трубопроводом отвода теплоносителя. Дегазацию и обезвоживание нефти проводят следующим образом. Через патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20, соединенный с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 32 сепаратора 29, нефть после сепарации в сепараторе 20 подают в сепаратор 29. Через патрубок ввода теплоносителя 36 в нагреватель 31 сепаратора 29 подают теплоноситель - нагретую воду, через патрубок вывода теплоносителя 37 отводят теплоноситель от нагревателя 31 и подают через патрубок 38 в нагреватель 30. Через патрубок 39 теплоноситель отводят из нагревателя 30 сепаратора 29. Нефть нагревают в сепараторе 29. Производят разделение нефти на газ, воду и очищенную нагретую нефть. Газ отводят через патрубок вывода газа 34. Воду отводят через патрубок 35. Через патрубок вывода нефти 33 нагретую нефть подают из сепаратора 29 через патрубок ввода теплоносителя 17 в нагреватель 6 и отводят охлажденную нефть из нагревателя 6 через патрубок вывода теплоносителя 18 в трубопровод отбора подготовленной нефти. Таким образом, нефть, очищенную и нагретую в сепараторе 29, используют как теплоноситель для нагрева нефти в сепараторе 20. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 0,3%, что удовлетворяет требованиям к глубокому обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя два известных последовательных сепаратора с конечной температурой нагрева 55oС, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Применение предложенного способа и устройства позволит повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снизить энергозатраты, увеличить межремонтный период и снизить пожароопасность.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ дегазации и обезвоживания нефти, включающий гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом, отличающийся тем, что ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй, в первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды, для чего сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой, в секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости, отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющим одну секцию нагрева с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющим две секции нагрева с температурой в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей. 4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что нагрев разделяемой смеси на последней ступени осуществляют с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. 5. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти, включающий горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти, отличающийся тем, что патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен во второй секции сепаратора, нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами, верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя, горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам для ввода и вывода теплоносителя, трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному, на разделе первой и второй секций сепаратора установлены поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, патрубок вывода газа размещен в верхней части между перегородками, патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок, патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. 6. Сепаратор по п. 5, отличающийся тем, что в первой секции зеркально размещен нагреватель, аналогичный нагревателю второй секции.

www.freepatent.ru

способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления - патент РФ 2572135

Изобретение относится к процессам промысловой подготовки нефти. Способ дегазации и обезвоживания нефти заключается в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве водонефтяной эмульсии посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135 t/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135 t - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы. Технический результат - позволяет повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяных эмульсий. 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2572135

способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135

Изобретение относится к процессам промысловой подготовки нефти, в частности к процессам дегазации и обезвоживания нефти методом гидродинамического отстаивания.

Известен способ дегазации и обезвоживания нефти, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии. Нагрев водогазонефтяной смеси осуществляется посредством U-образной жаровой трубы с вертикально ориентированными друг относительно друга ветвями. [Тарасов М.Ю., Зырянов А.Б., Зобнин А.А., Ташбулатов И.А. Промысловые исследования обезвоживания нефти в нефтегазоводоразделителях с подогревом продукции. Нефтяное хозяйство. - 2012 - № 5. - С. 96-98].

Недостатком известного способа является то, что вертикально ориентированные относительно друг друга ветви жаровой трубы занимают значительный объем аппарата, в результате чего при увеличении обводненности входящей продукции нагреву подвергается не только нефтегазоводяная смесь, находящаяся выше уровня раздела фаз «нефть/вода», но и свободная вода, нагрев которой не желателен. Более того, при высокой обводненности возможна работа жаровой трубы в свободной воде. В этом случае значительно увеличивается скорость коррозии жаровой трубы, происходит ее прогорание, что существенно сокращает срок ее эксплуатации. Это приводит к снижению эффективности работы нефтегазоводоразделителя и сокращению сроков его межремонтного периода.

Наиболее близким способом дегазации и обезвоживания нефти является способ, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа, нагреве водогазонефтяной смеси посредством U-образной жаровой трубы с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями и отстаивании водонефтяной эмульсии (патент США № US 8465572 В1, опубл. 18.06.2013).

Недостатком данного технического решения является наличие единственного нагревательного элемента, расположенного по центральной оси нефтегазоводоразделителя и занимающего по объему едва ли третью часть объема его секции нагрева, что снижает тепловую мощность аппарата и тем самым снижает эффективность процесса разделения водонефтяной эмульсии в условиях изменяющейся обводненности.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии в условиях изменяющейся обводненности, повышение надежности работы и ресурса нефтегазоводоразделителя и сокращение его эксплуатационных затрат.

Технический результат достигается тем, что в способе дегазации и обезвоживания нефти, заключающемся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии, нагрев водонефтяной эмульсии производят посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W 2) с способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135 t/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135 t - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы.

Осуществление подогрева нефтеводяной эмульсии посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями позволяет повысить тепловую мощность нефтегазоводоразделителя.

Осуществление в процессе эксплуатации нефтегазоводоразделителя контроля обводненности поступающей смеси позволяет повысить эффективность использования нагревательных элементов, исключив расход тепловой мощности на нагрев находящейся в смеси свободной воды, путем отключения нагрева нижней жаровой трубы, что существенно снижает эксплуатационные затраты нефтегазоводоразделителя. Исключение подогрева свободной воды позволяет повысить надежность работы по меньшей мере нижней жаровой трубы, тем самым увеличив ресурс нефтегазоводоразделителя в целом.

Изобретение поясняется графически, где на фиг. 1 изображена принципиальная схема нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом.

Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом содержит секцию 1 нагрева и секцию 2 отстоя, разделенные друг от друга поперечной перегородкой 3, конструкция которой обеспечивает беспрепятственное передвижение свободной воды из секции 1 в секцию 2 вдоль нижней образующей нефтегазоводоразделителя, свободное передвижение газа вдоль верхней образующей нефтегазоводоразделителя и переливание нефти с эмульгированной водой через верхний край перегородки 3. В корпусе 4 секции 1 нагрева размещены нагревательные элементы в виде двух горизонтально ориентированных U-образных нижней и верхней жаровых труб 5 и 6, расположенных друг над другом.

Секция 2 отстоя оснащена блоком 7 коалесцирующих элементов. В качестве коалесцирующего элемента используется материал с хорошо выраженными гидрофобными свойствами и низким гидравлическим сопротивлением - набор полипропиленовых пластин, установленных вертикально вдоль оси нефтегазоводоразделителя с фиксированным расстоянием между собой.

Отделение свободного газа и свободной воды от нефтегазоводяной смеси и нагрев водонефтяной эмульсии выполняют в секции 1 нагрева, а процесс обезвоживания (отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды) водонефтяной эмульсии происходит в секции 2 отстоя. В секции 2 при прохождении водонефтяной эмульсии через блок 7 коалесценции происходит столкновение эмульсии с коалесцирующими пластинами и накопление отдельных капелек нефти на их поверхности. По мере укрупнения капель нефти под действием разности плотностей нефти и воды происходит их всплытие в поток нефти с последующим уносом в сборник 8 нефти. Отбор отсепарированного газа выполняют через расположенный в верхней части аппарата патрубок 9 отвода газа, отбор воды выполняют через расположенный в его нижней части патрубок 10, а отбор нефти - через патрубок 11 отвода нефти в сборнике 8 нефти.

Способ дегазации и обезвоживания нефти заключается в следующем.

Нефтегазоводяную смесь подают в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, в секции 1 которого происходит отделение свободного нефтяного газа и свободной воды и нагрев водонефтяной эмульсии, посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб 5 и 6 с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями. Из секции 1 водонефтяная эмульсия направляется в секцию 2 для ее отстаивания. В течение всего процесса дегазации и обезвоживания нефти измеряют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135 t/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W2 - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135 t - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, и сравнивают ее значения с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы. Как только величина тепловой мощности, требуемой для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси? превысит контрольную величину тепловой мощности нижней жаровой трубы, нагрев нижней жаровой трубы отключают.

Способ дегазации и обезвоживания нефти реализуется следующим образом.

Через патрубок 12 ввода в секцию 1 нефтегазоводоразделителя подается газоводонефтяная смесь. Происходит распределение смеси около жаровых труб 5 и 6, ее нагрев и отделение из нее свободного газа и свободной воды. Газ направляется в верхнюю часть корпуса 4 аппарата и скапливается в объеме над секциями 1 и 2. Вода, плотность которой больше плотности нефти, опускается в нижнюю часть корпуса 4 аппарата и под переливной перегородкой 3 направляется в секцию 2. Водонефтяная эмульсия переливается через перегородку 3 и попадает в блок коалесценции 7. При прохождении через блок 7 капли нефти коалесцируют друг с другом, образуют крупные формы и всплывают вверх в нефтяной слой, а вода под действием сил гравитации аккумулируется в нижней части аппарата. Выход нефти из секции отстоя осуществляется через перегородку в сборник нефти 8, расположенный на выходе из аппарата. Вода, выделившаяся из смеси около жаровых труб 5 и 6 и в секции 2 отстоя соединяется со «свободной» водой в нижней части аппарата и выводится патрубком 10 отвода. Отделенный газ аккумулируется в верхней части аппарата и отводится через патрубок 9 выхода газа.

Жаровые трубы 5 и 6 выполнены U-образными с горизонтально ориентированными ветвями, что позволяет более эффективно расходовать теплоту нагрева и исключить потенциально «нежелательные» режимы работы нагревательных элементов. При поступлении эмульсии со средней обводненностью 30-50% жаровые трубы находятся выше уровня раздела фаз в зоне эмульсии «нефть/воды», контакта со свободной воды нет. Происходит нагрев только нефтяной эмульсии, что является оптимальным режимом работы. В случае поступления высокообводненной эмульсии (до 90%) уровень раздела фаз «нефть/вода» поднимается и может оказаться выше горизонтального уровня жаровой трубы 5. В этом случае происходит расходование теплоты сгорания газа на нагрев свободной воды, что является не только бесполезным, но и ускоряет процессы коррозии при нахождении материала жаровых труб в минерализованной водной среде.

В процессе эксплуатации нефтегазоводоразделителя контролируют обводненность поступающей в него нефтегазоводяной смеси, причем важно контролировать не только общее содержание воды в водонефтяной смеси, но и содержание свободной воды, от величины которой главным образом и зависит момент отключения нижней жаровой трубы 5. При росте обводненности уже на входе в нефтегазоводоразделитель происходит расслоение поступающей смеси на устойчивую эмульсию и свободную воду. Свободная вода, практически не подогреваясь, проходит вниз секции 1 нагрева и отводится из аппарата, а устойчивая эмульсия проходя через жаровые трубы, нагревается и поступает в секцию 2 отстоя. Контроль за состоянием продукции на входе обычно проводят путем отбора пробы (до точки введения деэмульгатора) и отстаивания ее при условиях процесса. После расслоения определяют содержание воды в нефти (эмульсии) и общее количество воды. Количество свободной воды определяют по формуле:

способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135, где Qн - расход нефти, W1 - содержание воды в поступающей продукции, доли единиц; W2 - содержание связанной воды в эмульсии, доли единиц. Величина W2 может быть определена, например, путем подготовки ряда эмульсий с разной степенью обводненности и определения обводненности (W2), выше которой эмульсия начинает расслаиваться. Тепловая мощность для подогрева свободной воды, соответственно, равна N=Qн(W1-W2)c способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135 t/(1-W1)(1-W2). Определяя тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, сравнивают ее значение с контрольной величиной тепловой мощности жаровой трубы 5 и при превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы 5. Вторая жаровая труба 6, которая находится в водонефтяном слое выше уровня раздела фаз «нефть/водf», продолжает работать. Таким образом, исключается тепловая мощность аппарата, расходуемая на подогрев свободной воды при работе на расслоенной водонефтяной смеси? и мощности оставшейся в работе жаровой трубы 6 достаточно для нагрева устойчивой эмульсии. Происходит снижение расхода топливного газа, значительно снижаются процессы коррозии нагревательных элементов. При этом улучшаются показатели эффективности работы нефтегазоводоразделителя за счет исключения лишнего нагрева свободной воды в его нижней части в случае поступления высокообводненной смеси и нахождения жаровой трубы 5 ниже границы раздела фаз «нефть/вода». Нагреву подвергается только нефть, растворенный газ и эмульгированная вода.

Реализация предлагаемого решения позволит повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяных эмульсий, повысить надежность работы и межремонтный ресурс нефтегазоводоразделителя и сократить его эксплуатационные затраты.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ дегазации и обезвоживания нефти, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии, отличающийся тем, что нагрев водонефтяной эмульсии производят посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W 2) с способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135 t/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления, патент № 2572135 t - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы.

www.freepatent.ru

Способ дегазации и обезвоживания нефти и сепаратор для его осуществления

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для предварительной подготовки нефти и очистки пластовых сточных вод. Обеспечивает повышение эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии и снижение энергозатрат. Сущность изобретения: дегазацию и обезвоживание нефти проводят в двухсекционном сепараторе с нагревом. Ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй. В первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. Сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки. Первая перегородка перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора. Вторая перегородка перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части. Сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки. Обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой. Обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой. В секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и вертикальное движение от центра к стенкам корпуса сепаратора. Отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. Устройство включает горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти. Патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен в центральной части второй секции сепаратора - секции нагрева. Нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами. Верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя. Горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам, для ввода и вывода теплоносителя. Трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному. Поперечные перфорированные перегородки установлены на разделе первой и второй секций сепаратора. Патрубок вывода газа размещен над перегородками. Патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок. Патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для предварительной подготовки нефти и очистки пластовых сточных вод.

Известен способ разделения двух несмешивающихся жидкостей, преимущественно воды и нефти, включающий подачу в разделительную емкость воды и нефти, затем исходной смеси, выдержку и выпуск разделенных продуктов (Патент РФ 1805991, опубл. 30.03.93). Известный способ длителен и не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Известен способ сепарации продукции скважин, включающий ввод газоводонефтяной смеси в функциональный аппарат, отбор выделившегося свободного газа, обезвоженной газированной нефти, обработку перепадом давления газированной пластовой воды пропусканием ее через штуцер с одновременной подачей ее в верхнюю часть отстойника и отвод пластовой воды (Патент РФ 1507415, опубл. 15.09.89). Известный способ приводит к сепарации газоводонефтяной эмульсии, однако он сложен в реализации вследствие необходимости применения перепада давления и не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ деэмульсации газоводонефтяной эмульсии, включающий подачу газоводонефтяной эмульсии под топочное устройство нагревательного отсека сепаратора, нагрев, разрушение и укрупнение глобул нефти и воды, разгазирование, отвод газа, подачу нефтеводяной смеси через и сквозь перфорированные перегородки и распределитель в отстойный отсек, окончательное разделение на нефть и воду, отбор нефти и воды (Авторское свидетельство СССР 709113, опубл. 15.01.80 - прототип). Известный способ не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии и снижения энергозатрат. Задача решается тем, что в способе дегазации и обезвоживания нефти, включающем гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом, согласно изобретению ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй, в первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды, для чего сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой, в секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости, отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. Дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющeм одну секцию нагрева, до температуры большей, чем в предыдущем сепараторе. Дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющeм две секции нагрева, до температуры в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей. Нагрев разделяемой смеси на последней ступени осуществляют с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. Известна установка для деэмульсации нефти, включающая горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перегородки, вертикальную перегородку, не доходящую до верха и низа корпуса, снабженную переливным козырьком, отстойную камеру, камеру нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии и вывода газа, воды и нефти (Авторское свидетельство СССР 747490, опубл. 15.07.80). Известная установка не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. Аппарат имеет малый межремонтный период и высокую пожароопасность. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является аппарат для деэмульсации газоводонефтяной эмульсии (сепаратор), включающий горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, не доходящие поочередно до верха и низа корпуса, отстойную камеру, камеру нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии и вывода газа, воды и нефти (Авторское свидетельство СССР 709113, опубл. 15.01.80 - прототип). Известный аппарат не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. Аппарат имеет малый межремонтный период и высокую пожароопасность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снижения энергозатрат, увеличения межремонтного периода и снижения пожароопасности. Задача решается тем, что в сепараторе для дегазации и обезвоживания нефти, включающем горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти, согласно изобретению патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен во второй секции сепаратора, нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами, верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя, горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам для ввода и вывода теплоносителя, трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному, на разделе первой и второй секций сепаратора установлены поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, патрубок вывода газа размещен в верхней части между перегородками, патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок, патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. Сущность изобретения При дегазации и обезвоживании нефти проводят гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом. При этом не всегда удается обеспечить высокую эффективность процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Применяемые аппараты имеют малый межремонтный период и высокую пожароопасность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снижения энергозатрат, увеличения межремонтного периода и снижения пожароопасности. Для этого ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй. В первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. При этом снижаются энергозатраты на нагрев, поскольку из нагрева исключается нагрев свободного газа и свободной воды (теплоемкость воды в 2 раза больше теплоемкости нефти), т.е. нагревают только нефть, растворенный газ и эмульгированную воду. Обеспечивают сообщение между первой и второй секцией сепаратора через поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части. Сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой. Перфорация нижней части второй перегородки намного повышает устойчивость работы сепаратора за счет исключения "запирания" потока нефти при повышении уровня воды в сепараторе выше оптимального значения. Одновременно при этом повышается степень равномерности распределения потока нефти по поперечному сечению сепаратора в зазоре между уровнем воды и верхом отверстий перфорации. При отсутствии перфорации неравномерность потока в этом случае обуславливается погрешностями изготовления и монтажа сепаратора, неизбежными на практике. Перфорация верхней части первой и второй перегородок способствует отделению жидкости от газа за счет повышения степени равномерности поля скоростей потока газа по поперечному сечению сепаратора. В секции нагрева нагревают разделяемую смесь от стенок труб нагревателя. Теплоносителем могут служить вода, антифриз, термомасло, обезвоженная нефть или вода со следующей ступени разделения газоводонефтяной эмульсии и т.п. Организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости. При этом увеличивается теплообмен и облегчается разделение смеси на газ, воду и нефть. За счет замены теплоносителя с топочного газа (в прототипе) на применяемые теплоносители удается снизить пожароопасность сепаратора и увеличить межремонтный период с 3-4 мес до 2 лет и более. Отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, т.е. в месте подхода газа из первой и второй секции. Отбор воды выполняют во второй секции вблизи от перегородок, т.е. в месте наиболее интенсивного подхода воды из двух секций. Отбор нефти выполняют во второй секции - конечной точке сепарации. На фиг. 1 представлен сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти, продольный разрез; на фиг. 2 - первая поперечная перфорированная перегородка; на фиг. 3 - вторая поперечная перфорированная перегородка, на фиг. 4 - схема сепарирования с двухступенчатым нагревом, на фиг. 5 - схема сепарирования с трехступенчатым нагревом. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти (фиг. 1) содержит горизонтальный корпус 1, разделенный на первую отстойную секцию 2 и вторую секцию нагрева 3 первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Первая перфорированная перегородка 4 (фиг. 2) перфорирована в верхней части на высоту h2 и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h3. Вторая перфорированная перегородка 5 (фиг. 3) перфорирована в верхней части на высоту h4 и снизу на высоту h5 и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h5. Сепаратор снабжен нагревателем 6, размещенным в центральной части второй секции 3. Патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 размещен в первой отстойной секции 2, патрубок вывода газа 8 размещен над перегородками 4 и 5, патрубок вывода воды 9 размещен во второй секции нагрева 3 вблизи от перегородки 5, патрубок вывода нефти 10 размещен в торце второй секции нагрева 3. Нагреватель 6 выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16. Верхний из горизонтальных коллекторов 13 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17. Нижний из горизонтальных коллекторов 14 соединен с патрубком вывода теплоносителя 18. Горизонтальные коллекторы 15 и 16 соседних по высоте рядов труб 11 и 12 соединены друг с другом трубами 19 со стороны, противоположной патрубкам для ввода 17 и вывода теплоносителя 18. Трубы 11 и 12 в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора 13 к выходному 14. Сепаратор работает следующим образом. Через патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 в первую отстойную секцию 2 подают газоводонефтяную эмульсию. В первой отстойной секции 2 при исходной температуре из газоводонефтяной эмульсии выделяются свободный газ и свободная вода. Газ поднимается в верхнюю часть корпуса сепаратора 1 и скапливается в объеме над первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Вода, плотность которой больше плотности нефти, опускается в нижнюю часть корпуса сепаратора 1. Сообщение между первой 2 и второй секцией 3 сепаратора обеспечивают через перегородки 4 и 5. Нефть переливается через первую перегородку 4, проходит по зазору между перегородками 4 и 5, через перфорированную нижнюю часть перегородки 5 и зазор между перегородкой 5 и уровнем воды поступает во вторую секцию нагрева 3. Поскольку высота h4 меньше высоты h2 и высота h5 больше высоты h3 и присутствует высота h5, жидкость может пройти из первой отстойной секции 2 во вторую секцию нагрева 3 только под перегородкой 5 и через отверстия перфорации на высоте h2. Во второй секции нагрева 3 разделяемую смесь нагревают нагревателем 6. Теплоносителем является вода. За счет подачи газоводонефтяной эмульсии в первую отстойную секцию 2 через патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 и отбора нефти из второй секции нагрева 3 через патрубок вывода нефти 10, размещенный в торце второй секции нагрева 3, организуют поток жидкости вдоль корпуса сепаратора 1. За счет расположения нагревателя 6 в центральной части второй секции нагрева 3 организуют вертикальное движение жидкости от центра вверх и по стенкам корпуса сепаратора 1 вниз. Во второй секции нагрева 3 происходит отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. При нагреве снижается растворимость газа в нефти и из нее выделяется дополнительное количество газа. Одновременно снижается устойчивость водонефтяной эмульсии и из нефти выпадает в нижнюю часть сепаратора дополнительное количество воды. Особенно интенсивно процесс деэмульсации идет на горячей поверхности нагревателя 6. Перфорация перегородок 4 и 5 в верхней части способствует прохождению выделяющегося газа из первой 2 и второй секции 3 к патрубку вывода газа 8, размещенному над перегородками 4 и 5. Зазор между перегородками 4 и 5 и нижней образующей основания корпуса сепаратора 1 обеспечивает прохождение воды из первой секции 2 во вторую 3 и из второй секции 3 к патрубку вывода воды 9. Выполнение нагревателя 6 в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16, способствует равномерному распространению тепла по второй секции нагрева 3. Соединение верхнего из горизонтальных коллекторов 13 с патрубком ввода теплоносителя 17 и нижнего из горизонтальных коллекторов 14 с патрубком вывода теплоносителя 18, соединение горизонтальных коллекторов 15 и 16 соседних по высоте рядов труб 11 и 12 друг с другом трубами 19 со стороны, противоположной патрубкам для ввода 17 и вывода теплоносителя 18 и установление труб 11 и 12 в каждом ряду с уклоном от входного коллектора 13 к выходному 14 обеспечивают совпадение вынужденного движения по трубам потока теплоносителя, прокачиваемого через нагреватель 6, с естественным движением вниз охлаждающегося по ходу движения в трубах потока. Кроме того, это уменьшает скапливание отложений внутри труб и обеспечивает опорожнение труб при остановках, при пропарке и промывке труб во время ремонта. Дегазацию и обезвоживание нефти возможно осуществлять в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющем одну секцию нагрева до температуры большей, чем в предыдущем сепараторе (фиг. 4), или в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющем две секции нагрева до температуры в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей (фиг. 5). Нагрев разделяемой смеси на последней ступени возможно осуществлять с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. Снижение энергозатрат при осуществлении способа достигается не только за счет уменьшения энергозатрат на нагрев свободной воды в секции 2, но и за счет более эффективной утилизации тепла нагретой сепарированной нефти, нагретой сепарированной воды или отработанного теплоносителя при их использовании в качестве теплоносителя на предыдущей ступени нагрева. Примеры конкретного выполнения Пример 1. Проводят предварительную дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 60 мас.%, содержанием газа 75 м3/т и температурой входа 15oС в сепараторе согласно фиг. 1 - 3 в соответствии с описанным выше. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти выполнен длиной 17750 мм, диаметром 3200 мм. Корпус 1 сепаратора разделен на первую отстойную секцию 2 и вторую секцию нагрева 3 первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Первая перфорированная перегородка 4 перфорирована 256 отверстиями диаметром 30 мм в верхней части на высоту h2=960 мм и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h3=400 мм. Вторая перфорированная перегородка 5 перфорирована 106 отверстиями диаметром 30 мм в верхней части на высоту h4=510 мм, перфорирована 128 отверстиями диаметром 30 мм снизу на высоту h5=270 мм и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h5=800 мм. Сепаратор снабжен нагревателем 6, размещенным в центральной части второй секции 3. Нагреватель 6 выполнен в виде двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16. Температуру во второй секции нагрева поддерживают на уровне 35oС. Через патрубок ввода теплоносителя 17 в нагреватель 6 подают теплоноситель - нагретую воду, через патрубок вывода теплоносителя 18 нагретую воду отводят от нагревателя 6. Сепарацию и обезвоживание проводят, как описано выше. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 8%, что удовлетворяет требованиям к предварительному обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя известные сепараторы, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Пример 2. Выполняют дегазацию и глубокое обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 15%, как в примере 1, с дополнительной дегазацией и обезвоживанием в одном дополнительном сепараторе, имеющем только одну секцию нагрева с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. Во втором сепараторе нефть догревают до температуры 45oС, в первом сепараторе на выходе в секции нагрева температура равна 25oС, в первой секции ввода первого сепаратора температура равна 15oС. Схема соединения сепараторов показана на фиг. 4. Сепаратор 20, выполненный в соответствии с фиг. 1, последовательно соединен с сепаратором 21. Сепаратор 21 выполнен однокамерным с нагревателем 22 конструкции, аналогичной нагревателю 6 на фиг. 1. В сепараторе 21 патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 23 и патрубок вывода нефти 24 размещены в торцах, патрубок вывода газа 25 размещен в верхней части, патрубок вывода воды 26 размещен в нижней части. Патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20 соединен с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 23 сепаратора 21. Патрубок вывода нефти 24 сепаратора 21 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20. Патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 соединен с трубопроводом вывода подготовленной нефти. Патрубок ввода теплоносителя 27 нагревателя 22 сепаратора 21 соединен с подводом теплоносителя - нагретой воды. Патрубок вывода теплоносителя 28 сепаратора 21 соединен с отводом теплоносителя. Дегазацию и обезвоживание нефти проводят следующим образом. Через патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20, соединенный с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 23 сепаратора 21, нефть после сепарации в сепараторе 20 подают в сепаратор 21. Через патрубок ввода теплоносителя 27 нагревателя 22 в сепаратор 21 подают теплоноситель - нагретую воду, а через патрубок вывода теплоносителя 28 отводят теплоноситель. Нефть нагревают в сепараторе 21. Производят разделение нефти на газ, воду и очищенную нагретую нефть. Газ отводят через патрубок вывода газа 25, воду отводят через патрубок вывода воды 26. Очищенную нагретую нефть направляют через патрубок вывода нефти 24 сепаратора 21, соединенный с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20, в нагреватель 6 сепаратора 20. Очищенная нагретая нефть служит теплоносителем для нагревателя 6. После прохождения нагревателя 6 через патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 нефть направляют в трубопровод отбора нефти. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 0,3%, что удовлетворяет требованиям к глубокому обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя известные сепараторы, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Пример 3. Выполняют дегазацию и глубокое обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 15%, как в примере 1, с дополнительной дегазацией и обезвоживанием в одном дополнительном сепараторе, имеющем две секции нагрева, с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. Температура во второй секции второго сепаратора равна 55oС, температура в первой секции второго сепаратора равна 35oС, температура в секции нагрева первого сепаратора равна 22oС, в первой секции ввода первого сепаратора температура равна 15oС. Схема соединения сепараторов показана на фиг. 5. Сепаратор 20, выполненный в соответствии с фиг. 1, последовательно соединен с сепаратором 29. Сепаратор 29 выполнен двухсекционным с нагревателями 30 и 31 конструкции, аналогичной нагревателю 6 на фиг. 1. В сепараторе 29 патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 32 и патрубок вывода нефти 33 размещены в торцах, патрубок вывода газа 34 размещен в верхней части, патрубок вывода воды 35 размещен в нижней части. Патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20 соединен с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 32 сепаратора 29. Патрубок вывода нефти 33 сепаратора 29 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20. Патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 соединен с трубопроводом отбора подготовленной нефти. Патрубок ввода теплоносителя 36 нагревателя 31 сепаратора 29 соединен с подводом теплоносителя - нагретой воды. Патрубок вывода теплоносителя 37 нагревателя 31 сепаратора 29 соединен с патрубком ввода теплоносителя 38 нагревателя 30 сепаратора 29. Патрубок вывода теплоносителя 39 нагревателя 30 сепаратора 29 соединен с трубопроводом отвода теплоносителя. Дегазацию и обезвоживание нефти проводят следующим образом. Через патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20, соединенный с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 32 сепаратора 29, нефть после сепарации в сепараторе 20 подают в сепаратор 29. Через патрубок ввода теплоносителя 36 в нагреватель 31 сепаратора 29 подают теплоноситель - нагретую воду, через патрубок вывода теплоносителя 37 отводят теплоноситель от нагревателя 31 и подают через патрубок 38 в нагреватель 30. Через патрубок 39 теплоноситель отводят из нагревателя 30 сепаратора 29. Нефть нагревают в сепараторе 29. Производят разделение нефти на газ, воду и очищенную нагретую нефть. Газ отводят через патрубок вывода газа 34. Воду отводят через патрубок 35. Через патрубок вывода нефти 33 нагретую нефть подают из сепаратора 29 через патрубок ввода теплоносителя 17 в нагреватель 6 и отводят охлажденную нефть из нагревателя 6 через патрубок вывода теплоносителя 18 в трубопровод отбора подготовленной нефти. Таким образом, нефть, очищенную и нагретую в сепараторе 29, используют как теплоноситель для нагрева нефти в сепараторе 20. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 0,3%, что удовлетворяет требованиям к глубокому обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя два известных последовательных сепаратора с конечной температурой нагрева 55oС, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Применение предложенного способа и устройства позволит повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снизить энергозатраты, увеличить межремонтный период и снизить пожароопасность.

Формула изобретения

1. Способ дегазации и обезвоживания нефти, включающий гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом, отличающийся тем, что ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй, в первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды, для чего сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой, в секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости, отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющим одну секцию нагрева с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющим две секции нагрева с температурой в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей. 4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что нагрев разделяемой смеси на последней ступени осуществляют с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. 5. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти, включающий горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти, отличающийся тем, что патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен во второй секции сепаратора, нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами, верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя, горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам для ввода и вывода теплоносителя, трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному, на разделе первой и второй секций сепаратора установлены поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, патрубок вывода газа размещен в верхней части между перегородками, патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок, патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. 6. Сепаратор по п. 5, отличающийся тем, что в первой секции зеркально размещен нагреватель, аналогичный нагревателю второй секции.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:Гершуни Семен Шикович

(73) Патентообладатель:ООО "Нефтегазхиммаш"

Договор № РД0006723 зарегистрирован 21.02.2006

Извещение опубликовано: 10.04.2006        БИ: 10/2006

Другие изменения, связанные с зарегистрированными изобретениями

Изменения:Публикацию о досрочном прекращении действия патента считать недействительной.

Номер и год публикации бюллетеня: 2-2008

Извещение опубликовано: 27.02.2008        БИ: 06/2008

www.findpatent.ru

Промысловая подготовка нефти

Из нефтяных скважинв общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехп-римесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.

Цельюпромысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация

Дегазация нефтиосуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором,а сам процесс разделения - сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепараторпредставляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 7.33).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

 

Рис. 7.33. Вертикальный сепаратор;

А - основная сепарационная секция;

Б - осадительная секция;

В - секция сбора нефти; Г- секция

каплеудаления;

1 - патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления "до себя" на линии отвода газа;

4 - жалюзийный каплеуловитель;

5 - предохранительный клапан;

6 -наклонные полки; 7 - поплавок; 8 -регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 - перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба

Рис. 7.34. Горизонтальный газонефтяной сепаратор:

1 - технологическая емкость; 2 - наклонные желоба; 3 - пеногаситель; 4 - выход газа; 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для

предотвращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10 - ввод продукции

 

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 7.34) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа(рис. 7.35) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одно-точных гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.

Обезвоживание

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессор-ным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия- механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплошную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

 

Рис. 7.35.Горизонтальный

газонефтяной сепаратор

гидроциклонного типа:

1 - емкость; 2 - однотонный гидроциклон; 3 - направляющий патрубок; 4 - секция перетока; 5 -каллеотбойник; 6 - распределительные решетки; 7 - наклонные полки; 8 - регулятор уровня

Рис. 7.36 Принципиальная схема отстойника непрерывного действия

 

Гравитационное холодное разделениеприменяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действияобычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действияотделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рис. 7.36.

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсациизаключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгаторв количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействиезаключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45...80 °С.

Термохимический методзаключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействиена эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами.Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрацияприменяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Разделение в поле центробежных силпроизводится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до!...2%.

Обессоливание

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %.

Стабилизация

Под процессом стабилизациинефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарациинефть сначала нагревают до температуры 40...80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификациинефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракциониру-ющие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 ° С не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).

studopedya.ru

Способ дегазации и обезвоживания нефти и сепаратор для его осуществления

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для предварительной подготовки нефти и очистки пластовых сточных вод. Обеспечивает повышение эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии и снижение энергозатрат. Сущность изобретения: дегазацию и обезвоживание нефти проводят в двухсекционном сепараторе с нагревом. Ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй. В первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. Сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки. Первая перегородка перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора. Вторая перегородка перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части. Сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки. Обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой. Обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой. В секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и вертикальное движение от центра к стенкам корпуса сепаратора. Отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. Устройство включает горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти. Патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен в центральной части второй секции сепаратора - секции нагрева. Нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами. Верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя. Горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам, для ввода и вывода теплоносителя. Трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному. Поперечные перфорированные перегородки установлены на разделе первой и второй секций сепаратора. Патрубок вывода газа размещен над перегородками. Патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок. Патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для предварительной подготовки нефти и очистки пластовых сточных вод. Известен способ разделения двух несмешивающихся жидкостей, преимущественно воды и нефти, включающий подачу в разделительную емкость воды и нефти, затем исходной смеси, выдержку и выпуск разделенных продуктов (Патент РФ 1805991, опубл. 30.03.93). Известный способ длителен и не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Известен способ сепарации продукции скважин, включающий ввод газоводонефтяной смеси в функциональный аппарат, отбор выделившегося свободного газа, обезвоженной газированной нефти, обработку перепадом давления газированной пластовой воды пропусканием ее через штуцер с одновременной подачей ее в верхнюю часть отстойника и отвод пластовой воды (Патент РФ 1507415, опубл. 15.09.89). Известный способ приводит к сепарации газоводонефтяной эмульсии, однако он сложен в реализации вследствие необходимости применения перепада давления и не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ деэмульсации газоводонефтяной эмульсии, включающий подачу газоводонефтяной эмульсии под топочное устройство нагревательного отсека сепаратора, нагрев, разрушение и укрупнение глобул нефти и воды, разгазирование, отвод газа, подачу нефтеводяной смеси через и сквозь перфорированные перегородки и распределитель в отстойный отсек, окончательное разделение на нефть и воду, отбор нефти и воды (Авторское свидетельство СССР 709113, опубл. 15.01.80 - прототип). Известный способ не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии и снижения энергозатрат. Задача решается тем, что в способе дегазации и обезвоживания нефти, включающем гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом, согласно изобретению ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй, в первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды, для чего сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой, в секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости, отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. Дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющeм одну секцию нагрева, до температуры большей, чем в предыдущем сепараторе. Дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющeм две секции нагрева, до температуры в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей. Нагрев разделяемой смеси на последней ступени осуществляют с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. Известна установка для деэмульсации нефти, включающая горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перегородки, вертикальную перегородку, не доходящую до верха и низа корпуса, снабженную переливным козырьком, отстойную камеру, камеру нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии и вывода газа, воды и нефти (Авторское свидетельство СССР 747490, опубл. 15.07.80). Известная установка не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. Аппарат имеет малый межремонтный период и высокую пожароопасность. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является аппарат для деэмульсации газоводонефтяной эмульсии (сепаратор), включающий горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, не доходящие поочередно до верха и низа корпуса, отстойную камеру, камеру нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии и вывода газа, воды и нефти (Авторское свидетельство СССР 709113, опубл. 15.01.80 - прототип). Известный аппарат не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. Аппарат имеет малый межремонтный период и высокую пожароопасность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снижения энергозатрат, увеличения межремонтного периода и снижения пожароопасности. Задача решается тем, что в сепараторе для дегазации и обезвоживания нефти, включающем горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти, согласно изобретению патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен во второй секции сепаратора, нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами, верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя, горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам для ввода и вывода теплоносителя, трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному, на разделе первой и второй секций сепаратора установлены поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, патрубок вывода газа размещен в верхней части между перегородками, патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок, патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. Сущность изобретенияПри дегазации и обезвоживании нефти проводят гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом. При этом не всегда удается обеспечить высокую эффективность процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Применяемые аппараты имеют малый межремонтный период и высокую пожароопасность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снижения энергозатрат, увеличения межремонтного периода и снижения пожароопасности. Для этого ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй. В первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. При этом снижаются энергозатраты на нагрев, поскольку из нагрева исключается нагрев свободного газа и свободной воды (теплоемкость воды в 2 раза больше теплоемкости нефти), т.е. нагревают только нефть, растворенный газ и эмульгированную воду. Обеспечивают сообщение между первой и второй секцией сепаратора через поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части. Сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой. Перфорация нижней части второй перегородки намного повышает устойчивость работы сепаратора за счет исключения "запирания" потока нефти при повышении уровня воды в сепараторе выше оптимального значения. Одновременно при этом повышается степень равномерности распределения потока нефти по поперечному сечению сепаратора в зазоре между уровнем воды и верхом отверстий перфорации. При отсутствии перфорации неравномерность потока в этом случае обуславливается погрешностями изготовления и монтажа сепаратора, неизбежными на практике. Перфорация верхней части первой и второй перегородок способствует отделению жидкости от газа за счет повышения степени равномерности поля скоростей потока газа по поперечному сечению сепаратора. В секции нагрева нагревают разделяемую смесь от стенок труб нагревателя. Теплоносителем могут служить вода, антифриз, термомасло, обезвоженная нефть или вода со следующей ступени разделения газоводонефтяной эмульсии и т.п. Организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости. При этом увеличивается теплообмен и облегчается разделение смеси на газ, воду и нефть. За счет замены теплоносителя с топочного газа (в прототипе) на применяемые теплоносители удается снизить пожароопасность сепаратора и увеличить межремонтный период с 3-4 мес до 2 лет и более. Отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, т.е. в месте подхода газа из первой и второй секции. Отбор воды выполняют во второй секции вблизи от перегородок, т.е. в месте наиболее интенсивного подхода воды из двух секций. Отбор нефти выполняют во второй секции - конечной точке сепарации. На фиг. 1 представлен сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти, продольный разрез; на фиг. 2 - первая поперечная перфорированная перегородка; на фиг. 3 - вторая поперечная перфорированная перегородка, на фиг. 4 - схема сепарирования с двухступенчатым нагревом, на фиг. 5 - схема сепарирования с трехступенчатым нагревом. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти (фиг. 1) содержит горизонтальный корпус 1, разделенный на первую отстойную секцию 2 и вторую секцию нагрева 3 первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Первая перфорированная перегородка 4 (фиг. 2) перфорирована в верхней части на высоту h2 и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h3. Вторая перфорированная перегородка 5 (фиг. 3) перфорирована в верхней части на высоту h4 и снизу на высоту h5 и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h5. Сепаратор снабжен нагревателем 6, размещенным в центральной части второй секции 3. Патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 размещен в первой отстойной секции 2, патрубок вывода газа 8 размещен над перегородками 4 и 5, патрубок вывода воды 9 размещен во второй секции нагрева 3 вблизи от перегородки 5, патрубок вывода нефти 10 размещен в торце второй секции нагрева 3. Нагреватель 6 выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16. Верхний из горизонтальных коллекторов 13 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17. Нижний из горизонтальных коллекторов 14 соединен с патрубком вывода теплоносителя 18. Горизонтальные коллекторы 15 и 16 соседних по высоте рядов труб 11 и 12 соединены друг с другом трубами 19 со стороны, противоположной патрубкам для ввода 17 и вывода теплоносителя 18. Трубы 11 и 12 в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора 13 к выходному 14. Сепаратор работает следующим образом. Через патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 в первую отстойную секцию 2 подают газоводонефтяную эмульсию. В первой отстойной секции 2 при исходной температуре из газоводонефтяной эмульсии выделяются свободный газ и свободная вода. Газ поднимается в верхнюю часть корпуса сепаратора 1 и скапливается в объеме над первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Вода, плотность которой больше плотности нефти, опускается в нижнюю часть корпуса сепаратора 1. Сообщение между первой 2 и второй секцией 3 сепаратора обеспечивают через перегородки 4 и 5. Нефть переливается через первую перегородку 4, проходит по зазору между перегородками 4 и 5, через перфорированную нижнюю часть перегородки 5 и зазор между перегородкой 5 и уровнем воды поступает во вторую секцию нагрева 3. Поскольку высота h4 меньше высоты h2 и высота h5 больше высоты h3 и присутствует высота h5, жидкость может пройти из первой отстойной секции 2 во вторую секцию нагрева 3 только под перегородкой 5 и через отверстия перфорации на высоте h2. Во второй секции нагрева 3 разделяемую смесь нагревают нагревателем 6. Теплоносителем является вода. За счет подачи газоводонефтяной эмульсии в первую отстойную секцию 2 через патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 и отбора нефти из второй секции нагрева 3 через патрубок вывода нефти 10, размещенный в торце второй секции нагрева 3, организуют поток жидкости вдоль корпуса сепаратора 1. За счет расположения нагревателя 6 в центральной части второй секции нагрева 3 организуют вертикальное движение жидкости от центра вверх и по стенкам корпуса сепаратора 1 вниз. Во второй секции нагрева 3 происходит отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. При нагреве снижается растворимость газа в нефти и из нее выделяется дополнительное количество газа. Одновременно снижается устойчивость водонефтяной эмульсии и из нефти выпадает в нижнюю часть сепаратора дополнительное количество воды. Особенно интенсивно процесс деэмульсации идет на горячей поверхности нагревателя 6. Перфорация перегородок 4 и 5 в верхней части способствует прохождению выделяющегося газа из первой 2 и второй секции 3 к патрубку вывода газа 8, размещенному над перегородками 4 и 5. Зазор между перегородками 4 и 5 и нижней образующей основания корпуса сепаратора 1 обеспечивает прохождение воды из первой секции 2 во вторую 3 и из второй секции 3 к патрубку вывода воды 9. Выполнение нагревателя 6 в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16, способствует равномерному распространению тепла по второй секции нагрева 3. Соединение верхнего из горизонтальных коллекторов 13 с патрубком ввода теплоносителя 17 и нижнего из горизонтальных коллекторов 14 с патрубком вывода теплоносителя 18, соединение горизонтальных коллекторов 15 и 16 соседних по высоте рядов труб 11 и 12 друг с другом трубами 19 со стороны, противоположной патрубкам для ввода 17 и вывода теплоносителя 18 и установление труб 11 и 12 в каждом ряду с уклоном от входного коллектора 13 к выходному 14 обеспечивают совпадение вынужденного движения по трубам потока теплоносителя, прокачиваемого через нагреватель 6, с естественным движением вниз охлаждающегося по ходу движения в трубах потока. Кроме того, это уменьшает скапливание отложений внутри труб и обеспечивает опорожнение труб при остановках, при пропарке и промывке труб во время ремонта. Дегазацию и обезвоживание нефти возможно осуществлять в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющем одну секцию нагрева до температуры большей, чем в предыдущем сепараторе (фиг. 4), или в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющем две секции нагрева до температуры в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей (фиг. 5). Нагрев разделяемой смеси на последней ступени возможно осуществлять с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. Снижение энергозатрат при осуществлении способа достигается не только за счет уменьшения энергозатрат на нагрев свободной воды в секции 2, но и за счет более эффективной утилизации тепла нагретой сепарированной нефти, нагретой сепарированной воды или отработанного теплоносителя при их использовании в качестве теплоносителя на предыдущей ступени нагрева. Примеры конкретного выполненияПример 1. Проводят предварительную дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 60 мас.%, содержанием газа 75 м3/т и температурой входа 15oС в сепараторе согласно фиг. 1 - 3 в соответствии с описанным выше. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти выполнен длиной 17750 мм, диаметром 3200 мм. Корпус 1 сепаратора разделен на первую отстойную секцию 2 и вторую секцию нагрева 3 первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Первая перфорированная перегородка 4 перфорирована 256 отверстиями диаметром 30 мм в верхней части на высоту h2=960 мм и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h3=400 мм. Вторая перфорированная перегородка 5 перфорирована 106 отверстиями диаметром 30 мм в верхней части на высоту h4=510 мм, перфорирована 128 отверстиями диаметром 30 мм снизу на высоту h5=270 мм и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h5=800 мм. Сепаратор снабжен нагревателем 6, размещенным в центральной части второй секции 3. Нагреватель 6 выполнен в виде двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16. Температуру во второй секции нагрева поддерживают на уровне 35oС. Через патрубок ввода теплоносителя 17 в нагреватель 6 подают теплоноситель - нагретую воду, через патрубок вывода теплоносителя 18 нагретую воду отводят от нагревателя 6. Сепарацию и обезвоживание проводят, как описано выше. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 8%, что удовлетворяет требованиям к предварительному обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя известные сепараторы, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Пример 2. Выполняют дегазацию и глубокое обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 15%, как в примере 1, с дополнительной дегазацией и обезвоживанием в одном дополнительном сепараторе, имеющем только одну секцию нагрева с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. Во втором сепараторе нефть догревают до температуры 45oС, в первом сепараторе на выходе в секции нагрева температура равна 25oС, в первой секции ввода первого сепаратора температура равна 15oС. Схема соединения сепараторов показана на фиг. 4. Сепаратор 20, выполненный в соответствии с фиг. 1, последовательно соединен с сепаратором 21. Сепаратор 21 выполнен однокамерным с нагревателем 22 конструкции, аналогичной нагревателю 6 на фиг. 1. В сепараторе 21 патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 23 и патрубок вывода нефти 24 размещены в торцах, патрубок вывода газа 25 размещен в верхней части, патрубок вывода воды 26 размещен в нижней части. Патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20 соединен с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 23 сепаратора 21. Патрубок вывода нефти 24 сепаратора 21 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20. Патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 соединен с трубопроводом вывода подготовленной нефти. Патрубок ввода теплоносителя 27 нагревателя 22 сепаратора 21 соединен с подводом теплоносителя - нагретой воды. Патрубок вывода теплоносителя 28 сепаратора 21 соединен с отводом теплоносителя. Дегазацию и обезвоживание нефти проводят следующим образом. Через патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20, соединенный с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 23 сепаратора 21, нефть после сепарации в сепараторе 20 подают в сепаратор 21. Через патрубок ввода теплоносителя 27 нагревателя 22 в сепаратор 21 подают теплоноситель - нагретую воду, а через патрубок вывода теплоносителя 28 отводят теплоноситель. Нефть нагревают в сепараторе 21. Производят разделение нефти на газ, воду и очищенную нагретую нефть. Газ отводят через патрубок вывода газа 25, воду отводят через патрубок вывода воды 26. Очищенную нагретую нефть направляют через патрубок вывода нефти 24 сепаратора 21, соединенный с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20, в нагреватель 6 сепаратора 20. Очищенная нагретая нефть служит теплоносителем для нагревателя 6. После прохождения нагревателя 6 через патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 нефть направляют в трубопровод отбора нефти. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 0,3%, что удовлетворяет требованиям к глубокому обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя известные сепараторы, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Пример 3. Выполняют дегазацию и глубокое обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 15%, как в примере 1, с дополнительной дегазацией и обезвоживанием в одном дополнительном сепараторе, имеющем две секции нагрева, с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. Температура во второй секции второго сепаратора равна 55oС, температура в первой секции второго сепаратора равна 35oС, температура в секции нагрева первого сепаратора равна 22oС, в первой секции ввода первого сепаратора температура равна 15oС. Схема соединения сепараторов показана на фиг. 5. Сепаратор 20, выполненный в соответствии с фиг. 1, последовательно соединен с сепаратором 29. Сепаратор 29 выполнен двухсекционным с нагревателями 30 и 31 конструкции, аналогичной нагревателю 6 на фиг. 1. В сепараторе 29 патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 32 и патрубок вывода нефти 33 размещены в торцах, патрубок вывода газа 34 размещен в верхней части, патрубок вывода воды 35 размещен в нижней части. Патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20 соединен с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 32 сепаратора 29. Патрубок вывода нефти 33 сепаратора 29 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20. Патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 соединен с трубопроводом отбора подготовленной нефти. Патрубок ввода теплоносителя 36 нагревателя 31 сепаратора 29 соединен с подводом теплоносителя - нагретой воды. Патрубок вывода теплоносителя 37 нагревателя 31 сепаратора 29 соединен с патрубком ввода теплоносителя 38 нагревателя 30 сепаратора 29. Патрубок вывода теплоносителя 39 нагревателя 30 сепаратора 29 соединен с трубопроводом отвода теплоносителя. Дегазацию и обезвоживание нефти проводят следующим образом. Через патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20, соединенный с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 32 сепаратора 29, нефть после сепарации в сепараторе 20 подают в сепаратор 29. Через патрубок ввода теплоносителя 36 в нагреватель 31 сепаратора 29 подают теплоноситель - нагретую воду, через патрубок вывода теплоносителя 37 отводят теплоноситель от нагревателя 31 и подают через патрубок 38 в нагреватель 30. Через патрубок 39 теплоноситель отводят из нагревателя 30 сепаратора 29. Нефть нагревают в сепараторе 29. Производят разделение нефти на газ, воду и очищенную нагретую нефть. Газ отводят через патрубок вывода газа 34. Воду отводят через патрубок 35. Через патрубок вывода нефти 33 нагретую нефть подают из сепаратора 29 через патрубок ввода теплоносителя 17 в нагреватель 6 и отводят охлажденную нефть из нагревателя 6 через патрубок вывода теплоносителя 18 в трубопровод отбора подготовленной нефти. Таким образом, нефть, очищенную и нагретую в сепараторе 29, используют как теплоноситель для нагрева нефти в сепараторе 20. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 0,3%, что удовлетворяет требованиям к глубокому обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя два известных последовательных сепаратора с конечной температурой нагрева 55oС, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Применение предложенного способа и устройства позволит повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снизить энергозатраты, увеличить межремонтный период и снизить пожароопасность.

Формула изобретения

1. Способ дегазации и обезвоживания нефти, включающий гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом, отличающийся тем, что ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй, в первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды, для чего сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой, в секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости, отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющим одну секцию нагрева с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющим две секции нагрева с температурой в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей. 4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что нагрев разделяемой смеси на последней ступени осуществляют с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. 5. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти, включающий горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти, отличающийся тем, что патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен во второй секции сепаратора, нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами, верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя, горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам для ввода и вывода теплоносителя, трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному, на разделе первой и второй секций сепаратора установлены поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, патрубок вывода газа размещен в верхней части между перегородками, патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок, патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. 6. Сепаратор по п. 5, отличающийся тем, что в первой секции зеркально размещен нагреватель, аналогичный нагревателю второй секции.

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:

Общество с ограниченной ответственностью "Нефтегазхиммаш"

(73) Патентообладатель:

Гершуни Семен Шикович

Договор № РД0002553 зарегистрирован 04.10.2005

Извещение опубликовано: 20.12.2005        БИ: 35/2005

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:

Гершуни Семен Шикович

(73) Патентообладатель:

ООО "Нефтегазхиммаш"

Договор № РД0006723 зарегистрирован 21.02.2006

Извещение опубликовано: 10.04.2006        БИ: 10/2006

MM4A - Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 25.10.2006

Извещение опубликовано: 20.01.2008        БИ: 02/2008

Другие изменения, связанные с зарегистрированными изобретениями

Изменения:

Публикацию о досрочном прекращении действия патента считать недействительной.

Номер и год публикации бюллетеня: 2-2008

Извещение опубликовано: 27.02.2008        БИ: 06/2008

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 25.10.2011

Дата публикации: 20.08.2012

bankpatentov.ru

Способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления

Изобретение относится к процессам промысловой подготовки нефти. Способ дегазации и обезвоживания нефти заключается в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве водонефтяной эмульсии посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с Δt/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, Δt - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы. Технический результат - позволяет повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяных эмульсий. 1 ил.

Изобретение относится к процессам промысловой подготовки нефти, в частности к процессам дегазации и обезвоживания нефти методом гидродинамического отстаивания.

Известен способ дегазации и обезвоживания нефти, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии. Нагрев водогазонефтяной смеси осуществляется посредством U-образной жаровой трубы с вертикально ориентированными друг относительно друга ветвями. [Тарасов М.Ю., Зырянов А.Б., Зобнин А.А., Ташбулатов И.А. Промысловые исследования обезвоживания нефти в нефтегазоводоразделителях с подогревом продукции. Нефтяное хозяйство. - 2012 -№5. - С. 96-98].

Недостатком известного способа является то, что вертикально ориентированные относительно друг друга ветви жаровой трубы занимают значительный объем аппарата, в результате чего при увеличении обводненности входящей продукции нагреву подвергается не только нефтегазоводяная смесь, находящаяся выше уровня раздела фаз «нефть/вода», но и свободная вода, нагрев которой не желателен. Более того, при высокой обводненности возможна работа жаровой трубы в свободной воде. В этом случае значительно увеличивается скорость коррозии жаровой трубы, происходит ее прогорание, что существенно сокращает срок ее эксплуатации. Это приводит к снижению эффективности работы нефтегазоводоразделителя и сокращению сроков его межремонтного периода.

Наиболее близким способом дегазации и обезвоживания нефти является способ, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа, нагреве водогазонефтяной смеси посредством U-образной жаровой трубы с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями и отстаивании водонефтяной эмульсии (патент США №US 8465572 В1, опубл. 18.06.2013).

Недостатком данного технического решения является наличие единственного нагревательного элемента, расположенного по центральной оси нефтегазоводоразделителя и занимающего по объему едва ли третью часть объема его секции нагрева, что снижает тепловую мощность аппарата и тем самым снижает эффективность процесса разделения водонефтяной эмульсии в условиях изменяющейся обводненности.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии в условиях изменяющейся обводненности, повышение надежности работы и ресурса нефтегазоводоразделителя и сокращение его эксплуатационных затрат.

Технический результат достигается тем, что в способе дегазации и обезвоживания нефти, заключающемся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии, нагрев водонефтяной эмульсии производят посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с Δt/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, Δt - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы.

Осуществление подогрева нефтеводяной эмульсии посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями позволяет повысить тепловую мощность нефтегазоводоразделителя.

Осуществление в процессе эксплуатации нефтегазоводоразделителя контроля обводненности поступающей смеси позволяет повысить эффективность использования нагревательных элементов, исключив расход тепловой мощности на нагрев находящейся в смеси свободной воды, путем отключения нагрева нижней жаровой трубы, что существенно снижает эксплуатационные затраты нефтегазоводоразделителя. Исключение подогрева свободной воды позволяет повысить надежность работы по меньшей мере нижней жаровой трубы, тем самым увеличив ресурс нефтегазоводоразделителя в целом.

Изобретение поясняется графически, где на фиг. 1 изображена принципиальная схема нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом.

Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом содержит секцию 1 нагрева и секцию 2 отстоя, разделенные друг от друга поперечной перегородкой 3, конструкция которой обеспечивает беспрепятственное передвижение свободной воды из секции 1 в секцию 2 вдоль нижней образующей нефтегазоводоразделителя, свободное передвижение газа вдоль верхней образующей нефтегазоводоразделителя и переливание нефти с эмульгированной водой через верхний край перегородки 3. В корпусе 4 секции 1 нагрева размещены нагревательные элементы в виде двух горизонтально ориентированных U-образных нижней и верхней жаровых труб 5 и 6, расположенных друг над другом.

Секция 2 отстоя оснащена блоком 7 коалесцирующих элементов. В качестве коалесцирующего элемента используется материал с хорошо выраженными гидрофобными свойствами и низким гидравлическим сопротивлением - набор полипропиленовых пластин, установленных вертикально вдоль оси нефтегазоводоразделителя с фиксированным расстоянием между собой.

Отделение свободного газа и свободной воды от нефтегазоводяной смеси и нагрев водонефтяной эмульсии выполняют в секции 1 нагрева, а процесс обезвоживания (отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды) водонефтяной эмульсии происходит в секции 2 отстоя. В секции 2 при прохождении водонефтяной эмульсии через блок 7 коалесценции происходит столкновение эмульсии с коалесцирующими пластинами и накопление отдельных капелек нефти на их поверхности. По мере укрупнения капель нефти под действием разности плотностей нефти и воды происходит их всплытие в поток нефти с последующим уносом в сборник 8 нефти. Отбор отсепарированного газа выполняют через расположенный в верхней части аппарата патрубок 9 отвода газа, отбор воды выполняют через расположенный в его нижней части патрубок 10, а отбор нефти - через патрубок 11 отвода нефти в сборнике 8 нефти.

Способ дегазации и обезвоживания нефти заключается в следующем.

Нефтегазоводяную смесь подают в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, в секции 1 которого происходит отделение свободного нефтяного газа и свободной воды и нагрев водонефтяной эмульсии, посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб 5 и 6 с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями. Из секции 1 водонефтяная эмульсия направляется в секцию 2 для ее отстаивания. В течение всего процесса дегазации и обезвоживания нефти измеряют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с Δt/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W2 - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, Δt - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, и сравнивают ее значения с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы. Как только величина тепловой мощности, требуемой для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси? превысит контрольную величину тепловой мощности нижней жаровой трубы, нагрев нижней жаровой трубы отключают.

Способ дегазации и обезвоживания нефти реализуется следующим образом.

Через патрубок 12 ввода в секцию 1 нефтегазоводоразделителя подается газоводонефтяная смесь. Происходит распределение смеси около жаровых труб 5 и 6, ее нагрев и отделение из нее свободного газа и свободной воды. Газ направляется в верхнюю часть корпуса 4 аппарата и скапливается в объеме над секциями 1 и 2. Вода, плотность которой больше плотности нефти, опускается в нижнюю часть корпуса 4 аппарата и под переливной перегородкой 3 направляется в секцию 2. Водонефтяная эмульсия переливается через перегородку 3 и попадает в блок коалесценции 7. При прохождении через блок 7 капли нефти коалесцируют друг с другом, образуют крупные формы и всплывают вверх в нефтяной слой, а вода под действием сил гравитации аккумулируется в нижней части аппарата. Выход нефти из секции отстоя осуществляется через перегородку в сборник нефти 8, расположенный на выходе из аппарата. Вода, выделившаяся из смеси около жаровых труб 5 и 6 и в секции 2 отстоя соединяется со «свободной» водой в нижней части аппарата и выводится патрубком 10 отвода. Отделенный газ аккумулируется в верхней части аппарата и отводится через патрубок 9 выхода газа.

Жаровые трубы 5 и 6 выполнены U-образными с горизонтально ориентированными ветвями, что позволяет более эффективно расходовать теплоту нагрева и исключить потенциально «нежелательные» режимы работы нагревательных элементов. При поступлении эмульсии со средней обводненностью 30-50% жаровые трубы находятся выше уровня раздела фаз в зоне эмульсии «нефть/воды», контакта со свободной воды нет. Происходит нагрев только нефтяной эмульсии, что является оптимальным режимом работы. В случае поступления высокообводненной эмульсии (до 90%) уровень раздела фаз «нефть/вода» поднимается и может оказаться выше горизонтального уровня жаровой трубы 5. В этом случае происходит расходование теплоты сгорания газа на нагрев свободной воды, что является не только бесполезным, но и ускоряет процессы коррозии при нахождении материала жаровых труб в минерализованной водной среде.

В процессе эксплуатации нефтегазоводоразделителя контролируют обводненность поступающей в него нефтегазоводяной смеси, причем важно контролировать не только общее содержание воды в водонефтяной смеси, но и содержание свободной воды, от величины которой главным образом и зависит момент отключения нижней жаровой трубы 5. При росте обводненности уже на входе в нефтегазоводоразделитель происходит расслоение поступающей смеси на устойчивую эмульсию и свободную воду. Свободная вода, практически не подогреваясь, проходит вниз секции 1 нагрева и отводится из аппарата, а устойчивая эмульсия проходя через жаровые трубы, нагревается и поступает в секцию 2 отстоя. Контроль за состоянием продукции на входе обычно проводят путем отбора пробы (до точки введения деэмульгатора) и отстаивания ее при условиях процесса. После расслоения определяют содержание воды в нефти (эмульсии) и общее количество воды. Количество свободной воды определяют по формуле:

, где Qн - расход нефти, W1 - содержание воды в поступающей продукции, доли единиц; W2 - содержание связанной воды в эмульсии, доли единиц. Величина W2 может быть определена, например, путем подготовки ряда эмульсий с разной степенью обводненности и определения обводненности (W2), выше которой эмульсия начинает расслаиваться. Тепловая мощность для подогрева свободной воды, соответственно, равна N=Qн(W1-W2)c Δt/(1-W1)(1-W2). Определяя тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, сравнивают ее значение с контрольной величиной тепловой мощности жаровой трубы 5 и при превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы 5. Вторая жаровая труба 6, которая находится в водонефтяном слое выше уровня раздела фаз «нефть/водf», продолжает работать. Таким образом, исключается тепловая мощность аппарата, расходуемая на подогрев свободной воды при работе на расслоенной водонефтяной смеси? и мощности оставшейся в работе жаровой трубы 6 достаточно для нагрева устойчивой эмульсии. Происходит снижение расхода топливного газа, значительно снижаются процессы коррозии нагревательных элементов. При этом улучшаются показатели эффективности работы нефтегазоводоразделителя за счет исключения лишнего нагрева свободной воды в его нижней части в случае поступления высокообводненной смеси и нахождения жаровой трубы 5 ниже границы раздела фаз «нефть/вода». Нагреву подвергается только нефть, растворенный газ и эмульгированная вода.

Реализация предлагаемого решения позволит повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяных эмульсий, повысить надежность работы и межремонтный ресурс нефтегазоводоразделителя и сократить его эксплуатационные затраты.

Формула изобретения

Способ дегазации и обезвоживания нефти, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии, отличающийся тем, что нагрев водонефтяной эмульсии производят посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с Δt/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, Δt - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы.

bankpatentov.ru


Смотрите также