Газоотделитель нефтепродуктов: Газоотделители ГУ для нефтепродуктов, ГУ 25, ГУ 40, ГУ 100, ГУ 150

Содержание

Газоотделители ГУ для нефтепродуктов, ГУ 25, ГУ 40, ГУ 100, ГУ 150

Газоотделители ГУ выполняют важную функцию очистки нефтепродуктов с вязкостью от 0,55 до 6 мм2/с от воздушных и паровых примесей. Этот процесс необходимо осуществлять перед подачей жидкости в измерительное оборудование (счетчики ППО, ППВ, ППТ и др.), так как качественно выполненное отделение примесей существенно повышает точность измерения объема жидкости. Применение газоотделителей целесообразно на станциях заправки и перекачки и стационарных технологических комплексах.

Конструктивные особенности и принцип работы газоотделителя ГУ

Устройство газоотделителя сконструировано по принципу центрифуги и включает в себя корпус и клапанный механизм. Очищаемый нефтепродукт под давлением подается в газоотделитель ГУ тангенциально через входной патрубок. Так как газоотделитель имеет цилиндрическую форму, а поступающая под давлением жидкость подается по касательной, внутри она движется по окружности с большой скоростью. Из-за центробежной силы внутри жидкости создается область низкого давления, куда и устремляются все воздушные примеси и пары.

Одновременно они выдавливаются в верхнюю часть корпуса, где и накапливаются, а пропускаемая жидкость выходит через выводной патрубок. Таким образом, наверху образуется газовый пузырь, при этом уровень нефтепродукта внутри корпуса падает. Газоотделитель в своем внутреннем устройстве имеет специальный стравливающий клапан и связанный с ним поплавок, который регулирует открытие и закрытие клапана. Когда уровень жидкости уменьшается, поплавок также опускается вниз, что приводит к открытию клапана. Скопившиеся примеси стравливаются через отверстие в отводящую магистраль, и уровень жидкости снова поднимается вместе с поплавком, закрывая таким образом спускной клапан.

При весьма доступной цене, газоотделители ГУ удобны в использовании, имеют компактное исполнение, изготовлены из высококачественных материалов, устойчивых к износу и загрязнениям, имеют высокий безремонтный период (10 лет).

Для газоотделителей ГУ 40, ГУ 100 и ГУ 150 мм используется присоединение к трубопроводу фланцевого типа (по ГОСТУ 12815-80), для ГУ 25 – штуцерное (фланцевое производится только по заказу).

!!!На корпусе газоотделителя имеется специальный шильдик со стрелкой, которая указывает необходимое направление потока нефтепродукта. Это необходимо учитывать при монтаже газоотделителей в систему перекачки.

Технические характеристики газоотделителей ГУ

Газоотделители	Гу 25 1,6-350	Гу 40 0,6-350	Гу 40 1,6-350	Гу 100 1,6-600	Гу 100 1,6-500	Гу 150 1,6-600
Условный проход	25	40	40	100	100	150
Раб. давление, МПа	1,6	0,6	1,6	1,6	1,6	1,6
Расход жидкости, м³/ч	0,4-7,2	1,8-25	1,8-25	15-240	15-150	30-420
Внутр. диаметр корпуса	350	350	350	600	500	600

Порядок действий при установке газоотделителей:

1) Очистить подводящую часть трубопровода перекачиваемым продуктом

2) Удалить заглушки с входного и выводного патрубков

3) С помощью керосина, бензина или дизельного топлива промыть газоотделитель от смазки

4) Слить вышеуказанные жидкости

5) Произвести монтаж газоотделителя

Обеспечение безопасности при работах с газоотделителями

1) При проведении ремонтных работ газоотделитель не должен находиться под давлением.

2) Необходимо промыть и пропарить газоотделитель перед разборкой.

3) Следует предохранить газоотделитель от повышенного давления путем установки специального клапана на входном отрезке трубопровода.

4) В случае избыточного давления (выше 1,6 МПа), или если предохранительный клапан неисправен, необходимо отключить газоотделитель.

5) Проводить работу с газоотделителями может только персонал, который прошел специальное обучение и проинструктирован о технике безопасности.

6) Перед вводом газоотделителя в эксплуатацию необходимо удостовериться в надежности креплений фланцевых и болтовых соединений и монтажных болтов.

7) Запрещено проводить работы, которые каким-либо образом влияют на целостность конструкции (переделка элементов, врезка, приварка каких-либо деталей или устройств и т. п.).

Эксплуатация устройства

1) В течение рабочего срока устройства необходимы периодические контрольные проверки на предмет его герметичного присоединения к трубопроводу.

2) Следует постоянно следить за цифрами давления на манометре, при превышении допустимых показателей газоотделитель нужно отключить.

3) Необходимо проводить техническое освидетельствование механизма:
— не менее чем один раз в 4 года осматривать внутренние и наружные поверхности газоотделителя, выявлять их состояние и определять влияние на них рабочей среды
— не менее чем один раз в 8 лет подвергать устройство гидравлическим испытаниям с помощью воды или нефтепродуктов (перед испытаниями обязателен внутренний осмотр)

Техническое освидетельствование

1) Каждые два года необходим визуальный контроль состояния стенок газоотделителя снаружи и изнутри.

2) Следует обратить внимание на возможные признаки коррозии, трещины, вмятины, выпуклости и иные дефекты.

3) Необходимо тщательно обследовать поверхность обечайки, днищ, сварные соединения в местах сварки обечайки, крепления фланцев, патрубков, стоек. Следует произвести проверку на предмет возможного выявления мест скопления конденсата, уделить особое внимание участкам, где ранее производился ремонт.

4) При обнаружении дефектов поверхностей следует замерить толщину стенки в этих местах. Внешняя проверка газоотделителя считается пройденной, только если толщина окажется больше расчетных показателей с учетом запаса коррозионной устойчивости до следующего технического освидетельствования.

5) Измерение толщины стенок проводится согласно специальным инструкциям.

6) После устранения дефектов необходимо повторно осмотреть поверхности газоотделителя, где эти дефекты имели место.

7) Раз в 8 лет газоотделители должны проходить гидравлические испытания под давлением. Для этого используется вода с температурой в пределах 40С° — 50С°. Разница температур стенок и окружающего воздуха не должна приводить к появлению влаги на стенках сосуда.

8) Испытания считаются пройденными, если не выявлено течи, трещин, слезок, потения в местах сварки и на металле, течи в разъемных соединениях, а также деформированных вследствие испытаний элементов конструкции.

9) Газоотделитель и его части, в которых вследствие испытаний были обнаружены дефекты, после ремонта снова должны пройти гидравлические испытания пробным давлением.

ГК «Промприбор» — Фильтры воды и газоотделители нефтепродуктов

В данном разделе представлены поставляемые фильтры воды (фильтры ФММ, ФМФ, ФФМ, ФФС, ФМС Ду=15…250мм и более), а также фильтры и газоотделители для нефтепродуктов (ФЖУ, ФГУ, ФГ, ГУ).

ФММ — фильтр воды магнитный муфтовый.
ФМФ — фильтр воды магнитный фланцевый.
ФФМ — фильтр воды магнитный фланцевый.
ФФС — фильтр воды фланцевый сетчатый.
ФМС — фильтр воды муфтовый сетчатый.
ФЖУ — фильтр жидкости для нефтепродуктов.
ФГУ — фильтр-газоотделитель для нефтепродуктов.
ФГ — фильтр-газоотделитель для нефтепродуктов.
ГУ — газоотделитель для нефтепродуктов.

Также могут быть поставлены другие виды и марки фильтров жидкости и газоотделителей.

Прочее вспомогательное оборудование и арматура приборов контроля расхода жидкости (воды, нефтепродуктов и пр. )

Вспомогательное оборудование приборов контроля и регулирования расхода жидкости можно разделить на вспомогательную арматуру (установочная, монтажная, запорная и прочая арматура) и приборы-КИПиА (вторичные приборы, блоки автоматики и питания, корнеизвлечения и преобразования сигналов и пр.).

Вспомогательная арматура приборов расхода жидкости (счетчики, расходомеры и пр.) включает:

1. Фильтры жидкости (воды, нефтепродуктов и пр.) и фильтрующие элементы.
2. Импульсные линии (трубки, отводы) (для преобразователей (датчиков) давления — расходомеров).
3. Комплекты присоединительных ответных фланцев.
4. Защитные гильзы (для преобразователей температуры).
5. Прямые участки обвязки трубопроводов, газоотделители, стабилизаторы и устройства подготовки потока;
6. Запорно-регулирующую арматуру (краны, клапаны, клапанные блоки, вентильные системы и пр).
7. Стандартные сужающие устройства – диафрагмы и сосуды (для дифманометров — расходомеров).

Описание и назначение типов, а также технические характеристики импульсных линий, фланцев, защитных гильз, стабилизаторов, запорно-регулирующей арматуры, диафрагм и сосудов можно посмотреть в других соответствующих разделах сайта «Тепло КИП».

Как правильно выбрать и заказать (купить) фильтр жидкости (воды, нефтепродуктов и пр.)

1. Четко определите, для каких целей Вам нужно оборудование.
2. Какой тип и модификация оборудования Вам реально подходят, и какие функциональные возможности действительно необходимы (т.к. разного рода «излишества» могут достаточно дорого стоить).
3. Достаточно ли технических характеристик и параметров для правильного оформления заказа.
4. Какое еще дополнительное оборудование необходимо.
5. Какую сумму за оборудование и дополнительные расходы (в т.ч. за тару и доставку) Вы готовы заплатить.
6. Компетентны ли Вы принимать решения о внесении изменений в проект, и могут ли Вам быть интересны предложения современных аналогов, имеющих более хорошее соотношение Цена-качество (по мнению наших инженеров).
7. Какая форма оплаты и срок поставки для Вас приемлемы (учтите, что частичная предоплата или срочное выполнение заказа («вне очереди») иногда могут привести к незначительному удорожанию продукции).
8. Каким способом Вам удобнее получить продукцию (самовывоз, доставка, отгрузка через транспортную кампанию или иное).

После этого оформляйте и присылайте нам заявку, отразив в ней как можно больше ответов на вышеуказанные вопросы.
В этом случаи, мы уверены, что наше предложение (цены, сроки и пр.) покажется Вам действительно интересным.
(см. также — «Специальные предложения» ).

Нефтегазовые сепараторы — PetroWiki

Нефтегазовый сепаратор представляет собой сосуд высокого давления, используемый для разделения скважинного потока на газообразную и жидкую составляющие. Они устанавливаются либо на береговой станции обработки, либо на морской платформе. В зависимости от конфигурации резервуара нефтегазовые сепараторы можно разделить на горизонтальные, вертикальные или сферические сепараторы. В группах разделяемых жидкостей сепараторы нефть/газ могут быть сгруппированы в двухфазный сепаратор газ/жидкость или трехфазный сепаратор нефть/газ/вода. В зависимости от функции сепарации нефтегазовые сепараторы также можно разделить на сепараторы первичной фазы, испытательные сепараторы, сепараторы высокого давления, сепараторы низкого давления, дежиквилизаторы, дегазаторы и т. д. Для удовлетворения технологических требований сепараторы нефти и газа обычно проектируются. по стадиям, в которых сепаратор первой ступени используется для предварительного разделения фаз, а сепаратор второй и третьей ступени – для дальнейшей подготовки каждой отдельной фазы (газа, нефти и воды). В зависимости от конкретного применения сепараторы нефти и газа также называются дежиквилизаторами или дегазаторами. Дежиквилизаторы используются для удаления диспергированных капель из объемного газового потока; в то время как дегазаторы предназначены для удаления содержащихся пузырьков газа из основного потока жидкости.

Содержание

1 Другие названия разделителей
2 Компоненты сепаратора
3 Функция разделителя
4 Требования к сепараторам
- 4.1 Разгерметизация
- 4.2 Измерение
- 4.3 Защита насосов и компрессоров
  - 4.3.1 Блок дожимного компрессора
  - 4.3.2 Осушитель
5 Ориентация сепаратора

6 Особенности конструкции
- 6.1 Входная зона
- 6.2 Зона распределения потока
- 6.3 Зона гравитации/слияния
- 6.4 Выходная зона
7 Производительность сепаратора
8 Внутреннее устройство сосуда
9 Препятствия для производительности
- 9.1 Вспенивание
- 9.2 Парафин
- 9.3 Твердые вещества и соль
- 9.4 Коррозия
- 9.5 Выплескивание
- 9.6 Регуляторы уровня
10 Номенклатура
11 Ссылки
12 примечательных статей в OnePetro
13 Онлайн мультимедиа
14 Внешние ссылки
15 См. также
16 Категория

Другие названия сепараторов

Обычные названия сепараторов нефти/газа:

Сепаратор нефти/газа

Газожидкостный сепаратор
Деаэратор
Опреснитель
Скруббер
Ловушка

Компоненты сепаратора

Сепаратор нефти/газа обычно состоит из следующих компонентов

Входное устройство, расположенное в зоне/секции предварительного разделения фаз предварительного разделения фаз;
Перегородки после входного компонента для улучшения распределения потока;
Устройство повышения сепарации, расположенное в секции первичной сепарации (гравитационного осаждения) для разделения основных фаз;
Устройство для удаления тумана, расположенное в газовом пространстве, для дальнейшего снижения содержания жидкости в основном газовом потоке;
Различные водосливы для контроля уровня жидкости или уровня раздела;
Вихревой выключатель для предотвращения уноса газа на выходе из жидкой фазы;
Обнаружение и контроль уровня/межфазной границы жидкости и т.
д.;
Выход газа, нефти, воды;
Устройства сброса давления

В большинстве систем подготовки нефти/газа сепаратор нефти/газа является первым сосудом, через который проходит скважинный поток после выхода из добывающей скважины. Однако перед сепаратором может быть установлено другое оборудование, такое как нагреватели.

Функция разделителя

Основные функции сепаратора нефти/газа, а также методы разделения приведены в Таблице 1 .

Таблица 1

Требования к сепараторам

Сепараторы необходимы для получения потоков нефти/газа, соответствующих спецификации товарного трубопровода, а также для утилизации.

Нефть должна содержать менее 1% (по объему) воды и менее 5 фунтов воды/млн стандартных кубических футов газа.
Водоток должен содержать менее 20 частей на миллион нефти для сброса за борт в Мексиканском заливе (GOM).

Сброс давления

Стадия извлечения жидких углеводородов — Поэтапная сепарация (сброс давления) — для максимизации объемов жидких углеводородов На рис. 1 показана типичная технологическая линия GOM для глубоководных объектов. Выделяют четыре стадии разгерметизации:

высокое давление (ВД)
промежуточное давление (IP)
Нокаут свободной воды (FWKO)
Комбинация дегазатора и установки для подготовки нефти (BOT)

Основная вода удаляется на третьей стадии, FWKO, а окончательное обезвоживание выполняется в BOT. В Северном море и других местах вода может удаляться на судах HP и/или IP. BOT обычно представляет собой электростатическую обработку. Иногда BOT включает секцию дегазации, что устраняет необходимость в отдельной емкости для дегазации. Типичные значения давления глубоководной платформы GOM для стадий дегазации:

1500 фунтов на кв. дюйм для HP
700 фунтов на кв. дюйм для IP
250 фунтов на кв. дюйм для IP
50 фунтов на квадратный дюйм для FWKO

Измерение

Защита насосов и компрессоров

Блок компрессора Booster

Fig. 2 Показывает подразделение Booster Compressor

. В обеих системах в качестве основного компонента конструкции используются сепараторы.

Ориентация сепаратора

В таблице 2 сравниваются преимущества и недостатки вертикальных и горизонтальных сепараторов. Эту таблицу следует использовать в качестве ориентира при выборе.

Таблица 2

Особенности конструкции

Размер сепараторов нефти/газа обычно определяется теорией отстаивания или временем удерживания жидкой фазы. Чтобы справиться с выбросами жидкости или колебаниями производительности, часто возникающими при добыче нефти/газа, общепринятой практикой является выбор размера сепараторов нефти/газа с достаточным запасом. Сепаратор обычно делится на следующие функциональные зоны:

Входная зона
Зона распределения потока
Зона гравитационного разделения/слияния

Выходная зона

Каждая зона должна быть тщательно спроектирована для достижения заданной общей эффективности разделения. Более подробная информация представлена на странице размеров сепаратора.

Впускная зона

Соответствующее впускное устройство необходимо для первоначального объемного разделения жидкости и газа. В большинстве случаев газ уже выходит из раствора в трубопроводе, ведущем к сепаратору (из-за перепада давления на входном штуцере или регулирующем клапане). Следовательно, большая часть газа отделяется от жидкости во входной зоне. Из-за проблем с пенообразованием и потребности в более высокой производительности циклонные воздухозаборники в настоящее время становятся все более популярными. Для приложений с импульсом на входе менее 9кПа, можно использовать крыльчатый вход.

Типичные впускные отверстия включают:

Плоские ударные пластины
Диски с выпуклой крышкой
Полуоткрытые трубы
Лопастной вход
Впускной патрубок циклонного кластера

Эти впускные патрубки, хотя и недорогие, могут иметь недостаток, заключающийся в отрицательном влиянии на эффективность сепарации. Однако для жидкостей с более высоким импульсом эти впускные отверстия могут вызвать проблемы. Плоские или выпуклые пластины могут привести к образованию мелких капель и пены. Конструкции с открытой трубой могут привести к короткому замыканию жидкости или образованию каналов. Хотя импульс на входе является хорошим исходным ориентиром для выбора, следует также учитывать условия процесса, а также выбор туманоуловителя. Например, если загрузка жидкостью достаточно низка, чтобы туманоуловитель мог справиться со всей жидкостью, то впускные устройства могут применяться за пределами их типичных диапазонов импульса.

Зона распределения потока

Независимо от размера сосуда короткое замыкание может привести к снижению эффективности разделения. Неотъемлемой частью любого входного устройства является выпрямитель потока, такой как одиночная перфорированная перегородка. Пластина полного диаметра позволяет газу/жидкости течь более равномерно после выхода из входного отверстия лопастного типа, входных циклонов или даже ударных пластин. Пластина также действует как антизапотеватель и пеногаситель. Типичная свободная от сетки площадь (NFA) колеблется в диапазоне от 10 до 50%. По мере того, как NFA снижается, сдвиг жидкости становится выше, поэтому NFA должен соответствовать конкретному применению. Одной из проблем этих пластин является накопление твердых частиц на входной стороне. Как правило, скорости во входной зоне достаточно высоки, чтобы выносить твердые частицы через перфорационные отверстия. В любом случае в зоне входа должна быть установлена промывочная насадка. Другие конструкции включают лопасти, выпрямляющие поток. Однако открытая площадка, как правило, слишком высока, чтобы быть эффективной.

Гравитационная/коалесцирующая зона

Для облегчения разделения (и разрушения пены) в газожидкостный сепаратор иногда вводят сетчатую прокладку, пакет лопастей и/или пакеты пластин/матриц. Эти внутренние элементы обеспечивают большее количество поверхностей соударения или сдвига для усиления коалесцирующего эффекта дисперсной фазы. Для газовой фазы использовались матричные/пластинчатые блоки и лопасти, которые способствуют слиянию капель жидкости или разрушению пены. Теория, лежащая в основе установки внутренних элементов с высокой поверхностью, таких как пакеты пластин для разрушения пены, заключается в том, что пузырьки будут растягиваться и ломаться, когда их тащат по поверхностям. Однако, если большая часть газа проходит через верхнюю часть упаковки, пенистый слой не будет достаточно срезан, и пузырьки будут извиваться к другому концу.

Выходная зона

Улавливание тумана может происходить тремя способами; следует иметь в виду, что между механизмами нет четко очерченных границ. Поскольку импульс капли напрямую зависит от плотности жидкости и куба диаметра, более тяжелые или более крупные частицы имеют тенденцию сопротивляться направлению потока газа и будут ударяться о объекты, расположенные на линии их движения. Это инерционный удар, механизм, ответственный за удаление большинства частиц диаметром > 10 мкм. Меньшие частицы, которые следуют по линиям тока, могут столкнуться с твердыми объектами, если расстояние их сближения меньше их радиуса. Это прямое воздействие. Часто это основной механизм для капель размером от 1 до 10 мкм. В субмикронных туманах броуновский захват становится доминирующим механизмом сбора. Это зависит от броуновского движения — непрерывного хаотического движения капель при упругом столкновении с молекулами газа. По мере того, как частицы становятся меньше и скорость уменьшается, броуновский захват становится более эффективным. Почти все оборудование для удаления тумана можно разделить на четыре категории:

Сетка
Лопатки
Циклоны
Волокнистые слои

Производительность сепаратора

Эффективность сепарации можно оценить по скорости уноса жидкости и скорости уноса gsa, на которые влияют многие факторы, такие как:

Скорость потока
Свойства жидкости
Конфигурация сосуда
Внутренние части
Система управления
И Т. Д.

Газоемкость большинства резервуаров для разделения газа и жидкости определяется на основе удаления капель жидкости определенного размера. Главное неизвестное — распределение поступающих капель по размерам. Без этого невозможно реально оценить качество сточных вод. Например, спецификацию, согласно которой на выходе газа должно быть менее 0,1 галлона/млн стандартных кубических футов жидкости, несколько трудно гарантировать из-за неизвестного распределения капель по размерам. Перепады давления на компонентах и оборудовании выше по потоку могут создавать очень маленькие капли (от 1 до 10 мкм), в то время как слияние в трубопроводах и впускных устройствах может создавать более крупные капли. Размер удаляемой капли 10 мкм для скрубберов является более реалистичным. То же самое относится к спецификациям вода-в-масле и масло-в-воде. Насколько известно автору, корреляция недоступна для прогнозирования концентраций воды в нефти или нефти в воде. Например, прогноз того, может ли сепаратор производить поток нефти с содержанием воды менее 20%, обычно основан на опыте или аналогичных сепараторах.

Жидкостная емкость большинства сепараторов рассчитана таким образом, чтобы обеспечить достаточное время удерживания для образования и отделения пузырьков газа. Большее время удерживания требуется для сепараторов, предназначенных для отделения нефти от воды, а также газа от жидкости (трехфазные по сравнению с двухфазными сепараторами).

Внутренние устройства сосудов

Доказано, что внутренние устройства сосудов могут существенно влиять на эксплуатационные характеристики нефтегазового сепаратора следующими способами:

Распределение потока
Капельно-пузырьковый сдвиг и коалесценция
Создание пены
Смешивание
Контроль уровня

Препятствия для работы

Вспенивание

Когда давление некоторых типов сырой нефти снижается, крошечные пузырьки газа покрываются тонкой пленкой масла, когда газ выходит из раствора. Это может привести к диспергированию пены или пены в масле и образованию так называемого «пенящегося» масла. В других типах сырой нефти вязкость и поверхностное натяжение масла могут механически блокировать газ в масле и вызывать эффект, аналогичный пене. Масляная пена не является стабильной или долговременной, если в масле не присутствует пенообразующий агент.

Неизвестно, пенится ли сырая нефть. Присутствие поверхностно-активного вещества и условия процесса играют роль. В литературе органические кислоты указаны как пенообразователи. Нефти и конденсаты с высокой плотностью обычно не приводят к пенообразованию, как описано Callaghan et al. ^[1]

Вспенивание значительно снижает производительность нефтегазовых сепараторов, поскольку для адекватного отделения заданного количества вспенивающейся сырой нефти требуется гораздо более длительное время удерживания. Вспенивающуюся сырую нефть невозможно точно измерить объемными расходомерами или обычными объемными дозаторами. Эти проблемы, в сочетании с потенциальной потерей нефти/газа из-за неправильного разделения, подчеркивают необходимость в специальном оборудовании и процедурах обращения с вспенивающейся сырой нефтью.

Основными факторами, способствующими «разрушению» вспенивания масла, являются:

Расчетный
Агитация (непонятная)
Тепло
Химикаты
Центробежная сила

Эти факторы или методы «уменьшения» или «разрушения» вспенивания нефти также используются для удаления увлеченного газа из нефти. Разработано множество различных конструкций сепараторов для обработки вспенивающейся сырой нефти. Они доступны от различных производителей — некоторые из них являются стандартными устройствами для обработки пены, а некоторые разработаны специально для конкретного применения.

Химические пеногасители на основе силикона и фторсиликона обычно используются в сочетании с циклонными впускными отверстиями для разрушения пены. Концентрация химического пеногасителя обычно находится в диапазоне от 5 до 10 частей на миллион, но для многих видов сырой нефти GOM обычно составляет от 50 до 100 частей на миллион.

На рис. 4 показано гамма-сканирование горизонтального газосепаратора диаметром 48 дюймов, показывающее проблемы, возникающие из-за пены. Горизонтальная ось — уровень сигнала, а вертикальная ось — высота в пределах разделителя. Высокий уровень сигнала указывает на меньшую массу или большее количество газа. Меньший уровень сигнала указывает на большую массу или жидкость. По мере снижения скорости реакции граница раздела газ/жидкость становится менее четкой. Дно сосуда становится газообразным (больше сигнала), а верхняя часть становится пенистой (меньше сигнала). Унос жидкости происходит, когда пена проходит через туманоуловитель. Унос газа происходит из-за невозможности разделения пузырьков.

На рис. 5 показан горизонтальный сепаратор, используемый для переработки пенистых нефтей. Жидкости проходят через впускные циклоны, где центробежное действие помогает разрушать большие пузырьки. Перфорированная пластина после входных циклонов способствует равномерному потоку, а также удалению запотевания и пенообразования. Циклоны для удаления запотевания на выходе газа удаляют большое количество жидкости, образующейся в результате пенистого масляного слоя. Пенистая масляная подушка возникает из-за мелких пузырьков, которые невозможно удалить во впускных циклонах.

Между перфорированной пластиной и туманоуловителем иногда устанавливаются внутренние детали с высокой поверхностью, такие как пакеты пластин или матриц, для разрушения больших пузырей. Как обсуждалось ранее, теория, лежащая в основе внутренних элементов с высокой поверхностью, заключается в том, что пузырьки будут растягиваться и ломаться, когда их тащат по поверхности. Однако, если большая часть газа проходит через верхнюю часть упаковки, пенистый слой не будет достаточно срезан, и пузырьки будут извиваться к другому концу.

Парафин

Отложение парафина в нефтегазовых сепараторах снижает их эффективность и может привести к их неработоспособности из-за частичного заполнения сосуда и/или блокировки туманоуловителя и каналов для жидкости. Парафин можно эффективно удалить из сепараторов с помощью пара или растворителей. Однако лучшим решением является предотвращение начального осаждения в сосуде путем тепловой или химической обработки жидкости перед сепаратором. Еще одно средство сдерживания, успешное в большинстве случаев, включает покрытие всех внутренних поверхностей сепаратора пластиком, к которому парафин практически не имеет сродства. Вес парафина заставляет его отслаиваться от покрытой поверхности, прежде чем он нарастет до опасной толщины.

Как правило, парафиновые масла не представляют проблемы, если рабочая температура выше точки помутнения (температура, при которой начинают формироваться кристаллы парафина). Однако проблемы возникают во время останова, когда масло успевает остыть. парафин выходит из раствора и плоских поверхностей. Когда добыча восстанавливается, поступающая жидкость может быть не в состоянии течь к участкам покрытия для растворения парафина. Кроме того, для растворения парафина требуются температуры выше точки помутнения.

Твердые частицы и соль

Если песок и другие твердые частицы постоянно образуются в заметных количествах вместе с скважинными флюидами, их следует удалять до поступления флюидов в трубопроводы. Соль можно удалить, смешав воду с маслом, а после растворения соли воду можно отделить от масла и слить из системы.

Вертикальные сосуды хорошо подходят для удаления твердых частиц из-за небольшой площади сбора. Дно сосуда также может иметь конусообразную форму с водяными струями для облегчения удаления твердых частиц. В горизонтальных сосудах форсунки для песка и всасывающие сопла размещаются вдоль дна сосуда, как правило, через каждые 5–8 футов. Перевернутые желоба также могут быть размещены поверх всасывающих сопел, чтобы предохранить сопла от засорения. Пескоструйная система показана на 9.0127 Рис. 6 . Этот тип системы иногда трудно использовать во время работы судна из-за влияния струйной и всасывающей струй на разделение и контроль уровня. Для судов, которые должны быть спроектированы таким образом, чтобы обеспечить возможность струйной обработки песком во время эксплуатации, см. обсуждение по обработке эмульсией.

Коррозия

Добываемые скважинные жидкости могут быть очень агрессивными и вызывать преждевременный отказ оборудования. Двумя наиболее агрессивными элементами являются сероводород и углекислый газ. Эти два газа могут присутствовать в скважинных флюидах в количествах от следов до 40-50% газа по объему. Обсуждение коррозии в сосудах под давлением включено на страницу очистки воды.

Выплескивание

Из-за воздействия волн или океанских течений на плавучее сооружение жидкое содержимое в нефтегазовом сепараторе будет возбуждено, что приведет к внутренним плескательным движениям жидкости. Это особенно проблема в длинных горизонтальных сепараторах. Выплескивание снижает эффективность сепарации из-за дополнительного перемешивания, что приводит к уносу жидкости в газовую линию, уносу газа в жидкостную линию и потере контроля уровня. В трехфазных сепараторах снижается эффективность разделения нефти/воды и газа/жидкости. Поэтому необходимо спроектировать внутренние системы перегородок, чтобы ограничить выплескивание. Акцент обычно делается на внутренние устройства для гашения волн в сепараторах с газовой крышкой из-за больших движений жидкости.

Изменения уровня жидкости от края до края необходимо учитывать при проектировании впускных и выпускных устройств. Слишком низкий уровень жидкости может привести к прорыву газа из впускных циклонов, тогда как слишком высокий уровень жидкости может вызвать сифонирование жидкости через туманоуловитель.

В таблице 3 приведены некоторые оценки естественного периода жидкости для судов, совершающих продольные движения (качание). Периоды составляют порядка 10 с, что аналогично периоду, установленному для плавучих платформ, таких как платформы с натяжными опорами (TLP) и плавучих судов для добычи, хранения и разгрузки (FPSO) в условиях 10-летнего шторма.

Таблица 3

Совмещение разделителей с движением конструкции следует учитывать при проектировании компоновки. Например, на ТЛП рекомендуется располагать сосуды по длинному сечению перпендикулярно преобладающему движению ТЛП. На судах величину и период тангажа и качки следует учитывать при центровке судов. Обычно рекомендуется выравнивать сепараторы по их длинному размеру по длине корабля.

Доступная литература, описанная Roberts et al. ^[2] , подчеркивает две основные особенности внутренних устройств для гашения волн:

Устранение границы раздела газ/жидкость
Смещение собственной частоты выплескивания сепаратора от частоты платформы

На некоторых судах топливные баки заполняются забортной водой по мере расходования топлива для предотвращения проблем, связанных с выплескиванием.

Сдвиг собственной частоты обычно достигается путем сегментации сосуда поперечными перегородками. Перегородки перфорированы, могут быть размещены по всей жидкой фазе или могут быть размещены в области границы раздела нефть/вода. Однако основные опасения вызывает следующее:

Доступ к сосуду
Сбор твердых частиц
Серьезные проблемы вызывает перемешивание

Можно использовать горизонтальные перегородки по периметру, но они также имеют недостатки. Другие формы перегородок включают наклонные крылья по длине судна для смягчения волн из-за качки, а также вертикальные перфорированные перегородки по длине судна. В таблице 4 показаны различия между горизонтальными и вертикальными перегородками.

Таблица 4

Регуляторы уровня

Стабильный контроль границ раздела нефть/вода и газ/нефть важен для хорошего разделения. Типовые настройки уровня двухфазного сепаратора показаны в Таблица 5 . Для трехфазной работы настройки уровня устанавливаются как на границе раздела нефть/вода, так и на уровне границы раздела нефть/газ.

Таблица 5

Обычно расстояние между различными уровнями составляет не менее 4–6 дюймов или не менее 10–20 секунд времени удерживания. Расположение самых нижних уровней также должно учитывать оседание песка/твердых частиц. Эти уровни обычно находятся на расстоянии от 6 до 12 дюймов от дна сосуда. Минимальная толщина водяной/масляной прокладки составляет примерно 12 дюймов. Обратите внимание, что эти минимальные настройки могут влиять на размер сосуда, а не на указанное время удерживания.

В двух- или трехфазном горизонтальном сепараторе с очень небольшим количеством жидкости/воды используется загрузочный или «двухстволовый» сепаратор. Все элементы управления интерфейсом находятся в багажнике или в нижней части корпуса. Примеры этих типов разделителей можно увидеть в Типы разделителей.

Чтобы заставить жидкость выйти через зазор между трубой и стенкой, также отбирается встречный поток газа. Спутный поток вынужден выходить через зазор за счет поддержания более низкого давления во внешнем кольцевом пространстве, чем давление внутри труб. Это делается путем создания каналов между кольцевым пространством и полыми стержнями всех спиновых генераторов. Хвосты этих полых ядер, в свою очередь, открыты низкому давлению вновь генерируемых газовых вихрей. Попутный поток газа в количестве около 5% рециркулируется из трубок для вытягивания жидкости, затем обратно в спин-генератор и из его хвостовой части, где он соединяется с основным газовым потоком.

Номенклатура

Коэффициент пропускной способности

ρ _c	=	плотность сплошной фазы, кг/м ³ ;
мк _с	=	динамическая вязкость непрерывной фазы, кг/(м∙с) или Н∙с/м ² ;
В _с	=	скорость непрерывной фазы, м/с;
д _ч	=	гидравлический диаметр.
В _р	=	скорость падения/подъема, м/с;
В _ч	=	горизонтальная скорость воды, м/с;
Л	=	длина пакета пластин, м;
д _стр	=	Расстояние между перпендикулярными зазорами между пакетами пластин, м.
р _ш	=	плотность воды, кг/м ³ ;
ρ _или	=	плотность нефти, кг/м ³ ;
мкм _ш	=	динамическая вязкость воды, кг/(м∙с) или Н∙с/м ² ;
г	=	ускорение свободного падения, 9,81 м/с ² ;
Д _или	=	диаметр падения, м.
В _м	=	расчетная скорость, м/с;
ρ _г	=	плотность газовой фазы, кг/м ³ ;
ρ _л	=	плотность жидкой фазы, кг/м ³ ;
К	=	меш, м/с.

Ссылки

↑ Callaghan, I.C., McKechnie, A.L., Ray, J.E. et al. 1985. Идентификация компонентов сырой нефти, ответственных за пенообразование. SPE J. 25 (2): 171–175. SPE-12342-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12342-PA.
↑ Робертс, Дж. Р., Басурто, Э. Р., и Чен, П. Ю. 1966. Справочник по дизайну слякоти I, NASA-CR-406, контракт № NAS 8-11111. Хантсвилл, Алабама: Космические лаборатории Northrop.

Примечательные статьи в OnePetro

Кариос, Э., Вега, Л., Пардо, Р. и Ибарра, Дж. 2013. Экспериментальное исследование забойного газового сепаратора Poor Boy в условиях непрерывного газожидкостного потока. Представлено на конференции SPE по механизированной добыче в Северной и Южной Америке, Картахена, Колумбия, 21–22 мая 2013 г. SPE-165033-MS. http://dx.doi.org/10.2118/165033-MS.

Онлайн-мультимедиа

Джорджи, Уолли Дж. 2013. Вспенивание в сепараторах: обращение и эксплуатация. https://webevents. spe.org/products/foaming-in-separators-handling-and-operation

Хейкерс, Крис. 2012. Влияние кондиционирования потока на сепарации. https://webevents.spe.org/products/flow-conditioning-impact-on-separations

Матар, Омар К. 2013. Пеногасящие добавки в горизонтальном многофазном потоке — влияние на режим потока и разделения. https://webevents.spe.org/products/defoaming-additives-in-horizontal-multiphase-flow-impact-on-flow-regime-and-separations

СФП. 2020. Серия обучающих видеороликов Savvy Separator. Онлайн-курс SPE для сепараторов, https://webevents.spe.org/products/savvy-separator-educational-video-series#tab-product_tab_overview.

Внешние ссылки

См. также

PEH:Нефтегазовые_сепараторы

Калибровка сепаратора

Типы сепараторов

Эмульсионные методы обработки

Водоочистные сооружения

Вход

Демистер

Коагуляторы

Категория

Нефтегазовые сепараторы — PetroWiki

Нефтегазовый сепаратор — это сосуд высокого давления, используемый для разделения скважинного потока на газообразные и жидкие компоненты. Они устанавливаются либо на береговой станции обработки, либо на морской платформе. В зависимости от конфигурации резервуара нефтегазовые сепараторы можно разделить на горизонтальные, вертикальные или сферические сепараторы. В группах разделяемых жидкостей сепараторы нефть/газ могут быть сгруппированы в двухфазный сепаратор газ/жидкость или трехфазный сепаратор нефть/газ/вода. В зависимости от функции сепарации нефтегазовые сепараторы также можно разделить на сепараторы первичной фазы, испытательные сепараторы, сепараторы высокого давления, сепараторы низкого давления, дежиквилизаторы, дегазаторы и т. д. Для удовлетворения технологических требований сепараторы нефти и газа обычно проектируются. по стадиям, в которых сепаратор первой ступени используется для предварительного разделения фаз, а сепаратор второй и третьей ступени – для дальнейшей подготовки каждой отдельной фазы (газа, нефти и воды). В зависимости от конкретного применения сепараторы нефти и газа также называются дежиквилизаторами или дегазаторами. Дежиквилизаторы используются для удаления диспергированных капель из объемного газового потока; в то время как дегазаторы предназначены для удаления содержащихся пузырьков газа из основного потока жидкости.