Нефтегазовый сепаратор. Тест сепаратор для нефти


Установка для тестирования нефтяных скважин

 

Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени Полезная модель предназначена для измерения продукции нефтяных скважин. Установка включает газожидкостной циклонный сепаратор, кориолисовы счетчики газа и жидкости, датчики, регулирующие клапаны и коммуникационные трубопроводы. Технический результат - повышение точности измерения дебита нефтяных скважин в режиме реального времени. Указанный технический результат достигается тем, что установка выполнена в виде двух теплоизолированных отсеков, снабженных нагревателями и помещенных в общий теплоизолированный бокс.При этом первый отсек содержит газожидкостной циклонный сепаратор, коммуникационные трубопроводы, датчики, кориолисов счетчик жидкости, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь влагомера сырой нефти, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, кориолисов счетчик газа, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь давления, выполненный с возможностью непрерывного измерения рабочего давления газа в сепараторе и два регулирующих клапана, выполненные с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе. Второй отсек содержит контроллер, электронные блоки обработки и преобразования данных датчиков и кориолисовых счетчиков газа и жидкости, блок питания, панель оператора и защитное оборудование. 3 з.п. ф-лы.

Полезная модель предназначена для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени.

Известны установки для тестирования нефтяных скважин, включающие сепаратор, датчики, регулирующие клапаны, проботборники, массовые расходомеры и коммуникационные трубопроводы (RU 2307930, RU 2365750, RU 2386029). Исключение влияния окружающей среды на точность измерения осуществляется в известных установках либо теплоизоляцией сепаратора, трубопроводной обвязки, измерительных линий и аппаратного блока (RU 2307930), либо защитой установки с двух сторон под углом щитами или помещением ее под навес, или в контейнер (RU 2365750). Основным недостатком указанных известных установок является невозможность тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени.

Известна установка для тестирования нефтяных скважин, включающая газожидкостной сепаратор, кориолисов счетчик жидкости, установленный за газожидкостным сепаратором, компрессор сжатого воздуха, датчики, регулирующие клапаны, коммуникационные трубопроводы (ЕР 0870196). На газовой линии установки за газожидкостным сепаратором установлен расходомер вихревого типа. В установке использован гравитационный сепаратор. Указанная известная установка позволяет проводить тестирование нефтяных скважин в режиме реального времени, однако ее недостатком является низкая точность измерения дебита скважин в связи с использованием гравитационного сепаратора и несовершенством газового расходомера вихревого типа, а также отсутствием оборудования, позволяющего исключить влияние окружающей среды на ее работу.

Наиболее близкой к предлагаемой полезной модели является известная установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая газожидкостной циклонный сепаратор, кориолисовы счетчики газа и жидкости, датчики, регулирующие клапаны и коммуникационные трубопроводы (US 7013715). Указанная известная установка позволяет проводить тестирование нефтяных скважин в режиме реального времени, однако ее недостатком является низкая точность измерения дебита скважин в связи с отсутствием специальной защиты установки, позволяющей исключить влияние окружающей среды на ее работу.

Технической задачей предлагаемой полезной модели являлось создание установки, лишенной указанного недостатка.

Технический результата предлагаемой полезной модели состоит в повышении точности измерения дебита нефтяных скважин в реальном времени.

Указанный технический результат достигается тем, что установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая газожидкостной циклонный сепаратор, кориолисовы счетчики газа и жидкости, датчики, влагомер, регулирующие клапаны и коммуникационные трубопроводы, выполнена в виде двух теплоизолированных отсеков, снабженных нагревателями и помещенных в общий теплоизолированный бокс, причем первый отсек содержит газожидкостной циклонный сепаратор, коммуникационные трубопроводы, кориолисов счетчик жидкости, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, датчики, влагомер, преобразователь влагомера, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, кориолисов счетчик газа, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь давления, выполненный с возможностью непрерывного измерения рабочего давления газа в сепараторе и два регулирующих клапана, выполненные с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе, а второй отсек содержит контроллер, электронные блоки обработки и преобразования данных датчиков и кориолисовых счетчиков газа и жидкости, блок питания, панель оператора и защитное оборудование.

Установка может быть снабжена коммутирующими скважинными переключателями, что позволит использовать ее не только для индивидуального тестирования нефтяных скважин, но и как групповую замерную установку.

Предпочтительно, один из двух регулирующих клапанов, выполнен с мембранным исполнительным механизмом и электропневматическим позиционером с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе за счет обратной связи с датчиком уровня.

Предпочтительно, один из двух регулирующих клапанов, выполнен с ручным приводом с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе за счет регулирования пропускной способности газовой линии за сепаратором.

В обоих отсеках теплоизолированного бокса, в который помещена предлагаемая установка, автоматически поддерживается заданная температура, обеспечивающая работоспособность оборудования. Оба отсека снабжены дверями для обеспечения обслуживания установки.

Первый отсек установки, содержащий газожидкостной циклонный сепаратор, коммуникационные трубопроводы, кориолисов счетчик жидкости, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, датчики, влагомер, преобразователь влагомера, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, кориолисов счетчик газа, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь давления, выполненный с возможностью непрерывного измерения рабочего давления газа в сепараторе и два регулирующих клапана, выполненные с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе, расположен во взрывоопасной зоне.

В первом отсеке находится датчик давления, предназначенный для непрерывного измерения уровня гидростатического столба жидкости в цилиндрическом участке сепаратора по перепаду давления.

Находящийся в первом отсеке преобразователь влагомера, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, предназначен для непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в добываемой водонефтяной смеси после сепарации свободного газа и вычисления среднего массового содержания нефти при совместной работе с кориолисовым счетчиком жидкости. В качестве преобразователя влагомера можно использовать любой соответствующий первичный измерительный преобразователь, например, марки ПП-ВОЕСН.

В качестве кориолисова счетчика жидкости, находящегося в первом отсеке, можно использовать известные, в том числе, имеющиеся в продаже счетчики жидкости, выполненные с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости (например, кориолисовы счетчики жидкости, описанные в US 7013715, ЕР 0870196, RU 69143, или имеющиеся в продаже МАСК-20).

В качестве кориолисова счетчика газа, находящегося в первом отсеке, можно использовать известные, в том числе, имеющиеся в продаже счетчики газа, выполненные с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа (например, кориолисовы счетчики жидкости, описанные в US 7013715, или имеющиеся в продаже МАСК-0,5).

Находящийся в первом отсеке преобразователь давления предпочтительно выполнен искробезопасным и имеющим диапазон измерения 0-40 бар.

Первый отсек снабжен взрывозащищенным нагревателем, предназначенным для автоматического непрерывного поддержания температуры внутри отсека в интервале 10-20°С, а также терморегулятором. Кориолисовы счетчики чувствительны к термобарическим изменениям и при изменении температуры требуют дополнительного регулирования, которое осуществить в условиях эксплуатации в непрерывном режиме затруднительно. Кроме того, низкая температура окружающей среды способствует выделению из нефти парафинов и отложению их на стенках аппаратуры, что нарушает осуществление процесса тестирования в непрерывном режиме. Как показали проведенные эксперименты, поддержание температуры в первом отсеке на заданном уровне позволяет повысить точность измерения дебита нефтяных скважин в режиме реального времени.

Второй отсек установки, содержащий контроллер, электронные блоки обработки и преобразования данных датчиков и кориолисовых счетчиков газа и жидкости, блок питания, панель оператора и защитное оборудование, находится во взрывобезопасной зоне.

Защитное оборудование, расположенное во втором отсеке, включает автомат защиты сети, барьеры искрозащиты, термостаты пределов температуры, нагреватель. Температура во втором отсеке поддерживается на уровне не ниже 15°С, обеспечивающем точность и надежность работы оборудования.

Точка доступа для беспроводной передачи данных устанавливается на наружной стороне стенки общего теплоизолированного бокса, в который помещена вся установка.

Принцип действия предлагаемой установки, как и установки-прототипа, заключается в разделении многофазного потока сырой нефти в газожидкостном циклонном сепараторе на две фазы - газ и жидкость. После разделения потока на две фазы газ поднимается в верхнюю часть сепаратора и движется по газовой линии, а жидкость из нижней части сепаратора поступает и движется по линии жидкости. Расходы и плотность жидкой и газовой фазы измеряются кориолисовыми счетчиками. С помощью влагомера определяется содержание воды в жидкой фазе. Данные поступают на контроллер, где вычисляется массовый расход нефти и воды. На панель оператора, установленную во втором отсеке, выводятся все основные измеряемые параметры, характеризующие дебет скважины, и по лини связи доступа передаются на любой удаленный компьютер. Для обеспечения оптимальных условий сепарации в цилиндрическом циклоне необходимо поддерживать уровень жидкости в пределах заданного диапазона (1000-1200 мм водяного столба). Уровень жидкости в сепараторе измеряется датчиком перепада давления. Сигнал с датчика уровня поступает на контроллер, который дает команду на регулирующий клапан в жидкостной линии. Управление регулирующим клапаном в жидкостной линии осуществляется контроллером за счет обратной связи с датчиком уровня. Регулирование уровня жидкости регулирующим клапаном в газовой линии осуществляется ручным управлением в зависимости от газового фактора конкретной скважины.

В результате проведенных испытаний установлено, что предлагаемая установка позволяет проводить измерения состава нефтегазовой смеси с содержанием воды до 95 % и объемной долей газа от 10 до 100 нм3 /м3 при температуре окружающей среды от -50 до 45°С и температуре смеси на входе в установку 5-70°С. Диапазон дебетов скважины по жидкости составил 5-100 м3/сут, по газу - 240-12000 м3/сут. Погрешность измерения массового расхода жидкости (сырой нефти) не превысила 2,0%, погрешность измерения массового расхода нефти при содержании воды в смеси до 70% составила не более 4,5%, а при содержании воды в смеси 70-95% - до 12,0%. Погрешность измерения объемного расхода нефтяного газа составила не более 4,0%. При этом величины соответствующих погрешностей измерений, осуществляемых на установке-прототипе, превышают вышеуказанные показатели предлагаемой установки (соответственно: 3,0%; 5,0%; 14,0% и 4,5%).

1. Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая газожидкостный циклонный сепаратор, кориолисовы счетчики газа и жидкости, датчики, регулирующие клапаны и коммуникационные трубопроводы, отличающаяся тем, что она выполнена в виде двух теплоизолированных отсеков, снабженных нагревателями и помещенных в общий теплоизолированный бокс, причем первый отсек содержит газожидкостный циклонный сепаратор, коммуникационные трубопроводы, кориолисов счетчик жидкости, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, датчики, влагомер, преобразователь влагомера, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, кориолисов счетчик газа, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь давления, выполненный с возможностью непрерывного измерения рабочего давления газа в сепараторе, и два регулирующих клапана, выполненных с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе, а второй отсек содержит контроллер, электронные блоки обработки и преобразования данных датчиков и кориолисовых счетчиков газа и жидкости, блок питания, панель оператора и защитное оборудование.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена коммутирующими скважинными переключателями.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что один из двух регулирующих клапанов выполнен с мембранным исполнительным механизмом и электропневматическим позиционером с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе за счет обратной связи с датчиком уровня.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что один из двух регулирующих клапанов выполнен с ручным приводом с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе за счет регулирования пропускной способности газовой линии за сепаратором.

poleznayamodel.ru

Нефтегазовый сепаратор | Банк патентов

Полезная модель относится к технике удаления газов из жидкости и может быть использована в нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической промышленности для сепарации нефтегазовой смеси при подготовке нефти.

Предпосылки для создания технического решения. Анализ технического уровня техники в данной области показал следующее:

При подготовке нефти необходимо как можно глубже удалить из нее растворенные в ней углеводородные газы, сероводород, меркаптаны и другие газы. Однако остаточное содержание растворенных газов часто бывает недопустимо высоким. Для более полного сепарирования углеводородных газов, сероводорода, меркаптанов из нефти необходимы: увеличение времени пребывания смеси в сепараторе, нагрев смеси до более высокой температуры, снижение давления внутри сепаратора и сепарация в несколько ступеней. Однако эти меры связаны с увеличением энергозатрат и металлоемкости аппаратов.

Известен горизонтальный нефтегазовый сепаратор, включающий в себя емкость, патрубок для входа продукции скважин, патрубок для выхода газа, патрубок для выхода нефти, распределительное устройство, наклонные желоба, вертикальный и горизонтальный сетчатые каплеотбойники, диск для устранения попадания газа в выкидную линию, ведущий вал со звездочками и ведомый вал со звездочками, цепную передачу, лопасти, привод и сальниковое устройство (Авт. свид. СССР №1777929, кл. В 01 D 19/00, 1990, Горизонтальный нефтегазовый сепаратор).

Недостатками известного горизонтального нефтегазового сепаратора являются недостаточная эффективность сепарации, низкая удельная поверхность испарения, сложность конструкции, высокие эксплуатационные затраты.

Наиболее близким к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату является устройство для сепарации нефтегазовой смеси, которое содержит емкость, внутри которой размещены стабилизаторы потока, газоосушитель, наклонные сливные полки, снабженные патрубками для отвода газа. Емкость снабжена в верхней части штуцером для подвода нефтегазовой смеси и штуцером для отвода газа, а в нижней части - штуцером для отвода воды. Полки выполнены поперечно-гофрированными и представляют собой волнистые поверхности. Над верхней сливной полкой установлена наклонная полка (Авт. свид. СССР №1435265, кл. В 01 D 19/00, 1987, Устройство для сепарации нефтегазовой смеси).

Известное устройство обладает рядом недостатков, среди которых можно указать низкую удельную поверхность испарения, а поперечно-гофрированная конструкция полок способствует оседанию механических примесей, что может привести к нарушению режима работы аппарата.

Целью полезной модели является повышение эффективности сепарации нефтегазовой смеси.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом нефтегазовом сепараторе, включающем в себя емкость, штуцер ввода нефтегазовой смеси, штуцер вывода газа, штуцер вывода нефти, распределительное устройство, вертикальный и горизонтальный каплеотбойники и сливные полки, а днище сливных полок изготавливается из перфорированного стального или пластмассового листа или металлической сетки с определенными шагом и размерами отверстий и диаметра проволоки, из которой сетка изготавливается, причем края отверстий могут быть отбортованы вниз, на тыльной стороне сливных полок предусмотрены поперечные перегородки, также предусмотрена труба-перемычка, соединяющая зоны емкости, разделенные секцией сливных полок.

При использовании такого днища определенная часть стекающей по сливной полке нефтегазовой смеси под действием гравитационных сил проваливается через отверстия или ячейки и образует струи определенного

диаметра, которые в свою очередь дробятся на капли. Для предотвращения пленочного стекания нефтегазовой смеси под действием сил поверхностного натяжения по тыльной стороне сливной полки предусмотрены поперечные перегородки, нижняя кромка которых имеет треугольно-зубчатый профиль. Также возможно изготовление отверстий, края которых отбортованы вниз. Для предотвращения возникновения перепада давления по длине нефтегазового сепаратора предусмотрена труба-перемычка, соединяющая зоны емкости, разделенные секцией сливных полок.

Нефтегазовый сепаратор поясняется чертежами, где:

- на фигуре 1 изображен нефтегазовый сепаратор, вид спереди,

- на фигуре 2 - одна секция сливной полки в изометрии,

- на фигуре 3 изображено поперечное сечение отверстия с отбортованными вниз краями.

Нефтегазовый сепаратор содержит емкость 1, штуцер ввода нефтегазовой смеси 2, штуцер вывода газа 3, штуцер вывода нефти 4, распределительное устройство 5, сливные полки с перфорированными днищами 6, вертикальный 7 и горизонтальный 8 каплеотбойники и трубу-перемычку 9.

Нефтегазовый сепаратор работает следующим образом. Нефтегазовая смесь поступает в емкость 1 через штуцер ввода 2, происходит изменение направления потока на 90° при помощи распределительного устройства 5 и нефтегазовая смесь направляется на сливные полки 6. После попадания нефтегазовой смеси на сливные полки с перфорированными днищами 6 с определенными размерами и шагом отверстий большая часть нефтегазовой смеси распределяется слоем определенной толщины. С поверхности слоя нефтегазовой смеси происходит испарение газовой фазы. Другая часть потока проваливается через отверстия на дне сливных полок 6, образуя при этом струи, которые в свою очередь под действием сил поверхностного натяжения и внутренних колебаний дробятся на капельные потоки. Для предотвращения пленочного отекания нефтегазовой смеси по тыльной

(нижней) стороне днища сливных полок 6 предусмотрены поперечные перегородки (на фигурах не обозначены), нижняя кромка которых имеет треугольно-зубчатый профиль. Нефтегазовая смесь, стекающая по тыльной стороне днища сливных полок 6, достигнув поперечных перегородок концентрируется на вершинах зубчиков и срывается в виде капельных струй. Увеличение эффективности работы нефтегазового сепаратора достигается за счет многократного увеличения поверхности испарения при дроблении потока на мелкие струи и капли.

Отделившийся от нефти газ проходит сначала вертикальный 7, а затем горизонтальный 8 каплеотбойники. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от увлекаемой капельной нефти. Далее освобожденный от капель газ через штуцер вывода газа 3 поступает в газосборную сеть.

Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней части нефтегазового сепаратора отводится через штуцер вывода 4 на дальнейшую подготовку.

При интенсивном испарении газа возможно возникновение градиента давления по длине емкости 1, вызванное гидравлическим сопротивлением секции сливных полок 6. Это может ухудшить условия испарения газа, поэтому для выравнивания давления предусмотрена труба-перемычка 9, соединяющая зоны емкости 1, разделенные секцией сливных полок 6.

Таким образом достигается цель данной полезной модели - повышение эффективности сепарации.

Применение нефтегазового сепаратора предложенной конструкции позволяет интенсифицировать процесс сепарации и более полно удалять углеводородные газы, сероводород, меркаптаны и т.д. из нефти по сравнению с известными аппаратами. Это, в свою очередь, позволяет уменьшить металлоемкость аппарата, габаритные размеры при сохранении производительности, сократить число ступеней сепарации, уменьшить последующие потери нефти через испарение, достичь требуемого уровня давления насыщенных паров нефти с меньшими затратами.

bankpatentov.ru

Нефтегазовый сепаратор

 

Изобретение относится к устройствам для разделения газожидкостных сред, склонных к пенообразованию, в частности к сепарации пенистых нефтей в процессе их промышленной подготовки, и может использоваться в нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей и нефтехимической отраслях промышленности. Цель изобретения - увеличение производительности аппарата за счет интенсификации процесса разрушения пены и повышения эффективности разделения водонефтяной смеси. Нефтегазовый сепаратор содержит корпус с патрубками ввода смеси и вывода нефти, воды и газа. Внутри корпуса размещена насадка в виде пластин с отверстиями. Пластины выполнены W -образными, а отверстия в них смещены относительно гребней и впадин. 1 з. п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к устройствам для разделения газожидкостных сред, склонных к пенообразованию, в частности к сепарации пенистых нефтей в процессе их промышленной подготовки. Может быть использовано в нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей и нефтехимической отраслях промышленности. Цель изобретения - увеличение производительности аппарата за счет интенсификации процесса разрушения пены и повышения эффективности разделения водонефтяной смеси. На фиг. 1 показан нефтегазовый сепаратор, общий вид; на фиг. 2 - насадка из W-образных пластин с отверстиями; на фиг. 3 - насадка из W-образных пластин с отверстиями, выполненных из двух частей. Сепаратор содержит корпус 1, патрубок 2 ввода смеси, отсек 3 сбора нефти, патрубок 4 вывода нефти в нижней части корпуса, патрубок 5 вывода газа в верхней части. В корпусе расположены перегородка 6 отсека сбора воды, патрубок 7 вывода воды, насадка 8 в виде W-образных пластин 9, установленных гребнем 10 вверх и впадинами 11 вниз. Ниже гребней 10 и выше впадин 11 по всей длине расположены отверстия 12. В корпусе 1 у патрубка 2 ввода смеси установлены уголковая насадка 13 и перегородка 14 из перфорированного листа. Пластины 9 могут быть выполнены сборными из двух одинаковых частей. Устройство работает следующим образом. Вспененный газонефтяной поток через патрубок 2 поступает в корпус 1, где уголковая насадка 13 и перегородка 14 обеспечивают распределение потока по сечению корпуса. Пена, контактируя с поверхностью пластин 9, разрушается, газовые пузырьки накапливаются в области гребней 10 выше отверстий 12 для газа, укрупняются и через эти отверстия отводятся в верхнюю часть аппарата, освобождая площадь пластин 9 для контакта с пеной. Водонефтяная смесь, контактируя с поверхностью пластин, разделяется на две фазы, частицы тяжелой жидкой фазы скапливаются в области впадин ниже сливных отверстий 12, укрупняются и опускаются через эти отверстия. Чистый газ, дегазированная нефть, отделенная вода соответственно через патрубки 5,4 и 7 выводятся из аппарата. Использование изобретения позволяет за счет укрупнения газовых пузырьков в области гребня выше отверстий для газа W-образных пластин интенсифицировать процесс пеноразрушения в сравнении с прототипом и повысить производительность аппарата по газу, а коагуляция частиц жидкости в области впадины ниже сливных отверстий W-образных пластин дает возможность разделять водонефтяную смесь на воду и нефть. (56) Авторское свидетельство СССР N 1215207, кл. B 01 D 19/00, 1982.

Формула изобретения

1. НЕФТЕГАЗОВЫЙ СЕПАРАТОР, содержащий корпус, снабженный патрубком ввода смеси, а также патрубками вывода нефти в нижней и вывода газа в верхней частях, внутри которого размещена насадка в виде пластин с отверстиями, отличающийся тем, что, с целью повышения производительности за счет интенсификации процесса разрушения пены и повышения эффективности разделения смеси, пластины выполнены W-образными, а отверстия в них смещены относительно гребней и впадин. 2. Сепаратор по п. 1, отличающийся тем, что пластины выполнены сборными из двух одинаковых частей.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

www.findpatent.ru

Сепаратор (нефтедобыча) • ru.knowledgr.com

Термин сепаратор в терминологии месторождения нефти называет камеру высокого давления используемой для отделения хорошо жидкостей произведенный из нефтяных и газовых скважин в газообразные и жидкие компоненты. Сепаратор для нефтяного производства - большое судно, разработанное, чтобы разделить производственные жидкости на их учредительные компоненты нефти, газа и воды. Отделяющееся судно может быть упомянуто следующими способами: Нефтяной и газовый сепаратор, Сепаратор, сепаратор Стадии, Ловушка, судно Нокаута (Барабан нокаута, ловушка нокаута, водный нокаут или жидкий нокаут), палата Вспышки (высвечивают судно или ловушку вспышки), сепаратор Расширения или расширительный бак, Скребок (газовый скребок), Фильтр (газовый фильтр). Эти суда отделения обычно используются на арендном договоре производства или платформе около источника, коллектора или батареи бака, чтобы отделить жидкости, произведенные из нефтяных и газовых скважин в нефть и газ или жидкость и газ. Нефтяной и газовый сепаратор обычно включает следующие важные составляющие и особенности:

1. Судно, которое включает (a) основное устройство разделения и/или секцию, (b) вторичное урегулирование «силы тяжести» (отделение) секция, (c) экстрактор тумана, чтобы удалить небольшие жидкие частицы из газа, (d) газовый выход, (e) жидкое урегулирование (отделение) секция, чтобы удалить газ или пар от нефти (на трехфазовой единице, эта секция также отделяет воду от нефти), (f) нефтяной выход и (g) водный выход (трехфазовая единица).

2. Соответствующая объемная жидкая возможность обращаться с жидкими скачками (слизняки) от скважин и/или напорных трубопроводов.

3. Соответствующий диаметр судна и высота или длина, чтобы позволить большей части жидкости отделяться от газа так, чтобы экстрактор тумана не был затоплен.

4. Средство управления уровнем нефти в сепараторе, который обычно включает контроллер жидкого уровня и моторный клапан диафрагмы на нефтяном выходе.

5. Задний клапан давления на газовом выходе, чтобы поддерживать устойчивое давление в судне.

6. Предохранительные устройства.

Сепараторы работают над принципом, что у этих трех компонентов есть различные удельные веса, который позволяет им наслаиваться, перемещаясь медленно с газом на вершине, водой на основании и нефтью в середине. Любые твердые частицы, такие как песок также обоснуются в основании сепаратора. Функции нефтяных и газовых сепараторов могут быть разделены на основные и вторичные функции, которые будут обсуждены позже.

Классификация нефтяных и газовых сепараторов

Классификация, управляя конфигурацией

У

нефтяных и газовых сепараторов может быть три общих конфигурации: вертикальный, горизонтальный, и сферический.

Вертикальные сепараторы могут измениться по размеру от 10 или 12 дюймов. в диаметре и 4-5футовом шве ко шву (S к S) до 10 или 12 футов в диаметре и 15 - 25 футов S к S. Горизонтальные сепараторы могут измениться по размеру от 10 или 12 дюймов. в диаметре и 4 - 5 футов S максимум к 15 - 16 футам S в диаметре и 60 - 70 футам S к S. Сферические сепараторы обычно доступны в 24 или 30 дюймах. до 66 - 72 дюймов. в диаметре.

Горизонтальные нефтяные и газовые сепараторы произведены с моноламповыми и двойными ламповыми раковинами. У моноламповых единиц есть одна цилиндрическая раковина, и у двойных ламповых единиц есть две цилиндрических параллельных раковины с один над другим. Оба типа единиц могут использоваться для двухфазового и трехфазового обслуживания. Моноламповый горизонтальный нефтяной и газовый сепаратор обычно предпочитается по двойной ламповой единице. У моноламповой единицы есть большая область для потока газа, а также большая нефтяная/газовая интерфейсная область, чем обычно доступно в двойном ламповом сепараторе сопоставимой цены. Моноламповый сепаратор будет обычно выкраивать более длительное время задержания, потому что большее одно-ламповое судно сохраняет больший объем нефти, чем двойной ламповый сепаратор. Также легче убрать, чем dualtube единица.

В холодных климатах замораживание, вероятно, доставит меньше неприятностей в моноламповой единице, потому что жидкость обычно находится в тесном контакте с теплым потоком газа, текущего через сепаратор. У монолампового дизайна обычно есть более низкий силуэт, чем двойная ламповая единица, и легче сложить их для многоступенчатого разделения на оффшорных платформах, где пространство ограничено. Это было иллюстрировано Полномочиями и др. (1990), что вертикальные сепараторы должны быть построены таким образом, что поток потока входит около вершины и проходит через палату отделения газа/жидкости даже при том, что они не конкурентоспособные альтернативы в отличие от горизонтальных сепараторов.

Классификация функцией

Три конфигурации сепараторов доступны для двухфазовой операции и трехфазовой операции. В двухфазовых единицах газ отделен от жидкости с газом и жидкости, освобождаемой от обязательств отдельно. Нефтяные и газовые сепараторы механически разработаны таким образом, что жидкие и газовые компоненты отделены от пара углеводорода при определенной температуре и давлении согласно Арнольду и др. (2008). В трехфазовых сепараторах, хорошо жидких, разделен на газ, нефть и воду с этими тремя жидкостями, освобождаемыми от обязательств отдельно. Газо-жидкостный раздел разделения сепаратора определен максимальным размером капельки удаления, используя уравнение Судерс-Брауна с соответствующим K-фактором. Нефтяная водная секция разделения проводится в течение времени задержания, которое обеспечено данными о лабораторном испытании, рабочим процессом пилотного завода, или управляющий опытом. В случае, где время задержания не доступно, рекомендуемое время задержания для трех сепараторов фазы в API, используются 12 Дж. Методы калибровки K-фактором и время задержания дают надлежащие размеры сепаратора. Согласно Песне и др. (2010), инженерам иногда нужна дополнительная информация для условий дизайна нисходящего оборудования, т.е., жидкая погрузка для экстрактора тумана, содержание воды для сырого дегидратора/опреснителя или нефтяное содержание для обработки воды.

Классификация рабочим давлением

Нефтяные и газовые сепараторы могут работать при давлениях в пределах от высокого вакуума к 4 000 - 5 000 фунтов на квадратный дюйм. Большинство нефтяных и газовых сепараторов работает в диапазоне давления 20 - 1 500 фунтов на квадратный дюйм. Сепараторы могут упоминаться как низкое давление, среднее давление или высокое давление. Сепараторы низкого давления

обычно действуйте при давлениях максимум в пределах от 10 - 20 180 - 225 фунтов на квадратный дюйм. Сепараторы среднего давления обычно работают при давлениях максимум в пределах от 230 - 250 600 - 700 фунтов на квадратный дюйм. Сепараторы с высоким давлением обычно работают в широком диапазоне давления от 750 до 1 500 фунтов на квадратный дюйм.

Классификация применением

Нефтяные и газовые сепараторы могут быть классифицированы согласно применению как испытательный сепаратор, производственный сепаратор, низкий температурный сепаратор, измерив сепаратор, поднятый сепаратор и сепараторы стадии (первая стадия, вторая стадия, и т.д.).

  • Испытательный сепаратор:

Испытательный сепаратор используется, чтобы отделить и измерить хорошо жидкости. Испытательный сепаратор может упоминаться как хорошо тестер или хорошо контролер. Испытательные сепараторы могут быть вертикальными, горизонтальными, или сферическими. Они могут быть двухфазовыми или трехфазовыми. Они могут быть стационарными или портативными (блок или установленный трейлер). Испытательные сепараторы могут быть оборудованы различными типами метров для измерения нефти, газа и/или воды для потенциальных тестов, периодических заводских испытаний, крайних испытаний скважины, и т.д.

  • Производственный сепаратор:

Производственный сепаратор используется, чтобы отделить произведенный, хорошо жидкий от хорошо, группа скважин или арендный договор о ежедневной или постоянной основе. Производственные сепараторы могут быть вертикальными, горизонтальными, или сферическими. Они могут быть двумя фазами или тремя фазами. Производственные сепараторы располагаются в размере от 12 дюймов. к 15 футам в диаметре, с большинством единиц в пределах от 30 дюймов. к 10 футам в диаметре. Они располагаются в длине от 6 до 70 футов с большинством от 10 до 40 футов длиной.

  • Низко-температурный сепаратор:

Сепаратор низкой температуры - специальный, в котором с высоким давлением хорошо жидкий перевезен на самолете в судно через дроссельную катушку или клапан сокращения давления так, чтобы температура сепаратора была уменьшена заметно ниже хорошо жидкой температуры. Температурное сокращение получено эффектом Thomson джоуля расширения хорошо жидкого, когда это течет через уменьшающую давление дроссельную катушку или клапан в сепаратор. Более низкая рабочая температура в сепараторе вызывает уплотнение паров, которые иначе вышли бы из сепаратора в государстве пара. Жидкости, таким образом восстановленные, требуют, чтобы стабилизация предотвратила чрезмерное испарение в резервуарах для хранения.

  • Измерение сепаратора:

Функция отделения хорошо жидкостей в нефть, газ, и воду и измерение жидкостей может быть достигнута в одном судне. Эти суда обычно упоминаются как измерение сепараторов и доступны для двухфазовой и трехфазовой операции. Эти единицы доступны в специальных моделях, которые делают их подходящими для того, чтобы точно измерить вспенивание и тяжелую вязкую нефть.

Первичные функции нефтяных и газовых сепараторов

Разделение нефти от газа может начаться как потоки жидкости посредством формирования производства в хорошо скука и может прогрессивно увеличиваться через шланг трубки, поточные линии и поверхностное погрузочно-разгрузочное оборудование. При определенных условиях жидкость может быть полностью разделена на жидкость и газ, прежде чем это достигнет нефтяного и газового сепаратора. В таких случаях судно сепаратора предоставляет только «расширение», чтобы разрешить газу подниматься к одному выходу и жидкости, чтобы спуститься другому.

Удаление нефти от газа

Различие в плотности жидких и газообразных углеводородов может достигнуть приемлемого разделения в нефтяном и газовом сепараторе. Однако в некоторых случаях необходимо использовать механические устройства, обычно называемые «экстракторами тумана», чтобы удалить жидкий туман из газа прежде

это освобождено от обязательств от сепаратора. Кроме того, это может быть желательно или необходимо использовать некоторые средства удалить газ нерешения из нефти, прежде чем нефть будет освобождена от обязательств от сепаратора.

Удаление газа от нефти

Физические и химические особенности нефти и ее условия давления и температуры определяют количество газа, который это будет содержать в решении. Уровень, по которому газ освобожден от данной нефти, является функцией изменения в давлении и температуре. Объем газа, который нефтяной и газовый сепаратор удалит из сырой нефти, зависит от (1) физические и химические особенности сырья, (2) рабочее давление, (3) рабочая температура, (4) уровень пропускной способности, (5) размер и конфигурация сепаратора, и (6) другие факторы.

Агитация, высокая температура, специальное изменение направления, соединяющиеся пакеты и фильтрация материалов могут помочь в удалении газа нерешения, который иначе может быть сохранен в нефти из-за вязкости и поверхностного натяжения нефти. Газ может быть удален из вершины барабана на основании того, чтобы быть газом. Нефть и вода отделены экраном в конце сепаратора, который установлен на высоте близко к нефтяному водному контакту, позволив нефти перетечь на другую сторону, заманивая воду в ловушку на близкой стороне. Эти две жидкости могут тогда быть перекачаны по трубопроводу из сепаратора с их соответствующих сторон экрана. Произведенная вода тогда или введена назад в нефтехранилище, избавилась или рассматривала. Оптовый уровень (газ - жидкий интерфейс) и граница раздела воды и масла определен инструментовка использования, починенная к судну. Клапанами на нефтяных и водных выходах управляют, чтобы гарантировать, что интерфейсы сохранены на их оптимальных уровнях для разделения, чтобы произойти. Сепаратор только достигнет оптового разделения. Меньшие капельки воды не обоснуются силой тяжести и останутся в нефтяном потоке. Обычно нефть от сепаратора разбита к coalescer, чтобы далее уменьшить содержание воды.

Разделение воды от нефти

Производство воды с нефтью продолжает быть проблемой для инженеров и поставщиков нефти. С 1865, когда вода была coproduced с углеводородами, это бросило вызов и разбило промышленность о том, как отделить ценность от доступного. Согласно Rehm и др. (1983), инновации за эти годы вели от просматривать ямы до установки бака запаса, к gunbarrel, к freewater нокауту, к упакованному сеном coalescer и последний раз к Матричной Пластине Performax Coalescer, расширенный сепаратор урегулирования силы тяжести. История водного рассмотрения по большей части была отрывочна и спартанец. Есть мало экономической стоимости к произведенной воде, и это представляет добавочную стоимость для производителя, чтобы устроить ее распоряжение. Сегодня нефтяные месторождения производят большие количества воды, чем они производят нефть. Наряду с большим водным производством эмульсии и дисперсия, которую более трудно рассматривать. Процесс разделения становится сцепленным с несметным числом загрязнителей, поскольку последняя капля нефти восстанавливается от водохранилища. В некоторых случаях предпочтительно отделить и удалить воду из хорошо жидкий, прежде чем это будет течь через сокращения давления, такие как вызванные дроссельными катушками и клапанами. Такое водное удаление может предотвратить трудности, которые могли быть вызваны вниз по течению водой, такой как коррозия, которая может упоминаться как являющийся химические реакции, который происходит каждый раз, когда газ или жидкость химически нападают на выставленную металлическую поверхность. Коррозия обычно ускоряется теплыми температурами и аналогично присутствием кислот и солей. Другие факторы, которые затрагивают удаление воды от нефти, включают формирование гидрата и формирование трудной эмульсии, которую может быть трудно решить в нефть и воду. Вода может быть отделена от нефти в трехфазовом сепараторе при помощи разделения силы тяжести и химикатов. Если трехфазовый сепаратор не достаточно большой, чтобы отделить

вода соответственно, это может быть отделено в свободно-водном судне нокаута, установленном вверх по течению или вниз по течению сепараторов.

Вторичные функции нефтяных и газовых сепараторов

Обслуживание оптимального давления на сепаратор

Для нефтяного и газового сепаратора, чтобы достигнуть его первичных функций, давление должно поддерживаться в сепараторе так, чтобы жидкость и газ могли быть освобождены от обязательств в их соответствующую обработку или сбор систем. Давление поддерживается на сепаратор при помощи газового клапана для регулирования противодавления на каждом сепараторе или с одним основным клапаном для регулирования противодавления, который управляет давлением на батарею двух или больше сепараторов. Оптимальное давление, чтобы поддержать на сепараторе является давлением, которое приведет к самому высокому экономическому урожаю от продажи жидких и газообразных углеводородов.

Обслуживание жидкой печати в сепараторе

Чтобы поддерживать давление на сепаратор, жидкая печать должна быть произведена в более низкой части судна. Эта жидкая печать предотвращает потерю газа с нефтью и требует использования контроллера жидкого уровня и клапана.

Методы, используемые, чтобы удалить нефть из газа в сепараторах

Эффективное нефтяное газовое разделение важно не только, чтобы гарантировать, что необходимое экспортное качество достигнуто, но также и предотвратить проблемы в нисходящем технологическом оборудовании и компрессорах. Как только оптовая жидкость была выбита, который может быть достигнут во многих отношениях, остающиеся жидкие капельки отделены от demisting устройством. До недавнего времени главные технологии, используемые для этого применения, были циклонами обратного потока, подушками петли и пакетами лопасти. Позже новые устройства с более высокой обработкой газа были разработаны, которые позволили потенциальное сокращение размера судна скребка. Есть несколько новых в настоящее время разрабатываемых понятий, в которых жидкости дегазированы вверх по течению основного сепаратора. Эти системы основаны на центробежном и турбинной технологии и имеют дополнительные преимущества в этом, они компактны и нечувствительное движение, следовательно идеальное для плавания производственных объектов. Ниже некоторые пути, которыми нефть отделена от газа в сепараторах.

Различие в плотности (разделение силы тяжести)

Природный газ легче, чем жидкий углеводород. Мелкие частицы жидкого углеводорода, которые временно приостановлены в потоке природного газа различием в плотности или силой тяжести, обоснуются из потока газа, если скорость газа будет достаточно медленной. Большие капельки углеводорода быстро обоснуются из газа, но меньшие займут больше времени. При стандартных условиях давления и температуры у капелек жидкого углеводорода может быть плотность в 400 - 1 600 раз больше чем это природного газа. Однако как рабочее давление и повышение температуры, различие в уменьшениях плотности. В рабочем давлении 800 фунтов на квадратный дюйм жидкий углеводород может быть только в 6 - 10 раз более плотным, чем газ. Таким образом рабочее давление существенно затрагивает размер сепаратора и размер и тип экстрактора тумана, требуемого отделить соответственно жидкость и газ. Факт, что у жидких капелек может быть плотность в 6 - 10 раз больше чем это газа, может указать, что капельки жидкости быстро обосновались бы из и отдельный от газа. Однако это может не произойти, потому что частицы жидкости могут быть столь небольшими, что они имеют тенденцию «плавать» в газе и могут не обосноваться из газового потока в коротком периоде времени, газ находится в нефтяном и газовом сепараторе. Поскольку рабочее давление на сепараторе увеличивается, различие в плотности между жидкими и газовыми уменьшениями. Поэтому желательно управлять нефтяными и газовыми сепараторами при столь низком давлении, как совместимо с другими переменными процесса, условиями и требованиями.

Посягательство

Если плавный поток газа, содержащего жидкость, туман посягается против поверхности, жидкий туман может придерживаться и соединиться на поверхности. После того, как туман соединяется в большие капельки, капельки будут стремиться к жидкому разделу судна. Если жидкое содержание газа высоко, или если частицы тумана прекрасны чрезвычайно, несколько последовательных поверхностей посягательства могут потребоваться, чтобы эффект удовлетворительное удаление тумана.

Изменение направления потока

Когда направление потока газового потока, содержащего жидкий туман, изменено резко, инерция заставляет жидкость продолжаться в оригинальном направлении потока. Разделение жидкого тумана от газа таким образом может быть произведено, потому что газ с большей готовностью примет изменение направления потока и уплывет от жидких частиц тумана. Жидкость, таким образом удаленная, может соединиться на поверхности или упасть на жидкую секцию ниже.

Изменение скорости потока

Разделение жидкости и газа может быть произведено или с внезапным увеличением или с уменьшением в газовой скорости. Оба условия используют различие в инерции газа и жидкости. С уменьшением в скорости более высокая инерция жидкого тумана продвигает его и далеко от газа. Жидкость может тогда соединиться на некоторой поверхности и стремиться к жидкому разделу сепаратора. С увеличением газовой скорости более высокая инерция жидкости заставляет газ переезжать от жидкости, и жидкость может упасть на жидкий раздел судна.

Центробежная сила

Если газовый поток, несущий жидкие потоки тумана в круговом движении в достаточно высокой скорости, центробежная сила бросает жидкий туман, направленный наружу против стен контейнера. Здесь жидкость соединяется в прогрессивно большие капельки и наконец стремится к жидкой секции ниже. Центробежная сила - один из самых эффективных методов отделения жидкого тумана от газа. Однако согласно Keplinger (1931), некоторые проектировщики сепаратора указали на недостаток в этом, у жидкости с бесплатным поверхностным вращением в целом будет своя поверхность изогнутой вокруг его самого низкого пункта, лежащего на оси вращения. Этот созданный ложный уровень может вызвать трудность в регулировании контроля за уровнем жидкости над сепаратором. Это в основном преодолено, поместив вертикальные экраны успокаивания, которые должны простираться от основания сепаратора к выше выхода. Эффективность этого типа экстрактора тумана увеличивается как скорость газовых увеличений потока. Таким образом для данного уровня пропускной способности, меньший центробежный сепаратор будет достаточен.

Методы, используемые, чтобы удалить газ из нефти в сепараторах

Из-за более высоких цен за природный газ, широко распространенную уверенность в измерении жидких углеводородов и другие причины, важно удалить весь газ нерешения из сырой нефти во время полевой обработки. Методы раньше удаляли газ из сырой нефти в нефтяных и газовых сепараторах, обсуждены ниже:

Агитация

Умеренная, агитация, которой управляют, которая может быть определена как движение сырой нефти с внезапной силой, обычно полезна в удалении газа нерешения, который может быть механически заперт в нефти поверхностным натяжением и нефтяной вязкостью. Агитация обычно будет заставлять газовые пузыри соединяться и отделяться от нефти скорее, чем требовалось бы, если бы агитация не использовалась.

Высокая температура

Высокая температура как форма энергии, которая передана от одного тела до другого, приводит к различию в температуре. Это уменьшает поверхностное натяжение и вязкость нефти и таким образом помогает в выпуске газа, который гидравлически сохранен в нефти. Самый эффективный метод нагревания сырой нефти должен передать его через горячую водную ванну. Пластина распорки, которая рассеивает нефть в небольшие потоки или ручьи, увеличивает эффективность горячей водной ванны. Восходящий поток нефти через водную ванну предоставляет небольшую агитацию, которая полезна в соединении и отделении определенного газа от нефти. Горячая водная ванна - вероятно, самый эффективный метод удаления пузырей пены от вспенивания сырой нефти. Горячая водная ванна не практична в большинстве нефтяных и газовых сепараторов, но высокая температура может быть добавлена к нефти прямыми или косвенными запущенными нагревателями и/или теплообменниками, или нагрела свободно-водные нокауты, или очистители эмульсии могут использоваться, чтобы получить горячую водную ванну.

Центробежная сила

Центробежная сила, которая может быть определена как фиктивная сила, специфичная для частицы, углубляющей круглый путь, у которого есть та же самая величина и размеры как сила, которая держит частицу на ее круглом пути (центростремительная сила), но указывает в противоположном направлении, эффективная при отделении газа от нефти. Более тяжелая нефть брошена направленная наружу против стены предварительного гонорара вихря, в то время как газ занимает внутреннюю часть вихря. И размерный вихрь надлежащей формы позволит газу подниматься, в то время как жидкость течет нисходящий

к основанию единицы.

Измерения потока в нефтяных и газовых сепараторах

Направление втекает, и вокруг сепаратора наряду с другим потоком инструменты обычно иллюстрируются на Трубопроводе и диаграмме инструментовки, (P&ID). Некоторые из этих инструментов потока включают Расходомер (FI), Flow Transmitter (FT) и Flow Controller (FC). Поток первостепенной важности в нефтегазовой промышленности, потому что поток, поскольку главная переменная процесса чрезвычайно важна в том своем понимании, помогает инженерам придумать лучшие проекты и позволяет им уверенно провести дополнительное исследование. Mohan и др. (1999) провел исследование относительно проектирования и разработки сепараторов для трехфазовой системы потока. Цель исследования состояла в том, чтобы исследовать сложное многофазное гидродинамическое поведение потока в трехфазовом нефтяном и газовом сепараторе. Механистическая модель была развита рядом с симулятором вычислительной гидрогазодинамики (CFD). Они тогда использовались, чтобы выполнить подробное экспериментирование на трехфазовом сепараторе. Экспериментальные и результаты моделирования CFD были соответственно объединены с механистической моделью. Время моделирования для эксперимента составляло 20 секунд с нефтяной удельной массой как 0,885, и сепаратор, более низкая длина части и диаметр составляли 4 фута и 3 дюйма соответственно. Первый набор эксперимента стал основанием, через которое подробные расследования использовались, чтобы выполнить и провести подобные исследования моделирования для различных скоростей потока и других условий работы также.

Калибровка потока в нефтяных и газовых сепараторах

Как ранее заявлено, инструменты потока, которые функционируют с сепаратором в нефтяной и газовой окружающей среде, включают расходомер, передатчик потока и контроллер потока. Из-за обслуживания (который будет обсужден позже) или из-за высокого использования, эти расходомеры действительно должны время от времени калиброваться. Калибровка может быть определена как процесс ссылки на сигналы известного количества, которое было предопределено, чтобы удовлетворить диапазону требуемых измерений. Калибровка может также быть замечена с математической точки зрения, в которой расходомеры стандартизированы, определив отклонение от предопределенного стандарта, чтобы установить надлежащие поправочные коэффициенты. В определении отклонения от предопределенного стандарта фактическая скорость потока обычно сначала определяется с использованием основного метра, который является типом расходомера, который был калиброван с высокой степенью точности или взвесив поток, чтобы быть в состоянии получить гравиметрическое чтение массового потока. Другой тип используемого метра является метром передачи. Однако согласно Звону и др. (1989), метры передачи, как доказывали, были менее точными, если условия работы отличаются от ее оригинальных калиброванных пунктов. Согласно Yoder (2000), типы расходомеров, используемых, поскольку, основные метры включают турбинные метры, положительные метры смещения, venturi метры и метры Кориолиса. В США основные метры часто калибруются в лаборатории потока, которая была удостоверена Национальным институтом стандартов и технологий, (NIST). Сертификация NIST лаборатории расходомера означает, что ее методы были одобрены NIST. Обычно, это включает отслеживаемость NIST, означая, что стандарты, используемые в процессе калибровки расходомера, были удостоверены NIST или причинно связаны назад со стандартами, которые были одобрены NIST. Однако, есть распространенное мнение в промышленность, что второй метод, который включает гравиметрическое взвешивание количества жидкости (жидкость или газ), который фактически течет через метр в или из контейнера во время процедуры калибровки, является самым идеальным методом для измерения фактической суммы потока. Очевидно, весы, используемые для этого метода также, должны быть прослеживаемыми к Национальному институту стандартов и технологий (NIST) также.

В установлении надлежащего поправочного коэффициента часто нет никакого простого регулирования аппаратных средств, чтобы заставить расходомер начать читать правильно. Вместо этого отклонение от правильного чтения зарегистрировано во множестве скоростей потока. Точки данных подготовлены, сравнив продукцию расходомера с фактической скоростью потока, как определено стандартизированным метром владельца Национального института стандартов и технологий или весами.

Средства управления, клапаны, аксессуары и оборудование системы безопасности для нефтяных и газовых сепараторов

Средства управления

Средства управления, требуемые для нефтяных и газовых сепараторов, являются жидкими диспетчерами уровня для нефтяного и нефтяного/водного интерфейса (три операции по фазе) и газовый распределительный клапан противодавления с диспетчером давления. Хотя использование средств управления - дорогое создание стоимости операционных областей с сепараторами, настолько высокими, установки привел к существенным сбережениям в полных эксплуатационных расходах как в случае 70 газовых скважин в Биг-Пайни, Вайоминг, увиденный Ярмаркой (1968). Скважины с сепараторами были расположены выше 7 200-футового возвышения, расположившись вверх к 9 000 футов. Установки контроля были достаточно автоматизированы таким образом, что деятельность на местах вокруг диспетчеров могла управляться со станции дистанционного управления в филиале, используя Распределенную Систему управления. В целом, это повысило эффективность персонала и операцию области с соответствующим увеличением производства из области.

Клапаны

Клапаны, требуемые для нефтяных и газовых сепараторов, являются нефтяным распределительным клапаном выброса, распределительным клапаном расхода воды (трехфазовая операция), истощают клапаны, клиновые задвижки, регуляторы давления и Аварийные клапаны Закрытия (ESD). Клапаны ESD, как правило, остаются в открытой позиции в течение многих месяцев или лет, ожидая сигнала команды работать. Мало внимания обращено на эти клапаны за пределами запланированных благоприятных поворотов. Давления непрерывного производства часто протягивают эти интервалы еще дольше. Это ведет, чтобы расти или коррозия на этих клапанах, которая препятствует тому, чтобы они двинулись. Для важных приложений безопасности это должно быть обеспечено это, клапаны работают по требованию.

Аксессуары

Аксессуары, требуемые для нефтяных и газовых сепараторов, являются манометрами, термометрами, уменьшающие давление регуляторы (для газа контроля), очки вида уровня, голова безопасности с диском разрыва, трубопроводом и шлангом трубки.

Оборудование системы безопасности для нефтяных и газовых сепараторов

Нефтяные и газовые сепараторы должны быть установлены на безопасном расстоянии от другого оборудования арендного договора. Где они установлены на оффшорных платформах или в непосредственной близости от другого оборудования, меры предосторожности должны быть приняты, чтобы предотвратить рану персоналу и повреждение окружающего оборудования в случае, если

сепаратор или его средства управления или аксессуары терпят неудачу. Следующее оборудование системы безопасности рекомендуется для большинства нефтяных и газовых сепараторов.

  • Высоко - и средства управления низким Жидким Уровнем:

Высоко - и низкие средства управления жидким уровнем обычно управляемые плаванием пилоты, которые приводят в действие клапан на входном отверстии к сепаратору, открывают обход вокруг сепаратора, поднимают тревогу предупреждения или выполняют некоторую другую подходящую функцию, чтобы предотвратить повреждение, которое могло бы следовать из высоких или низких жидких уровней в сепараторе.

  • Высоко - и Низкое Регулирование давления:

Высоко - и низкое регулирование давления установлены на сепараторах, чтобы препятствовать тому, чтобы чрезмерно высокие или низкие давления вмешались в нормальное функционирование. Эти высоко - и низкое регулирование давления может быть механическим, пневматическим, или электрическим и может казаться предупреждением, привести в действие запертый клапан, открыть обход или выполнить другие подходящие функции, чтобы защитить персонал, сепаратор и окружающее оборудование.

  • Высоко - и низко-температурные средства управления:

Температурные средства управления могут быть установлены на сепараторах, чтобы закрыться в единице, открыть или закрыть обход к нагревателю или казаться предупреждением должны температура в сепараторе становиться слишком высокой или слишком низкой. Такие температурные средства управления обычно не используются на сепараторах, но они могут быть соответствующими в особых случаях. Согласно Фрэнсису (1951), средства управления низкой температурой в сепараторах - другой инструменты, используемые газовыми производителями, который находит ее применение в месторождениях газа с высоким давлением, обычно называемых водохранилищами «фазы пара». Низкие температуры, доступные от расширения этих газовых потоков с высоким давлением, используются к прибыльному преимуществу. Более эффективное восстановление конденсата углеводорода и большая степень обезвоживания газа по сравнению с обычным нагревателем и установкой сепаратора - главное преимущество средств управления низкой температурой в нефтяных и газовых сепараторах.

  • Предохранительные клапаны безопасности:

Пружинный предохранительный клапан безопасности обычно устанавливается на всех нефтяных и газовых сепараторах. Эти клапаны обычно устанавливаются при давлении дизайна судна. Подача предохранительных клапанов безопасности прежде всего как предупреждение, и в большинстве случаев слишком маленькая, чтобы обращаться с полной номинальной жидкой способностью сепаратора. Предохранительные клапаны безопасности полной мощности могут использоваться и особенно рекомендуются, когда никакая голова безопасности (диск разрыва) не используется на сепараторе.

  • Головы безопасности или диски разрыва:

Голова безопасности или диск разрыва - устройство, содержащее тонкую металлическую мембрану, которая разработана, чтобы разорвать, когда давление в сепараторе превышает предопределенную стоимость. Это обычно от 1 1/4 до 1%-х времен давление дизайна судна сепаратора. Диск головы безопасности обычно отбирается так, чтобы он не разрывал, пока предохранительный клапан безопасности не открылся и неспособен к предотвращению чрезмерного наращивания давления в сепараторе.

Операция и соображения обслуживания для нефтяных и газовых сепараторов

По жизни производственной системы сепаратор, как ожидают, обработает широкий диапазон произведенных жидкостей. С прорываются от водного наводнения и расширил газовое обращение лифта, произведенная жидкая вода сократилась, и отношение газойля постоянно меняющееся. Во многих случаях погрузка жидкости сепаратора может превысить емкость оригинального проекта сосуда. В результате много операторов считают свой сепаратор больше не способным соответствовать необходимым нефтяным и водным сточным стандартам или испытать высокий жидкий перенос в газе согласно Власти и др. (1990). Некоторое эксплуатационное обслуживание и соображения обсуждены ниже:

Периодический контроль

В очистительных заводах и предприятиях по переработке, это - нормальная практика, чтобы осмотреть все камеры высокого давления и перекачивающий по трубопроводу периодически для коррозии и эрозии. В нефтяных месторождениях эта практика обычно не сопровождается (они осмотрены в предопределенной частоте, обычно решенной оценкой RBI), и оборудование заменено только после фактической неудачи. Эта политика может создать опасные условия для операционного персонала и окружающего оборудования. Рекомендуется, чтобы периодические инспекционные графики для всего оборудования давления устанавливались и сопровождались, чтобы защитить от неуместных неудач.

Установка устройств безопасности

Все вспомогательные устройства безопасности должны быть установлены максимально близко к судну и таким способом, который сила реакции от утомительных жидкостей не прервет, отвинтит, или иначе сместит устройство безопасности. Выброс от устройств безопасности не должен подвергать опасности персонал

или другое оборудование.

Низкая температура

Сепараторы должны управляться выше температуры формирования гидрата. Иначе гидраты могут сформироваться в судне и частично или полностью включить его, таким образом, сокращение способности сепаратора. В некоторых случаях, когда жидкий или газовый выход включен или ограничен, это заставляет предохранительный клапан открываться или голова безопасности к разрыву. Паровые катушки могут быть установлены в жидком разделе нефтяных и газовых сепараторов, чтобы расплавить гидраты, которые могут сформироваться там. Это особенно соответствующее на сепараторах низкой температуры.

Коррозийные жидкости

Сепаратор, обращающийся с коррозийной жидкостью, должен быть проверен периодически, чтобы определить, требуются ли ремонтные работы. Крайние случаи коррозии могут потребовать сокращения номинального рабочего давления судна. Периодическое гидростатическое тестирование рекомендуется, особенно если обрабатываемые жидкости коррозийные. Потребляемый анод может использоваться в сепараторах, чтобы защитить их от электролитической коррозии. Некоторые операторы определяют раковину сепаратора и главную толщину со сверхзвуковыми индикаторами толщины и вычисляют максимальное допустимое рабочее давление от остающейся металлической толщины. Это должно быть сделано ежегодно на расстоянии от берега и каждые два - четыре года на суше.

См. также

  • Трубопровод и инструментовка изображает схематически
  • Гидрогазодинамика
  • Вычислительная гидрогазодинамика
  • Уравнение Судерс-Брауна
  • Эффект Thomson джоуля
  • Жидкий паром сепаратор
  • Конденсат природного газа
  • Завод нефтедобычи
  • Высокая температура
  • Сепаратор циклона

Внешние ссылки

  • Иллюстрированная иллюстрация того, на что внутренняя структура Нефтяного и Газового Сепаратора похожа - Это показывает, как Внутренности Удаления пены, Соединяющиеся Внутренности, Внутренности Demister – Wiremesh Demister, Сепараторы Тумана Лопасти, Внутренности Desanding, Прерыватели Вихря и другие внутренние компоненты типичного сепаратора устроены в сепараторе.
  • Типичный P&ID договоренность относительно 3 судов сепаратора фазы - диаграмма Трубопровода и инструментовки (P&ID) иллюстрирует, что направление втекает и вокруг Нефтяного и Газового Сепаратора. Это аналогично показывает возможность соединения других инструментов, например, клапанов, контроллера уровня, индикатора уровня, расходомера, передатчика потока, индикатора давления, датчика давления, и т.д. вокруг сепаратора.
  • Моделирование вычислительной гидрогазодинамики (CFD), иллюстрирующее 3 Нефти Фазы, Газовый & Водный Сепаратор - Это иллюстрирует направление потока в сепараторе.
  • Быстрый калькулятор для горизонтального удара калибровка барабана - Основанный на обосновывающемся времени, требуемом для жидких капелек данного минимального размера, который будет отделен.

ru.knowledgr.com