Из Википедии, бесплатной энциклопедии
Перейти к навигации Перейти к поиску

Термин « сепаратор» в терминологии нефтепромыслов означает сосуд высокого давления, используемый для разделения скважинных флюидов, добываемых из нефтяных и газовых скважин, на газообразные и жидкие компоненты. Сепаратор для добычи нефти - это большой сосуд, предназначенный для разделения добываемых текучих сред на составляющие их компоненты: нефть , газ и вода . Сепаратор может называться следующим образом: нефтегазовый сепаратор , сепаратор , ступенчатый сепаратор , ловушка , отсечной резервуар.(Выбивающий барабан, вытесняющая ловушка, вытеснитель воды или вытеснитель жидкости), испарительная камера (испарительный сосуд или испарительная ловушка), расширительный сепаратор или расширительный сосуд , скруббер (газоочиститель), фильтр (газовый фильтр). Эти разделительные сосуды обычно используются на арендуемой территории или на платформе рядом с устьем скважины, манифольдом или резервуаром для разделения текучих сред, добываемых из нефтяных и газовых скважин, на нефть и газ или жидкость и газ. Сепаратор нефти и газа обычно включает в себя следующие основные компоненты и функции:

1. Емкость, которая включает (а) первичное разделительное устройство и / или секцию, (б) вторичную «гравитационную» отстойную (разделительную) секцию, (в) экстрактор тумана для удаления мелких частиц жидкости из газа, (г) выходное отверстие для газа, (e) секция отстаивания (разделения) жидкости для удаления газа или пара из нефти (на трехфазной установке эта секция также отделяет воду от нефти), (f) выпуск масла и (g) выпуск воды (трехфазный агрегат). ).

2. Адекватная объемная вместимость жидкости для выдерживания скачков жидкости (пробок) из скважин и / или выкидных трубопроводов.

3. Соответствующий диаметр и высота или длина сосуда, чтобы большая часть жидкости могла отделиться от газа, чтобы туманоуловитель не был затоплен.

4. Средство контроля уровня масла в сепараторе, которое обычно включает в себя контроллер уровня жидкости и мембранный моторный клапан на выходе масла.

5. Обратный клапан на выходе газа для поддержания постоянного давления в емкости.

6. Устройства сброса давления.

Сепараторы работают по тому принципу, что три компонента имеют разную плотность , что позволяет им расслаиваться при медленном движении: газ находится вверху, вода внизу и масло в середине. Любые твердые частицы, такие как песок, также будут оседать на дне сепаратора. Функции нефтяных и газовых сепараторов можно разделить на первичные и вторичные функции , которые будут рассмотрены позже.

Классификация нефтегазовых сепараторов [ править ]

Классификация по операционной конфигурации [ править ]

Сепараторы нефти и газа могут иметь три основных конфигурации: вертикальную , горизонтальную и сферическую . Вертикальные сепараторы могут различаться по размеру от 10 или 12 дюймов в диаметре и от 4 до 5 футов от шва до шва (от S до S) до 10 или 12 футов в диаметре и от 15 до 25 футов от S до S. 10 или 12 дюймов в диаметре и от 4 до 5 футов от S до S до 15 до 16 футов в диаметре и от 60 до 70 футов от S до S. Сферические сепараторы обычно доступны в диаметре от 24 или 30 дюймов до 66-72 дюймов. Горизонтальные сепараторы нефти и газа изготавливаются с однотрубными и двухтрубными кожухами. Однотрубные агрегаты имеют одну цилиндрическуюкожух, а двухтрубные агрегаты имеют две цилиндрические параллельные кожухи, расположенные одна над другой. Оба типа блоков могут использоваться для двухфазного и трехфазного обслуживания. Однотрубный горизонтальный сепаратор нефти и газа обычно предпочтительнее, чем двухтрубный. Однотрубный блок имеет большую площадь для прохождения потока газа, а также большую площадь поверхности раздела нефть / газ, чем обычно доступен в двухтрубном сепараторе сравнимой цены. Однотрубный сепаратор обычно обеспечивает более длительное время удерживания, поскольку более крупная однотрубная емкость удерживает больший объем масла, чем двухтрубный сепаратор. Кроме того, его легче чистить, чем двухтрубный агрегат. В холодном климате замерзание, вероятно, вызовет меньше проблем с однотрубным агрегатом, потому что жидкостьобычно находится в тесном контакте с теплым потоком газа, протекающим через сепаратор. Однотрубная конструкция обычно имеет более низкий силуэт, чем двухтрубная установка, и их легче штабелировать для многоступенчатого разделения на морских платформах, где пространство ограничено. Пауэрс и др. (1990) [1] проиллюстрировали, что вертикальные сепараторы должны быть сконструированы таким образом, чтобы поток потока входил в верхнюю часть и проходил через камеру разделения газа и жидкости, даже если они не являются конкурентными альтернативами в отличие от горизонтальных сепараторов.

Классификация по функциям [ править ]

Доступны три конфигурации сепараторов для двухфазного и трехфазного режима. В двухфазных установках газ отделяется от жидкости, при этом газ и жидкость выпускаются отдельно. Сепараторы нефти и газа механически спроектированы таким образом, что жидкие и газовые компоненты отделяются от углеводородного пара при определенной температуре и давлении в соответствии с Арнольдом и др. (2008). [2] В трехфазных сепараторах скважинный флюид разделяется на газ, нефть и воду, при этом три флюида выгружаются отдельно. Секция газожидкостного разделения сепаратора определяется по максимальному размеру удаляемой капли с использованием уравнения Судерса – Брауна.с соответствующим коэффициентом K. Секция отделения нефти от воды выдерживается в течение времени удерживания, которое обеспечивается данными лабораторных испытаний, эксплуатационными процедурами пилотной установки или опытом эксплуатации. В случае, если время удерживания недоступно, используется рекомендованное время удерживания для трехфазного сепаратора в API 12J. Методы калибровки по K-фактору и времени удерживания позволяют получить сепаратор подходящего размера. Согласно Song et al (2010) [3] инженерам иногда требуется дополнительная информация о проектных условиях оборудования, расположенного ниже по потоку, например, о загрузке жидкости для туманоуловителя, содержании воды в дегидраторе / обессоливателе сырой нефти или содержании нефти для очистки воды.

Классификация по рабочему давлению [ править ]

Сепараторы нефти и газа могут работать при давлении от высокого вакуума до 4000-5000 фунтов на квадратный дюйм. Большинство нефтегазовых сепараторов работают в диапазоне давлений от 20 до 1500 фунтов на квадратный дюйм. Сепараторы могут называться сепараторами низкого, среднего или высокого давления. Сепараторы низкого давления обычно работают при давлениях от 10 до 20 до 180 до 225 фунтов на квадратный дюйм. Сепараторы среднего давления обычно работают при давлениях от 230 до 250 до 600-700 фунтов на квадратный дюйм. Сепараторы высокого давления обычно работают в широком диапазоне давлений от 750 до 1500 фунтов на квадратный дюйм.

Классификация по применению [ править ]

Сепараторы нефти и газа могут быть классифицированы в зависимости от применения как испытательный сепаратор, производственный сепаратор, низкотемпературный сепаратор, дозирующий сепаратор, приподнятый сепаратор и ступенчатые сепараторы (первая стадия, вторая стадия и т. Д.).

  • Разделитель тестов:

Испытательный сепаратор используется для разделения и метр скважины жидкости . Тестовый сепаратор может называться тестером скважины или устройством проверки скважины. Разделители тестов могут быть вертикальными, горизонтальными или сферическими. Они могут быть двухфазными или трехфазными. Они могут быть стационарными или переносными (на салазках или на прицепе). Испытательные сепараторы могут быть оснащены различными типами измерителей для измерения нефти, газа и / или воды для потенциальных испытаний, периодических производственных испытаний, испытаний на предельных значениях скважин и т. Д.

  • Сепаратор продукции:

Добывающий сепаратор используется для отделения добываемого скважинного флюида от скважины, группы скважин или аренды на ежедневной или непрерывной основе. Сепараторы продукции могут быть вертикальными, горизонтальными или сферическими. Они могут быть двухфазными или трехфазными. Производственные сепараторы имеют размер от 12 дюймов до 15 футов в диаметре , при этом большинство единиц имеет диаметр от 30 дюймов до 10 футов. Их длина колеблется от 6 до 70 футов, в большинстве случаев - от 10 до 40 футов.

  • Низкотемпературный сепаратор:

Низкотемпературный сепаратор - это специальный сепаратор, в котором скважинный флюид высокого давления впрыскивается в сосуд через штуцер или редукционный клапан, так что температура сепаратора значительно снижается ниже температуры скважинного флюида. Снижение температуры достигается за счет эффекта Джоуля-Томсона расширения скважинного флюида, когда он течет через редукционный штуцер или клапан в сепаратор. Более низкая рабочая температура в сепараторе вызывает конденсацию паров, которые в противном случае выходили бы из сепаратора в парообразном состоянии. Извлеченные таким образом жидкости требуют стабилизации, чтобы предотвратить чрезмерное испарение в резервуарах для хранения.

  • Дозирующий сепаратор:

Функция разделения скважинных флюидов на нефть, газ и воду и измерения жидкостей может выполняться в одном сосуде. Эти емкости обычно называются дозирующими сепараторами и доступны для двухфазного и трехфазного режима. Эти устройства доступны в специальных моделях, что делает их пригодными для точного дозирования пенообразования и тяжелой вязкой нефти.

Основные функции нефтегазовых сепараторов [ править ]

Отделение нефти от газа может начаться, когда жидкость течет через продуктивный пласт в ствол скважины, и может постепенно увеличиваться через насосно-компрессорные трубы, выкидные линии и наземное оборудование для обработки. При определенных условиях текучая среда может быть полностью разделена на жидкость и газ до того, как она попадет в сепаратор нефти и газа. В таких случаях сосуд сепаратора обеспечивает только «расширение», позволяя газу подниматься к одному выпускному отверстию, а жидкости опускаться к другому.

Удаление нефти из газа [ править ]

Разница в плотности жидких и газообразных углеводородов может обеспечить приемлемое разделение в сепараторе нефти и газа . Однако в некоторых случаях необходимо использовать механические устройства, обычно называемые «экстракторами тумана», для удаления жидкого тумана из газа перед его выпуском из сепаратора. Кроме того, может быть желательно или необходимо использовать некоторые средства для удаления нерастворенного газа из нефти до того, как масло будет выгружено из сепаратора.

Удаление газа из нефти [ править ]

Физические и химические характеристики масла, а также его давление и температура определяют количество газа, которое оно будет содержать в растворе. Скорость, с которой выделяется газ из данного масла, зависит от изменения давления и температуры. Объем газа , что сепаратор нефти и газа будет удалить из сырой нефти зависит от (1) физико-химических характеристик нефти, (2) рабочего давления, (3) Рабочей температуры, (4) скорость пропускной способности , (5 ) размер и конфигурация сепаратора, и (6) другие факторы.

Перемешивание, нагревание, специальные перегородки, коалесцирующие насадки и фильтрующие материалы могут способствовать удалению нерастворенного газа, который в противном случае может оставаться в масле из-за вязкости и поверхностного натяжения масла. Газ может быть удален из верхней части барабана, поскольку он является газом. Нефть и вода разделены перегородкой на конце сепаратора, которая установлена ​​на высоте, близкой к контакту масло-вода, позволяя маслу перетекать на другую сторону, а воду удерживать на ближней стороне. Две жидкостизатем могут быть выведены из сепаратора с соответствующих сторон перегородки. Затем пластовая вода либо закачивается обратно в нефтяной пласт, либо утилизируется, либо обрабатывается. Объемный уровень (граница раздела газ-жидкость) и граница раздела нефть-вода определяются с помощью приборов, прикрепленных к резервуару. Клапаны на выходах для масла и воды контролируются, чтобы гарантировать, что границы раздела фаз поддерживаются на оптимальном уровне для того, чтобы произошло разделение. Сепаратор обеспечивает разделение только больших объемов. Более мелкие капли воды не оседают под действием силы тяжести и остаются в масляном потоке. Обычно масло из сепаратора направляется в коалесцер для дальнейшего снижения содержания воды.

Отделение воды от масла [ править ]

Производство воды с нефтью продолжает оставаться проблемой для инженеров и производителей нефти. С 1865 года, когда вода была получена совместно с углеводородами, отделение ценных углеводородов от воды, используемой для утилизации, поставило перед нефтяной промышленностью проблемы и разочаровало ее. Согласно Рем и др (1983), [4] инновации на протяжении многих лет вела из обезжиренного ямы до установки на фондовом бак, к Gunbarrel, к Freewater нокаута, в сене упаковке коагулятори совсем недавно к коалесцеру Performax Matrix Plate Coalescer, сепаратору с усиленным гравитационным осаждением. История очистки воды по большей части была отрывочной и спартанской. Производимая вода имеет небольшую экономическую ценность и представляет собой дополнительные затраты для производителя на организацию ее утилизации. Сегодня нефтяные месторождения производят больше воды, чем нефти. [ необходима цитата ] Наряду с большим объемом производства воды возникают эмульсии и дисперсии, которые труднее обрабатывать. Процесс разделения блокируется множеством загрязняющих веществ, поскольку последняя капля нефти извлекается из резервуара. В некоторых случаях предпочтительно отделить и удалить воду из скважинной жидкости.до того, как он потечет через сокращения давления , например, вызванные дросселями и клапанами . Такое удаление воды может предотвратить проблемы, которые могут быть вызваны водой ниже по потоку , такие как коррозия, которую можно назвать химической реакцией, которая происходит всякий раз, когда газ или жидкость химически атакуют открытую металлическую поверхность. [5] Коррозия обычно ускоряется из-за высоких температур, а также из-за присутствия кислот и солей. Другие факторы, влияющие на удаление воды из нефти, включают образование гидратов и образование плотной эмульсии, которая может быть трудно преобразовать в нефть.и вода. Воду можно отделить от масла в трехфазном сепараторе с помощью химикатов и гравитационного разделения. Если трехфазный сепаратор не является достаточно большим , чтобы отделить воду должным образом, он может быть отделен в нокауте судне свободной воды , установленном выше по потоку или ниже по потоку от сепараторов.

Вторичные функции нефтегазовых сепараторов [ править ]

Поддержание оптимального давления на сепараторе [ править ]

Для того масла и газа сепаратора для выполнения своих основных функций, давление должно поддерживаться в сепараторе таким образом , чтобы жидкость и газ может быть сброшен в их соответствующую обработку или сбор систем. Давление в сепараторе поддерживается с помощью клапана противодавления газа на каждом сепараторе или с помощью одного главного клапана противодавления, который регулирует давление в батарее из двух или более сепараторов. Оптимальное давление, которое необходимо поддерживать в сепараторе, - это давление, которое приведет к максимальному экономическому доходу от продажи жидких и газообразных углеводородов .

Обслуживание жидкостного уплотнения в сепараторе [ править ]

Для поддержания давления на сепараторе, жидкое уплотнение должно быть осуществлено в нижней части сосуда. Это жидкостное уплотнение предотвращает потерю газа с маслом и требует использования контроллера уровня жидкости и клапана .

Методы, используемые для удаления нефти из газа в сепараторах [ править ]

Эффективное разделение нефти и газа важно не только для обеспечения требуемого экспортного качества, но и для предотвращения проблем в последующем технологическом оборудовании и компрессорах. После того, как основная масса жидкости была выбита, что может быть достигнуто разными способами, оставшиеся капли жидкости отделяются от запотевания. До недавнего времени основными технологиями, используемыми для этого применения, были циклоны с обратным потоком, сетчатые подушки и лопаточные блоки. Совсем недавно были разработаны новые устройства с более высокой пропускной способностью газа, которые позволили потенциально уменьшить размер емкости скруббера. В настоящее время разрабатывается несколько новых концепций, в которых жидкости дегазируются перед первичным сепаратором. Эти системы основаны на центробежных и турбинных технологиях и имеют дополнительные преимущества в том, что они компактны и нечувствительны к движению.следовательно, идеально подходит дляплавучие производственные объекты . [6] Ниже приведены некоторые способы отделения нефти от газа в сепараторах.

Разница в плотности (гравитационное разделение) [ править ]

Природный газ легче жидкого углеводорода . Мельчайшие частицы жидкого углеводорода, временно взвешенные в потоке природного газа, из-за разницы плотностей или силы тяжести оседают из потока газа, если скорость газа достаточно мала. Более крупные капли углеводорода быстро выпадут из газа, а для более мелких потребуется больше времени. При стандартных условиях давления и температурыкапли жидкого углеводорода могут иметь плотность в 400–1600 раз больше плотности природного газа. Однако по мере увеличения рабочего давления и температуры разница в плотности уменьшается. При рабочем давлении 800 фунтов на квадратный дюйм жидкий углеводород может быть всего в 6-10 раз плотнее газа. Таким образом, рабочее давление существенно влияет на размер сепаратора, а также на размер и тип туманоуловителя, необходимого для адекватного разделения жидкости и газа. Тот факт, что капли жидкости могут иметь плотность, в 6-10 раз превышающую плотность газа, может указывать на то, что капли жидкости будут быстро оседать и отделяться от газа. Однако этого может не произойти, потому что частицы жидкости могут быть настолько маленькими, что имеют тенденцию «плавать».в газе и может не оседать из газового потока за короткий период времени, когда газ находится в нефтегазовом сепараторе. По мере увеличения рабочего давления в сепараторе разница плотностей жидкости и газа уменьшается. По этой причине желательно эксплуатировать сепараторы нефти и газа при таком низком давлении, которое согласуется с другими параметрами процесса, условиями и требованиями.

Удар [ править ]

Если текущий поток газа, содержащего жидкость , туман падает на поверхность, жидкий туман может прилипнуть к поверхности и слиться с ней. После того, как туман объединится в более крупные капли, они будут притягиваться к жидкостной секции сосуда. Если содержание жидкости в газе велико или если частицы тумана очень мелкие, может потребоваться несколько последовательных поверхностей столкновения , чтобы обеспечить удовлетворительное удаление тумана.

Изменение направления потока [ править ]

Когда направление потока газового потока, содержащего жидкий туман, резко изменяется, инерция заставляет жидкость продолжать движение в первоначальном направлении потока. Таким образом, можно осуществить отделение жидкого тумана от газа, поскольку газ с большей готовностью принимает изменение направления потока и будет уходить от частиц жидкого тумана. Удаляемая таким образом жидкость может коалесцировать на поверхности или падать в жидкостную секцию ниже.

Изменение скорости потока [ править ]

Разделение жидкости и газа может происходить либо при резком увеличении, либо при уменьшении скорости газа. Оба условия используют разницу в инерции газа и жидкости. С уменьшением скорости более высокая инерция жидкого тумана уносит его вперед и от газа. [7] Жидкость может затем коалесцировать на некоторой поверхности и стремиться к жидкостной секции сепаратора. С увеличением скорости газа более высокая инерция жидкости заставляет газ отодвигаться от жидкости, и жидкость может упасть в жидкостную секцию сосуда.

Центробежная сила [ править ]

Если поток газа, несущий жидкий туман, движется по кругу с достаточно высокой скоростью, центробежная сила отбрасывает жидкий туман наружу к стенкам контейнера. Здесь жидкость сливается в постепенно увеличивающиеся капли и, наконец, притягивается к жидкостной секции ниже. Центробежная сила - один из самых эффективных методов отделения жидкого тумана от газа. Однако, согласно Кеплингеру (1931), [8]некоторые конструкторы сепараторов указали на недостаток, что жидкость со свободной поверхностью, вращающейся как единое целое, будет иметь искривленную поверхность вокруг самой нижней точки, лежащей на оси вращения. Этот созданный ложный уровень может вызвать трудности в регулировании контроля уровня жидкости на сепараторе. Это в значительной степени преодолевается за счет установки вертикальных перегородок, которые должны проходить от нижней части сепаратора до над выпускным отверстием. Эффективность туманоуловителя этого типа увеличивается с увеличением скорости газового потока. Таким образом, для заданной производительности будет достаточно центробежного сепаратора меньшего размера.

Методы, используемые для удаления газа из нефти в сепараторах [ править ]

Из-за более высоких цен на природный газ , повсеместной зависимости от измерения жидких углеводородов и других причин важно удалить весь нерастворенный газ из сырой нефти во время обработки месторождения. Методы, используемые для удаления газа из сырой нефти в нефтегазовых сепараторах, обсуждаются ниже:

Агитация [ править ]

Умеренное контролируемое перемешивание, которое можно определить как движение сырой нефти с внезапной силой [9] , обычно помогает удалить нерастворенный газ, который может быть механически заблокирован в масле из-за поверхностного натяжения и вязкости нефти. В результате перемешивания пузырьки газа сливаются и отделяются от масла за меньшее время, чем это потребовалось бы, если бы перемешивание не применялось.

Жара [ править ]

Тепло как форма энергии, которая передается от одного тела к другому, приводит к разнице температур. [10] Это снижает поверхностное натяжение и вязкость масла и, таким образом, способствует выделению газа, который гидравлически удерживается в масле. Самый эффективный метод нагрева сырой нефти - пропустить ее через водяную баню с подогревом. Распределительная пластина, которая распыляет масло небольшими потоками или ручейками, увеличивает эффективность водяной бани с подогревом. Восходящий поток масла через водуванна обеспечивает легкое перемешивание, что способствует коалесценции и отделению увлеченного газа от масла. Водяная баня с подогревом, вероятно, является наиболее эффективным методом удаления пузырьков пены при вспенивании сырой нефти. Водяная баня с подогревом не практична в большинстве сепараторов нефти и газа, но тепло может быть добавлено к маслу с помощью нагревателей с прямым или косвенным нагревом и / или теплообменников, либо можно использовать нагретые вытеснители свободной воды или очистители эмульсии для получения водяная баня с подогревом.

Центробежная сила [ править ]

Центробежная сила, которую можно определить как фиктивную силу, присущую частице, движущейся по круговой траектории, имеющей ту же величину и размеры, что и сила, удерживающая частицу на ее круговом пути ( центростремительная сила ) [11], но указывающая на обратное направление эффективно при отделении газа от нефти. Более тяжелое масло выбрасывается наружу к стенке вихря, в то время как газ занимает внутреннюю часть вихря. Вихрь правильной формы и размера позволит газу подниматься, в то время как жидкость стекает вниз к нижней части устройства.

Измерения расхода в нефтегазовых сепараторах [ править ]

Направление потока в сепараторе и вокруг него вместе с другими расходомерами обычно показано на схеме трубопроводов и приборов (P&ID). Некоторые из этих расходомеров включают индикатор потока (FI), датчик потока (FT) и контроллер потока (FC). Поток имеет первостепенное значение в нефтегазовой отрасли, потому что поток, как основная переменная процесса, очень важен, поскольку его понимание помогает инженерам разрабатывать лучшие конструкции и позволяет им с уверенностью проводить дополнительные исследования. Мохан и др. (1999) [12] провели исследование по проектированию и разработке сепараторов для системы с трехфазным потоком. Целью исследования было исследование сложной многофазной гидродинамическойповедение потока в трехфазном нефтегазовом сепараторе. Механистическая модель была разработана вместе с симулятором вычислительной гидродинамики (CFD). Затем они были использованы для проведения подробных экспериментов на трехфазном сепараторе. Результаты экспериментов и моделирования CFD были соответствующим образом интегрированы с механистической моделью. Время моделирования для эксперимента составляло 20 секунд при удельном весе масла 0,885, а длина и диаметр нижней части сепаратора составляли 4 фута и 3 дюйма соответственно. Первая серия экспериментов стала основой, с помощью которой были использованы подробные исследования для проведения и проведения аналогичных имитационных исследований для различных скоростей потока и других рабочих условий.

Калибровка расхода в нефтегазовых сепараторах [ править ]

Как указывалось ранее, расходомеры, которые работают с сепаратором в нефтегазовой среде, включают индикатор расхода, датчик расхода и регулятор расхода. Из-за технического обслуживания (которое будет обсуждено позже) или из-за частого использования эти расходомеры необходимо время от времени калибровать. [13] Калибровка может быть определена как процесс привязки сигналов известной величины, которая была заранее определена для соответствия диапазону требуемых измерений. Калибровку также можно рассматривать с математической точки зрения, в которой расходомеры стандартизированы путем определения отклонения от заданного стандарта, чтобы установить правильные поправочные коэффициенты. При определении отклонения от заданного стандарта фактический расход обычно сначала определяется с помощьюиспользование эталонного расходомера, который является типом расходомера, который откалиброван с высокой степенью точности или путем взвешивания потока, чтобы иметь возможность получить гравиметрические показания массового расхода . Другой тип используемого счетчика - это расходомер . Однако, согласно Тингу и др. (1989), [14] расходомеры оказались менее точными, если рабочие условия отличаются от исходных калиброванных точек. Согласно Йодеру (2000), [15] типы расходомеров, используемых в качестве эталонных измерителейвключают турбинные расходомеры, расходомеры прямого вытеснения, расходомеры Вентури и расходомеры Кориолиса. В США эталонные расходомеры часто калибруются в лаборатории расхода, сертифицированной Национальным институтом стандартов и технологий (NIST). Сертификация лаборатории расходомеров NIST означает, что ее методы были одобрены NIST. Обычно это включает прослеживаемость по NIST, что означает, что стандарты, используемые при калибровке расходомерапроцессы сертифицированы NIST или причинно связаны со стандартами, утвержденными NIST. Однако в отрасли существует общее мнение, что второй метод, который включает в себя гравиметрическое взвешивание количества жидкости (жидкости или газа), которая фактически протекает через расходомер в контейнер или из него во время процедуры калибровки, является наиболее идеальным методом. для измерения фактического расхода. Очевидно, что весы, используемые для этого метода, также должны быть связаны с Национальным институтом стандартов и технологий (NIST). [16]При определении правильного поправочного коэффициента часто не бывает простой аппаратной регулировки, чтобы расходомер начал показывать правильно. Вместо этого отклонение от правильного показания регистрируется при различных расходах. Точки данных наносятся на график, сравнивая выходной сигнал расходомера с фактическим расходом, определенным стандартизированным эталонным измерителем или весами Национального института стандартов и технологий.

Органы управления, клапаны, аксессуары и элементы безопасности для нефтегазовых сепараторов [ править ]

Элементы управления [ править ]

Для управления сепараторами нефти и газа необходимы регуляторы уровня жидкости на границе раздела масло и масло / вода (трехфазный режим) и клапан регулирования противодавления газа с регулятором давления. Хотя использование средств управления является дорогостоящим, что делает стоимость эксплуатации месторождений с сепараторами такой высокой, установка привела к значительной экономии общих эксплуатационных расходов, как в случае с 70 газовыми скважинами в Биг-Пайни, Вайо, обнаруженными Фэйром (1968). . [17] Скважины с сепараторами были расположены на высоте более 7200 футов на высоте до 9000 футов. Установки управления были в достаточной степени автоматизированы, так что полевыми операциями вокруг контроллеров можно было управлять со станции дистанционного управления в полевом офисе, используяРаспределенная система управления . В целом, это повысило эффективность персонала и работу месторождения с соответствующим увеличением добычи на этом участке.

Клапаны [ править ]

В клапанах , необходимые для нефтяных и газовых сепараторов клапан нагнетания масла управления, клапан регулирования воды нагнетания (операция трехфазной), сливные клапаны, запорные клапаны, клапаны сброса давления и аварийного отключение клапаны (ESD). Клапаны ESD обычно остаются в открытом положении в течение месяцев или лет, ожидая командного сигнала для срабатывания. Этим клапанам уделяется мало внимания вне плановых ремонтов. Давление непрерывного производства часто увеличивает эти интервалы. Это приводит к образованию отложений или коррозии на этих клапанах, что не позволяет им двигаться. Для приложений, критичных к безопасности, необходимо убедиться, что клапаны срабатывают по запросу. [18]

Аксессуары [ править ]

Принадлежности, необходимые для сепараторов нефти и газа, включают манометры, термометры , редукционные регуляторы давления (для контрольного газа), смотровые стекла уровня, предохранительную головку с разрывной мембраной, трубопроводы и трубки.

Функции безопасности для нефтегазовых сепараторов [ править ]

Сепараторы нефти и газа следует устанавливать на безопасном расстоянии от другого арендуемого оборудования. Если они установлены на морских платформах или в непосредственной близости от другого оборудования, следует принять меры для предотвращения травм персонала и повреждения окружающего оборудования в случае выхода из строя сепаратора, его органов управления или принадлежностей. Для большинства нефтегазовых сепараторов рекомендуются следующие меры безопасности.

  • Контроль высокого и низкого уровня жидкости:

Регуляторы высокого и низкого уровня жидкости обычно представляют собой поплавковые пилоты, которые приводят в действие клапан на входе в сепаратор, открывают байпас вокруг сепаратора, подают предупредительный сигнал или выполняют другие соответствующие функции для предотвращения повреждений, которые могут возникнуть в результате высокий или низкий уровень жидкости в сепараторе.

  • Регуляторы высокого и низкого давления:

На сепараторах установлены регуляторы высокого и низкого давления, чтобы не допустить, чтобы чрезмерно высокое или низкое давление мешало нормальной работе. Эти регуляторы высокого и низкого давления могут быть механическими, пневматическими или электрическими и могут выдавать предупреждение, приводить в действие запорный клапан , открывать байпас или выполнять другие соответствующие функции для защиты персонала, сепаратора и окружающего оборудования.

  • Контроль высоких и низких температур:

ТемператураНа сепараторах могут быть установлены элементы управления для закрытия агрегата, открытия или закрытия байпаса к нагревателю или для подачи сигнала предупреждения, если температура в сепараторе станет слишком высокой или слишком низкой. Такие регуляторы температуры обычно не используются на сепараторах, но могут быть уместны в особых случаях. Согласно Фрэнсису (1951), низкотемпературный контроль в сепараторах - это еще один инструмент, используемый производителями газа, который находит свое применение в газовых месторождениях высокого давления, обычно называемых "парофазными" коллекторами. Низкие температуры, достигаемые за счет расширения этих газовых потоков высокого давления, используются с выгодным преимуществом.Более эффективное извлечение углеводородного конденсата и большая степень обезвоживания газа по сравнению с обычной установкой нагревателя и сепаратора является основным преимуществом низкотемпературных регуляторов в нефтегазовых сепараторах.[19]

  • Предохранительные клапаны:

Пружинный предохранительный клапан обычно устанавливается на всех нефтегазовых сепараторах. Эти клапаны обычно настраиваются на расчетное давление резервуара. Предохранительные клапаны служат в первую очередь для предупреждения, и в большинстве случаев они слишком малы, чтобы справиться с полной номинальной емкостью жидкости в сепараторе. Можно использовать предохранительные клапаны с полной пропускной способностью, и они особенно рекомендуются, когда на сепараторе не используется предохранительная головка (разрывная мембрана).

  • Защитные головки или разрывные диски:

Предохранительная головка или разрывной диск - это устройство, содержащее тонкую металлическую мембрану, которая предназначена для разрыва, когда давление в сепараторе превышает заданное значение. Обычно это давление от 1 1/4 до 1% превышает расчетное давление в емкости сепаратора. Диск предохранительной головки обычно выбирается таким образом, чтобы он не разорвался до тех пор, пока предохранительный клапан не откроется, и не мог предотвратить чрезмерное повышение давления в сепараторе.

Рекомендации по эксплуатации и техническому обслуживанию нефтегазовых сепараторов [ править ]

Ожидается, что в течение срока службы производственной системы сепаратор будет обрабатывать широкий спектр добываемых жидкостей. С прорывом из-за заводнения и расширенной газлифтной циркуляции, обводненность добываемой жидкости и газонефтяное соотношение постоянно меняются. Во многих случаях загрузка жидкости в сепараторе может превышать первоначальную проектную вместимость резервуара. В результате многие операторы обнаруживают, что их сепараторы больше не могут соответствовать требуемым стандартам по сбросам нефти и воды или испытывают высокий унос жидкости в газе, согласно Power et al (1990). [20] Некоторые аспекты технического обслуживания и соображения обсуждаются ниже:

Периодическая проверка [ править ]

На нефтеперерабатывающих и перерабатывающих заводах обычной практикой является периодический осмотр всех сосудов под давлением и трубопроводов на предмет коррозии и эрозии. На нефтяных месторождениях эта практика обычно не соблюдается (они проверяются с заранее определенной частотой, обычно определяемой оценкой RBI), и оборудование заменяется только после фактического отказа. Эта политика может создать опасные условия для обслуживающего персонала и окружающего оборудования. Рекомендуется составлять графики периодических проверок всего оборудования, работающего под давлением, и соблюдать их для защиты от неоправданных отказов.

Установка предохранительных устройств [ править ]

Все предохранительные устройства должны быть установлены как можно ближе к судну и таким образом, чтобы сила реакции от выхлопных жидкостей не сломалась, не открутилась или иным образом не сместила предохранительное устройство. Разряд предохранительных устройств не должен подвергать опасности персонал или другое оборудование.

Низкая температура [ править ]

Сепараторы должны работать при температуре выше температуры гидратообразования . В противном случае в емкости могут образоваться гидраты и частично или полностью забить ее, тем самым снизив производительность сепаратора. В некоторых случаях, когда выпускное отверстие для жидкости или газа закупорено или ограничено, это приводит к открытию предохранительного клапана или разрыву предохранительной головки. Паровые змеевики могут быть установлены в жидкостной секции нефтегазовых сепараторов для плавления гидратов, которые могут там образовываться. Это особенно подходит для низкотемпературных сепараторов.

Коррозионные жидкости [ править ]

Сепаратор, работающий с агрессивной жидкостью, следует периодически проверять, чтобы определять, требуются ли ремонтные работы. В крайних случаях коррозии может потребоваться снижение номинального рабочего давления резервуара. Рекомендуются периодические гидростатические испытания, особенно если обрабатываемые жидкости вызывают коррозию. Съемный анод может использоваться в сепараторах для защиты от электролитической коррозии . Некоторые операторы определяют толщину корпуса и головки сепаратора с помощью ультразвуковых индикаторов толщины и рассчитывают максимально допустимое рабочее давление по оставшейся толщине металла. Это следует делать ежегодно на море и каждые два-четыре года на суше.

См. Также [ править ]

  • Схема трубопроводов и КИПиА
  • Динамика жидкостей
  • Вычислительная гидродинамика
  • Уравнение Содерса – Брауна
  • Эффект Джоуля – Томсона
  • Сепаратор пара-жидкости
  • Конденсат природного газа
  • Завод по производству масла
  • Нагревать
  • Циклонный сепаратор
  • Клапан
  • Закон Стокса
  • Безопасность

Внешние ссылки [ править ]

  • Сепаратор Flottweg - параметры и факторы, влияющие на достижение наилучших результатов разделения, включая видео с сепаратора
  • Наглядная иллюстрация того, как выглядит внутренняя структура нефтегазового сепаратора - это показывает, как внутреннее устройство пеногасителя, внутреннее устройство слияния, внутреннее устройство демистера - демистер проволочной сетки, лопастные туманоуловители, внутренние устройства для удаления песка, вихревые прерыватели и другие внутренние компоненты типичного сепаратора. расположены в сепараторе.
  • Типовая схема P&ID для сосудов трехфазного сепаратора - Схема трубопроводов и приборов (P&ID) показывает направление потока внутри и вокруг нефтегазового сепаратора. Он также показывает возможность подключения других инструментов, например, клапанов, контроллера уровня, индикатора уровня, индикатора потока, датчика потока, индикатора давления, датчика давления и т. Д. Вокруг сепаратора.
  • Моделирование вычислительной гидродинамики (CFD), иллюстрирующее трехфазный сепаратор нефти, газа и воды - это показывает направление потока в сепараторе.
  • Быстрый калькулятор для определения размера горизонтального выбивного барабана - на основе времени оседания, необходимого для отделения капель жидкости заданного минимального размера.

Ссылки [ править ]

  1. ^ Пауэрс, Мастон Л., 1990. Анализ гравитационного разделения в нокаутах на свободной воде. SPE Production Engineering , [электронный журнал] 5 (1). Доступно в базе данных OnePetro [доступ 5 апреля 2011 г.]
  2. ^ Арнольд, Стюард, 2008. Поверхностные производственные операции. Проектирование нефтесервисных систем и сооружений. Оксфорд: издательство Gulf Professional Publishing.
  3. ^ Джун Х. Сонг, BE Jeong, HJ Kim, SS Gil, 2010. Определение размеров трехфазного сепаратора с использованием распределения по размеру капли. В: Конференция оффшорных технологий, 3–6 мая 2010 г. Хьюстон: Dawoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., LTD.
  4. ^ Рем, SJ, Шонесся, RJ, III, CE Натка, 1983. Enhanced Oil-Water Separation-The Performax коагулятор. В: Симпозиум SPE по производственным операциям. Оклахома-Сити, Оклахома, 27 февраля - 1 марта 1983 г. Оклахома-Сити: Общество инженеров-нефтяников AIME.
  5. ^ «Коррозия на Британской энциклопедии 2011 года - Британская энциклопедия онлайн. Доступ: 4 апреля 2011 года» .
  6. ^ Стюарт, AC, Чемберлен, Н.П., Иршад, М., 1998. Новый подход к разделению газа и жидкости. В: Европейская нефтяная конференция. Гаага, Нидерланды, 20–22 октября 1998 г. Гаага: Kvaerner Paladon Ltd.
  7. ^ changent, 2008. Принципы производственного разделителя - образец [видео онлайн] Доступно по адресу: < https://www.youtube.com/watch?v=vhkcGCUN_Uo&playnext=1&list=PLD23100F9395C2BB0 > [доступ 10 апреля 2011 г.]
  8. ^ Keplinger, 1931. Физические проблемы разделения нефти и газа. Труды Оклахомы, Университет Талсы , Том VI, стр. 74–75.
  9. ^ «Агитация в бесплатном словаре от Farlex 2011. Проверено: 10 апреля 2011 г.» .
  10. ↑ Heat on Encyclopdia Britannica 2011 - Encyclopdia Britannica Online. Доступ: 4 апреля 2011 г. » .
  11. ↑ Centrifugal Force on Encyclopdia Britannica 2011 - Encyclopdia Britannica Online. Доступ: 4 апреля 2011 г. » .
  12. ^ Рам С. Мохан, Овадия Шохам, 1999. Проектирование и разработка газожидкостных цилиндрических циклонных компактных сепараторов для трехфазного потока. В: Конференция по нефти и газу - Технологические возможности для выживания производителей, Даллас, Техас, 28–30 июня 1999 г. Даллас: Министерство энергетики и PTTC
  13. ^ «Калибровка на Британской энциклопедии 2011 - Британская энциклопедия онлайн. Доступ: 4 апреля 2011 г.» .
  14. ^ Ting, VC, Halpine, JC, 1989. Портативный Поршень газа Prover для полевой калибровки расходомеров. SPE Production Engineering , 6 (4), стр. 454–458.
  15. ^ Джесси Йодер, 2000. Калибровка расходомера: как, почему и где. Контроль для обрабатывающих производств. Хьюстон: Putman Media.
  16. ^ Джесси Йодер, 2000. Калибровка расходомера: как, почему и где. Контроль для обрабатывающих производств. Хьюстон: Putman Media.
  17. ^ RA Fair, 1968. Газ-поле телеметрический и пульт дистанционного управления, Big Piney, штат Вайоминг. Практика бурения и добычи, 1968. Хьюстон: Американский институт нефти.
  18. ^ Садун Мутар Беза Аль-Халеди, Насер Абдулазиз, Двайпаян Бора, 2011. Замена существующих клапанов ESD на новые клапаны ESD с рейтингом SIL: пример оптимизации производства и повышения технологической безопасности и целостности в нефтяной компании Кувейта. В: Конференция SPE по проблемам проектов и производственных мощностей Доха, Катар, 13–16 февраля 2011 г. Доха: Кувейтская нефтяная компания.
  19. ^ AW Francis, 1951. Низкотемпературная сепарация применительно к добыче газового конденсата. Практика бурения и добычи, 1951. Хьюстон: Американский институт нефти.
  20. ^ Пауэрс, Чой, М.С., 1990. Прогнозирование производительности сепаратора в меняющихся полевых условиях. В: Ежегодная техническая конференция и выставка SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 23–26 сентября 1990 г. Новый Орлеан: Conoco Inc.