Технические характеристики СКЖ

Параметры	СКЖ-30-40М2	СКЖ-60-40	СКЖ-60-40М	СКЖ-120-40	СКЖ-60-40Д	СКЖ-90-40Д	СКЖ-120-40Д
Диапазон изме­ре­ния расхода, т/сутки: - по первому ка­на­лу - по второму ка­на­лу	До 30 Нет	До 60 Нет	До 60 Нет	До 120 Нет	До 30 До 30	До 30 До 60	До 60 До 60
Максимальное ра­бо­­чее давление, МПа	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Допускаемое зна­че­ние кинематической вязкости жидкости, м^2/с:	0,0005	0,0005	0,00015	0,00015	0,0005	0,0005	0,00015
Допускаемый пре­дел изменения га­зового фактора, м^3/т	0,1-100	0,1-100	0,1-50	0,1-50	0,1-100	0,1-100	0,1-50
Относительная пог­реш­ности счетчика в диапазоне изме­ре­ния, % не более	2,5	2,5	2,0	2,0	2,5	2,5	2,0
Электропитание:	Переменный ток 50 Гц 220 В
Масса счетчика, кг

Исполнение счетчика — взрывозащищенное, содержание сероводорода в замеряемой жидкости при рабочем давлении 4МПа — не более 0, 02% по объему.

 

Счетчики выпускаются по ТУ 39-0147.585-010-92, занесе­ны в государственный реестр под № 14189-94 и имеют серти­фикат Госстандарта RU.C.29065.A № 7Т22 и Патент России. Технические характеристики счетчиков СКЖ представлены в табл. 8.3.

В настоящее время во многих нефтегазодобывающих регио­нах страны эксплуатируются передвижные замерные установки типа АСМА. Установка АСМА-ТП предназначена для метроло­гического контроля средств измерения производительности не­фтяных скважин (АГЗУ «Спутник») и производства высокоточ­ных измерений суточных дебитов по жидкости, нефти и воде путем прямого измерения массы жидкости и объема попутного нефтяного газа. Установка состоит из блока с технологическим и аппаратным отсеками, расположенном на двухосном автомо­бильном прицепе.

Масса жидкости определяется путем взвешивания пустой и наполненной емкости и измерением времени накопления, ко­личество попутного газа замеряется двумя газосчетчиками «Агат» и диафрагмой в комплекте с прибором «Сапфир-22ДД». В зави­симости от величины газового фактора объемный расход попут­ного газа может измеряться как любым из трех счетчиков, так и двумя-тремя одновременно.

Содержание воды в нефти определяется влагомером ВСН-БОЗНА, PHASE DYNAMICS.

В аппаратурном отсеке расположена станция управления на базе программируемого контроллера. Результат измерения вы­водится на дисплей переносного компьютера, протокол измере­ния распечатывается на принтере.

Установка АСМА-Т имеет аналогичное устройство и распо­ложена на шасси автомобиля. В шифре установки типа АСМА-Т-03-400 указано:

03 — расположение на шасси автомобиля «Урал-4320—1920»;

400 — максимальный дебит скважины, замеряемый установ­кой, т/сут.

Для замера дебита скважин с высоким газовым фактором ис­пользуется передвижной сепаратор, в котором производится предварительное отделение и замер газа. Жидкость остаточным содержанием газа подается в ЗУ АСМА-ТП(Т) для замера в нор­мальном режиме.

Принцип работы установок типа АСМА основан на прямом взвешивании жидкости (нефтеводогазовой смеси) скважины в именованных единицах массы с последующим вычислением кон­троллером суточного дебита по жидкости, нефти и воде. Изме­рение содержания воды производится влагомером ВСН-БОЗНА. Измерение суточного объема попутного газа производится счет­чиком газа типа АГАТ-1М, и результаты измерения приводятся к нормальным условиям в контроллере.

Установки массоизмерительные состоят из технологичес­кого и аппаратурного отсеков, размещенных в блокконтей­нерах, которые смонтированы для транспортабельных уста­новок «АСМА-Т» на шасси автомобиля повышенной прохо­димости, для стационарных установок «АСМА» — на едином основании.

Технологический отсек выполнен в классе В-1а, где возможно образование взрывоопасной смеси категории II А группы ТЗ. Исполнение приборов технологического отсека — искробезопасное, взрывозащищенное. Технические характеристики ус­тановок АСМА представлены в табл. 8.4.

Параметр измеряемой среды

 

Рабочее давление, МПа, не более.................................4,0

Вязкость, сСт, не более..................................................500

Объемная доля воды, %, не более..................................99

Массовая доля серы, %, не более.....................................2

Массовая доля мехпримесей, %, не более..................0,05

 

Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вызываю­щей коррозию свыше 1,35 мм/год, не допускается.

 

погрешность определения, %, не более:

среднесуточного дебита по жидкости.........................±2,5

объема попутного газа...................................................±6,0

обводненности:

при содержании воды в нефти 0—60%.......................±2,5

при содержании воды в нефти 60—100%....................±4,0

 

Таблица 8.4

Технические характеристики установки «АСМА»

Модификация установки	Диапазон измерения	Кол-во скважин, подключа­емых к установке	Габаритные размеры, мм, не более	Масса, кг, не более
по жид­кос­ти, т/сут	по газу (в 1000 м^3/сут) при Р = 1,5 МПа	длина	ширина	высота
НО-1-100	0,1-100	18-90
НО-8-180ПК	0,1-180	1,44-300
НО-8,10,14-180МП	0,1-180	1,44-300	8; 10; 14
МО-400-МЗПК-4, 6, 8, 10,,12	0,1-400	1,44-300	4; 6; 8; 10; 12	7550+5000	3250 модуль 3200	3500 МЗПК 3500	11000 8000

 

ПК — наличие переключающих клапанов

МП — наличие многоходового переключателя

МЗПК — наличие модуля запорно-переключающих клапанов

 

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА

 

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти колеблется от 0 до 98—99%. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, в результате чего об­разуются эмульсии ввиду наличия в нефти особых веществ — природных эмульгаторов (асфальтенов, смол и т.д.). Кроме высокоминерализованной воды в нефти во взвешенном со­стоянии могут содержаться кристаллики солей. Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть и вызывают непро­изводительную загрузку трубопроводного транспорта. При транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные ком­муникации, оборудование, аппаратура, резервуары и, кроме того, уменьшается полезный объем трубопроводов и резерву­аров. При содержании в нефти воды и солей снижается про­изводительность технологических установок нефтепереработ­ки, нарушается технологический режим работы отдельных ус­тановок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях, по­скольку такое сочетание веществ является особенно коррози-онно-активным. Поэтому добываемую нефть необходимо ос­вободить от воды, солей и механических примесей как можно раньше.

Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют ус­тановки подготовки нефти (УПН). Кроме того, на этих установ­ках проводятся мероприятия по снижению способности нефти к испарению (с целью уменьшения потерь легких углеводоро­дов), т.е. осуществляется стабилизация нефти.

Наиболее целесообразно устанавливать УПН в пунктах мак­симальной концентрации нефти на промысле, например в то­варных парках. С учетом принятой схемы сбора и транспорта нефти и газа следует предусмотреть возможность подготовки нефти на другом месторождении, если на данном месторожде­нии произойдет авария.

Добываемая с нефтью пластовая вода с растворенными в ней солями подлежит удалению на промыслах. При этом ос­новными процессами являются обезвоживание и обессоливание.

Основная масса солей удаляется вместе с водой в процессе обез­воживания. Однако для предотвращения коррозии оборудова­ния, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти необходимо ее глубокое обессоливание. Перед обессоливанием в нефть подается пресная вода, в результате чего образуется искусственная эмульсия, которая затем подвергается разрушению.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в сли­янии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель.

Деэмульгаторы — это поверхностно-активные вещества, ко­торые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует раз­рушению нефтяных эмульсий.

Применяются следующие типы деэмульгаторов: дипроксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэтилированный препарат ОП и др.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования:

— быть высокоактивным при малых удельных его расходах;

— хорошо растворяться в воде или нефти;

— быть дешевым и транспортабельным;

— не ухудшать качества нефти;

— не менять своих свойств при изменении температуры.

Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемеши­вания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится дозировочным насосами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: 1) хо­лодный отстой, 2) термохимические, 3) электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят де­эмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуарах из нефти выпадает свободная вода.

Характерная особенность процесса — отсутствие расхода теп­ла на указанный процесс.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульга­торов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облег­чает отделение воды. Принципиальная схема термохимическо­го обезвоживания и обессоливания представлена на рис. 8.8.

Рис. 8.8. Схема термохимического обезвоживания и обессоливания

 

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда насосом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40—60 "С и далее поступает в паровой подо­греватель 5, где подогревается паром до 70—100 "С. Дозировоч­ный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник 9, где вода от­деляется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холо­дильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направ­ляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего допол­нительно охлаждается в холодильниках 8.

Термохимические установки эксплуатируются под атмосфер­ным и избыточным давлением, а также с промывкой горячей водой. В некоторых случаях вода из отстойников направляется в смеситель, или после теплообменников эмульсия направля­ется в колонну-контактор, куда подаются горячая вода и деэ­мульгатор.

Также применяются комбинированные аппараты, в которых совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти. К ним от­носятся: подогреватель-деэмульгатор СП-2000 (БашНИПИ-нефть), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ (Гипровосток-нефть). Они размещаются на участках крупных месторожде­ний, а также на центральных установках подготовки нефти. Работа таких аппаратов полностью автоматизирована.

Электрическое обезвоживание и обессоливание основано на появлении разноименных электрических зарядов на противо­положных концах каждой капельки воды, а также на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия электрического поля. Между двумя электродами, при токе высокого напряжения, пропускают нефтяную эмульсию, и при этом укрупняемые капли воды оседают на дно сосуда.

На практике применяют также установки, объединяющие термохи­мическое обезвоживание с электрическим. Принци­пиальная схема такой установки приводится на рис. 8.9.

Сырая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса 1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направля­ется в отстойники 4 (термохимической части установки), отку­да под остаточным давлением поступает в электродегидратор 5. Перед попаданием в электродегидратор 5 в нефть вводятся де-эмульгатор и пресная вода.

В электродегидраторе 5 происходят разрушение эмульсий и выпадение освобожденной воды в процессе отстоя. Затем обессо­ленная нефть направляется в промежуточную емкость 6, а отсю­да насосом 7 через теплообменники — в товарные резервуары.

 

Рис. 8.9. Схема электрообессоливающей установки

 

Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывает­ся в виде сточных вод.

Для более глубокого обезвоживания и обессоливания мож­но устанавливать несколько электродегидраторов, которые по форме могут быть горизонтальными, вертикальными, сфери­ческими и др.

Таким образом, основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания яв­ляются теплообменники, подогреватели, отстойники, электро-дегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульгаторы.

При эксплуатации нефтяных месторождений применяется также трубная деэмульсация, которая заключается в том, что в трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторож­дении, вводят деэмульгатор. Отделение воды от нефти осуще­ствляется в специальных резервуарах-отстойниках. Этот про­цесс обычно проводят в случаях совместного движения эмуль­сии и деэмульгатора в течение не менее 4 ч.

При транспорте нефти в результате ее испарения возможны потери легких фракций, для предупреждения которых необхо­дима стабилизация нефти, т.е. отделение из нефти наиболее легких углеводородов (этан, пропан, бутан).

Процесс стабилизации заключается в том, что нефть подо­гревают до температуры 80—120 °С в специальной стабилиза­ционной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации на­правляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) или в нефтепровод.

Обычно стабилизационные установки размещают в районе товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после установок обезвоживания и обес­соливания.

Принципиальная схема стабилизационной установки при­водится на рис. 8.10.

Рис. 8.10. Схема стабилизационной установки

 

Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через теплообменник 2 подает ее на установку обезвоживания и обес­соливания 3. Из установки обезвоживания и обессоливания нефть через подогреватель 5, где нагревается до температуры 80—120 °С, поступает в стабилизационную колонну 6. Здесь из верхней части колонны отбираются газообразные углеводороды, а из нижней — отбензиненная нефть, которая через тепло­обменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды поступают в конденсатор-холодиль­ник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в двухфазном состоянии (жидкость + газ) — в сепаратор 9, где отделяются тяжелые фракции, которые собираются в специаль­ной емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фрак­ции и подает их в стабильную нефть после теплообменников. Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются неста­бильный бензин и газ, которые затем направляются на ГПЗ.

В состав оборудования для подготовки нефти и газа входят сепараторы различного назначения, деэмульсаторы, нагревате­ли, оборудование для обессоливания нефти, оборудование для очистки и осушки газа и некоторые другие.

Сепараторы служат для разделения продукции пласта на нефть, газ и воду, деэмульсаторы — для разрушения стойких эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти», которые образуются при добыче нефти, в первую очередь — при работе УЭЦН. Установки по обессоливанию нефти, очистке и осушке газа необходимы для получения кондиционного, качественно­го продукта, отправляемого потребителю.

 

Таблица 8.5

Параметры сепараторов

Тип установки	Пропускная способность, м^3/сут	Давление, МПа	Высота, мм	Длина, мм	Масса, т
СУ1-750-10					4,9
СУ2-750-16		1,6			6,0
СУ2-1500-16		1,6
СУ2-1500-40					9,8
СУ2-5000-40					13,7

 

Сепараторы (табл. 8.5) первой ступени могут применяться как вертикальные, так и горизонтальные с одной или двумя емкостями. Вертикальные сепараторы обычно имеют меньшую пропускную способность, чем горизонтальные.

Применяются также двухъемкостные горизонтальные гид­роциклонные сепараторы. Их пропускная способность по не­фти составляет обычно 400 м³/сут. Сепараторы этого типа при­меняют в сепарационных установках и с большей подачей.

Сепаратор представляет собой горизонтальный аппарат с отбойником грубого разделения нефтегазового потока, верти­кальной перегородкой из просечно-вытяжных листов для вы­равнивания скоростей потоков по сечению аппарата, пеногасящей насадкой, струнным каплеотбойником для очистки газа, штуцерами для входа и выхода продуктов разделения. Выпус­каемые ДАО ЦКБН (г. Подольск) газосепараторы имеют сле­дующие технические характеристики:

 

Производительность, м³/ч:

по нефти.......................................20—2250

по газу....................................20700-440000

Давление расчетное, МПа.................0,6—16

Диаметр, мм...................................1000-3400

Масса, т......................................... 2,64-100,0

 

В последние годы широко применяются блочные двухъемкостные сепарационные установки (УБС) с устройством пред­варительного отбора газа (УПО), в частности в схеме нефтега­зосбора в Западной Сибири на Западно-Сургутском и Самотлорском месторождениях. Разработан нормальный ряд уста­новок УБС на пропускную способность по жидкости от 2 до 16 тыс. м³/сут и давление от 0,4 до 1,6 МПа. Технологические характеристики установки УБС-16000/16 приведены ниже.

 

Пропускная способность установки по жидкости, м³/сут… 16 000

Рабочее давление, МПа........................................................... 1,6

Газовый фактор, м³/м^э............................................................. 120

Температура сырья, °С............................................................ 50

Рабочая среда............................................................................ Сырая нефть

Содержание сероводорода в нефти,% не более.................... 0,2

Питание..................................................................................... Переменный ток

Напряжение, В.......................................................................... 220/380

Частота, Гц................................................................................ 50

Потребляемая мощность, Вт................................................... 1500

Габариты установки, мм:

длина....................................................................................... 28 000

ширина.................................................................................... 4 500

высота..................................................................................... 5 880

Объем сепаратора, м³.............................................................. 80

Масса, т..................................................................................... 36

 

Установка блочная, сепарационная, с устройством предва­рительного отбора газа (УПО) УБС-16000/16 выполнена в мо­ноблоке (рис. 8.11) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической емкости, каплеотбойника, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления. Устройство предварительного отбора газа расположено на нис­ходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наи­лучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для от­бора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм, длиной 15 м, установленную под углом 3°. Технологическая емкость — цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части емкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, вывода нефти, газа, для пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического ос­мотра и ремонта имеются по торцам два люка-лаза. Внутри технологической емкости находятся лоток для распределения поступающей продукции, полки и система, перегородок для более полной сепарации нефти от нефтяного газа.

 

Рис. 8.11. Схема блочной сепарационной установки с предварительным отбором газа

1 — устройство предварительного отбора газа; 2 — технологическая ем­кость; 3 — задвижка; 4 — лоток; 5 — предохранительный клапан; 6 — труба для установки датчиков и регулятора уровня; 7 — каплеотбойник; 8 — перегородка; 9 — полка

 

Для предотвращения недопустимого повышения давления в емкости установлены четыре предохранительных клапана. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для уста­новки контрольно-измерительных приборов.

На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представляющий собой емкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатых отбойника. Для слива отделившейся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической емкости, в нижней части каплеотбойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На емкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли.

Работает установка следующим образом. Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного от­бора газа, в котором происходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в каплеотбойник, где он очищается от капельной жидкости и направ­ляется в газопровод. Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в технологическую емкость и по лотку и полке, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа, стекает в ее нижнюю часть. Наличие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки — увеличению свободной поверхности жидкости. Газ, выделившийся в емкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть — в нефтепровод. На газо­вой линии между каплеотбойником и устройством предвари­тельного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбой­ник или в нефтегазовый сепаратор.

Для деэмульсации и обезвоживания нефти применяется не­сколько технологических методов — внутритрубная деэмульса-ция при подаче в трубы реагентов и соблюдении в трубах опре­деленного режима течения; деэмульсация за счет барботажа газа или холодного отстоя (также при подаче реагентов); разруше­ние эмульсий в центрифугах; разрушение эмульсий при про­хождении эмульсии через фильтрующий слой (гравий, поли­мерные шарики, древесная и металлическая стружка); термо­химическое обезвоживание и использование электродегидраторов.

Для уменьшения общего объема перекачиваемой пластовой жидкости на большие расстояния (от добывающих скважин до установок по подготовки нефти) в настоящее время широко применяются установки для предварительного сброса воды типа УПС. Такие установки в три — пять раз уменьшают объем пе­рекачиваемой жидкости за счет отделения пластовой воды от нефти. Установки типа УПС-3000-6м и УПС-6300-6м (рис. 8.12) отличаются друг от друга объемом технологических емкостей и диаметрами проходов запорно-регулирующей арматуры. У пер­вой установки объем технологической емкости 100 м³, у второй —200 м³. Пропускная способность установок 3000 и 6300 т/ч, масса 29,5 и 43,5 т соответственно. Обводненность поступаю­щей нефти должна быть не более 90 %, а выходящей из установ­ки — не более 20 %. Газовый фактор поступающей нефти — не более 120 м³/м³, рабочее давление в установке — не более 0,6 МПа.

Рис. 8.12. Технологическая схема установок УПС

 

Продукция скважин поступает в левый отсек по соплу 1 и нефтеразливной полке 2. На этой полке отделяется основной объем газа. Газ отводится в верхнюю полость правого отсека и далее через каплеотбойник 3 и регулятор давления 4 в газовый коллектор. Водонефтяная эмульсия из левого отсека поступает в правый через каплеобразователь 8 и входной распределитель 7. Движение эмульсии обеспечивается перепадом давления меж­ду левым и правым отсеками до 0,2 МПа. Уровень жидкости в левом отсеке регулируется прибором 9. Продукция скважин смешивается с горячей водой, поступающей из установок тер­мохимической подготовки нефти и содержащей остаточный деэмульгатор. При этом каплеобразователь 8 должен иметь боль­шую длину для достаточно длительного контакта эмульсии и горячей дренажной воды. При работе без каплеобразователя горячая вода подается за 200—300 м до входа в технологичес­кую емкость. Отстоявшаяся вода отводится через перфориро­ванный трубопровод 6. Нефть отбирается через перфорированную трубу, расположенную в верхней части емкости (на рисун­ке не показана) и связанную со штуцерами 5. При работе уста­новки осуществляются контроль и регулировка уровней нефть — газ и нефть — вода, давления в емкости. Измеряются давление и температура в емкости. При предельных значениях давления и уровня нефти включается сигнализация, затем установка от­ключается.

ДАО ЦКБН выпускает аналогичные установки типа УПСВ, технические характеристики которых представлены ниже [53]:

 

Производительность, м³/ч:

по нефтеводяной смеси..........................................................................20÷560

по газу..........................................................................................6 190÷10 9200

Давление расчетное, МПа, не более................................................................6,3

Температура рабочей среды, °С...............................................................0—100

Массовая концентрация нефти в воде на выходе, г/м³, не более.............1 000

Массовая концентрация воды в нефти на выходе, г/м³, не более..........86 000

Обрабатываемая среда........................ Нефть, попутный газ, пластовая вода

Габаритные размеры, мм:

диаметр..........................................................................................2 000—3 400

длина.............................................................................................10 000-23 500

Масса, т...................................................................................................6,6—57,6

 

При добыче, подготовке, транспортировке и хранении газа широко используют различного рода и назначения сепараторы — оборудование для разделения газовых, жидкостных и твердых фаз.

В одних случаях сепараторы применяют для грубого раз­деления жидкости и газа, например, при сепарации нефти от нефтяного газа или сжатого воздуха от компрессорного мас­ла. При этом сепараторы называют трапами или гравитаци­онными сепараторами. Разделение жидкости и газа в трапах происходит в основном в результате действия гравитацион­ных сил. Иногда в конструкцию трапов включают отбойные козырьки и коагулирующие устройства. При этом эффектив­ность трапов несколько возрастает, так как к гравитационным силам, действующим на сепарируемые частицы, добав­ляются инерционные силы. Тем не менее, эффективность сепарации в трапах редко превышает 80—85%. При необхо­димости обеспечения более высокой эффективности сепара­ции газа от жидкости (до 90—99%), предотвращения нежела­тельных явлений уноса реагентов, абсорбента, промывочной жидкости из технологических установок используют газожид­костные сепараторы. Процесс осаждения капель жидкости из газового потока в газожидкостных сепараторах осуществ­ляется в результате действия на сепарируемые капли центро­бежных и инерционных сил в сочетании с гравитационны­ми. Отличие газожидкостных сепараторов от трапов заклю­чается в следующем: в газожидкостных сепараторах обраба­тывается газожидкостная система с высоким газосодержани­ем или газовым фактором, а в трапах — газожидкостная сис­тема с малым газосодержанием или газовым фактором. Сле­дующую группу сепараторов можно классифицировать как пылеуловители или скрубберы, подразделив их на «мокрые» и «сухие». Особую группу сепараторов можно выделить для раз­деления систем «газ — жидкость». Это так называемые трех­фазные сепараторы или разделители жидкости. Наконец, к классу сепараторов могут быть отнесены технологические ем­кости, используемые для хранения, слива, налива и смешива­ния различных жидкостей и реагентов в установках подготовки газа [52].

Газосепараторы должны изготавливаться по техническим условиям и в соответствии с требованиями отраслевых стан­дартов, по технической документации, утвержденной в уста­новленном порядке. На газосепараторы распространяются «Пра­вила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работаю­щих под давлением».

Газосепараторы центробежные регулируемые предназначе­ны для предварительной очистки газа от жидкости в промыс­ловых установках подготовки газа, а также в качестве замерно­го сепаратора в установках замера газа и жидкости. Выпускают газосепараторы на рабочее давление от 6,4 до 16 МПа. Газосе­параторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 98% при начальном предельном содержании жидкости, поступающей с газом в аппарат, до 200 м³/м³.

Газосепараторы можно эксплуатировать в районах с жарким умеренным и холодным климатом (по ГОСТ 16350—80) при температуре рабочей среды от -30 до +100 ºС.

Предусмотрены два типа газосепараторов центробежных ре­гулируемых:

тип I (рис. 8.13, а) с цилиндрическим сборником жидкости на рабочее давление от 6,4 до 10 МПа и производительностью по газу от 0,15 до 1 млн м³/сут.; тип II (рис. 8.13, б) с шаровым сборни­ком жидкости на рабочее давление от 6,4 до 16 МПа и произво­дительности по газу от 1 до 5 млн м³/сут.

В конструкции газосепараторов предусмотрено размещение подогревателя во внутренней полости сборников жидкости Производительность газосепараторов по газу в зависимости от рабочего давления для обеспечения паспортной степени очистки газа от жидкости регулируется специальным устрой­ством, состоящим из подвижного и неподвижного конусов завихрителя. Подвижный конус завихрителя перемещается вра­щением штурвала. Средний срок службы сепаратора — 10 лет Наработка на отказ - 11 000 ч. Ресурс до капитального ремон­та - 60 000 ч. Коэффициент технического использования – 0,97 Производительность по газу газосепараторов центробежных регулируемых в зависимости от рабочих условий сепарации газожидкостного потока может быть установлена по графи­кам, опубликованным ЦКБН [53].

Газожидкостная смесь в центробежном газосепараторе регу­лируемом разделяется благодаря закрутке потока в вертикаль­ном цилиндрическом патрубке. Закрутка потока обеспечивает­ся использованием в конструкции сепаратора специального завихрителя. При прохождении газожидкостного потока через завихритель жидкость под действием инерционных и центро­бежных сил отбрасывается на стенку вертикального цилиндри­ческого патрубка и стекает вниз по его стенке в сборник, отку­да непрерывно или периодически дренируется. Отсепарированный газ отводится из вертикального цилиндрического патруб­ка через осевой патрубок, в конструкции которого предусмот­рена розетка, обеспечивающая стабилизацию потока для пре­дотвращения излишних потерь давления потока.

Центробежные сепараторы выпускаются с внутренним диа­метром от 179 до 550 мм на рабочее давление 6,4—10 МПа и имеют массу от 1,6 до 10 т. Максимальная производительность центробежных сепараторов зависит от внутреннего диаметра и рабочего давления и меняется от 0,4 до 5,7 млн м³/сут.

Рис. 8.13. Газосепараторы центробежные регулируемые типов 1(а) и II (6):

1 — корпус сепарирующего устройства; 2 — сборник жидкости; 3 — завихритель. 4 — выпрями­тель потока; 5 — подогреватель; 6 — регулирующее устройство

Рис. 8.14. Сепаратор жалюзийный:

1 — днище; 2 — корпус; 3 — насадка; 4 — лист защитный; 5 — подогрева­тель; 6 — опоры

 

Газосепараторы жалюзийные, изготовленные в соответствии с ОСТ 26-02-2059-79, предназначены для тонкой очистки газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа, а так­же в технологических процессах нефтяной, газовой и газоперерабатывающей отраслях промышленности, где необходимо добиться минимального уноса жидкости с газовым потоком. Выпускают газосепараторы на рабочее давление от 6,4 до 10 МПа диаметром 800, 1000, 1200, 1600 мм, производительностью по газу от 0,7 до 7,5 млн м³/сут. Масса сепараторов колеблется от 2,2 до 17,5 т. Газосепараторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 99% при предельном содержании жид­кости в газовом потоке, поступающем в сепаратор, до 200 м/м³. Газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатом, при температуре рабочей среды от -30 до +100 "С. Потери давления рабочей среды в газосепараторе не превышают 0,025 МПа, в том числе на жа-люзийной насадке — не более 0,005 МПа (рис. 8.14).

В конструкции газосепаратора жалюзийного предусмотрено размещение подогревателя в нижней части корпуса, являющейся сборником жидкости. Средний срок службы газосепаратора —10 лет.

Производительность по газу жалюзийных газосепараторов в зависимости от рабочих условий сепарации газожидкостного потока может быть установлена по графикам (рис. 8.15).

Рис. 8.15. Зависимость производительности газосепаратора жалюзийного Q по газу от рабочего давления р

 

Газожидкостная смесь в газосепараторе жалюзийном разде­ляется на два потока — газ и жидкость благодаря воздействию гравитационных и инерционных сил на капли жидкости. Ос­новная масса жидкости сепарируется из газового потока в сред­ней части корпуса сепаратора и осаждается вниз в сборник жидкости. Туманообразная масса жидкости (тонкодисперсные капли) сепарируется из газового потока в пакетах вертикаль­ных жалюзийных скрубберных насадок, размещаемых в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жид­кость дренируется под уровень жидкости в сборнике Из сбор­ника жидкость непрерывно или периодически сбрасывается в дренаж или в жидкостную технологическую линию.