Оборудование для замера дебита скважин

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, увеличение количества механических примесей в продукции скважины может возникнуть из-за разрушения призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита часто применяют сепарационно-замерные установки. При их работе для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационнозамерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в сборный коллектор.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.).

Продукция нефтедобывающих скважин подается на замерную установку типа «Спутник», на которой проводится периодический замер объема жидкости, подаваемой скважиной, определяются процентное содержание воды в жидкости и количество свободного газа. Спроектированы и применяются установки типа «Спутник-А», «Спутник-В», «Спутник-Б40» и «Спутник-Б40-24». Рассмотрим работу установки «Спутник-Б40» (рис. 7.6).

Он предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На «Спутнике-Б40» установлен автоматический влагомер нефти, непрерывно определяющий процентное содержание воды в потоке нефти; автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа. Турбинный расходомер жидкости ТОР 1-50 в «Спутнике-Б40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи «Спутника-Б40», так же как «Спутника-Б» и «Спутника-А», можно измерять раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, 2 скважины (см. рис. 7.6) обводнились, а остальные 12 скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по обводной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор 8. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а далее - в коллектор безводной нефти 23.

 Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16 а, от которых также передается постоянный перепад на поршневой клапан 19.

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом. Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхняя выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правою часть поршневого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16 а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается движение жидкости в системе, и турбинный расходомер 18 отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.

Разработан также «Спутник-Б40-24», который отличается от «Спутника-Б40» лишь числом подключаемых скважин - к нему можно подключить не 14, а 24 скважины. Все остальные данные этого «Спутника» такие же, как и «Спутника-Б40».

В установке «Спутник-В» применен объемный замер подачи скважинной жидкости. Он дает более точные результаты, чем замер с помощью турбинного расходомера, если в нефти нет большого содержания парафина. При значительном содержании парафина, смол и механических примесей они откладываются в тарированной емкости замерного устройства и снижают точность замеров.

Параметры установок типа «Спутник» приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1-  Параметры установок типа «Спутник»

Параметры	А-16- 14-400	АМ-25- 10-1500	АМ-40- 14-400	Б-40- 14-500	ВРМ- 40-400	М-40- 12-400
Число подключаемых	14	10	14	14	14	8-12
скважин
Рабочее давление, МПа	1,6	2,5	4	4	4	4
Пределы измерения по жидкости, (м3/сут)	10-400	10-1500	10-400	5-400	25-400	1-400
Погрешность измере­ния по жидкости, %			±2

Переключатель скважин многоходовой (ПСМ) предназначен для автоматического или ручного перевода продукции скважин в замерный сепаратор (рис. 7.7).

 Техническая характеристика переключателя ПСМ-1М приведена

ниже:

Рабочее давление, МПа   4

Диаметр патрубка, мм.

Входного 70

Общего выходного 150

Замерного               70

Число входных патрубков  14

Максимальный перепад давления между

замерным патрубком и общей полостью, МПа   0,5

Напряжение питания датчика положения, В 220

Исполнение датчика положения Взрывонепроницаемый ВЗГ

Переключатель состоит из стального корпуса 1 с выходными патрубками 2, крышки 3 с замерным патрубком 4, поворотного патрубка 13 с подвижной кареткой 15 и валом 7, поршневого привода с храповым механизмом и датчиком положения. Подвижная каретка (см. рис. 7.7 б) состоит из корпуса 21, каретки 18, роликов 17, посаженных на специальных осях 22, и резинового уплотнения 19, зажатого между корпусом 21 и кареткой 18. Подвижная каретка может перемещаться в поворотном патрубке. Пружина 20 обеспечивает прижатие каретки к корпусу. На внутренней цилиндрической поверхности корпуса имеются две параллельные кольцевые канавки с выточками против каждого входного отверстия. По этим канавкам перемещаются ролики подвижной каретки. Глубина канавки и выточек выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением 19 и корпусом переключателя образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной 20, обеспечивая герметичность замерного канала. Герметичность подвижного соединения каретки и поворотного патрубка достигается резиновым уплотняющим кольцом 16 (см. рис. 7.7 а). Поршневой привод 10 с храповым механизмом служит для обеспечения автоматического переключения скважин и состоит из литого чугунного корпуса 6, закрепленного на крышке переключателя, силового цилиндра с поршнем, пружиной и зубчатой рейкой, составляющей одно целое со штоком поршня.

Внутри корпуса привода, на валу поворотного патрубка, установлены храповик 5 на шпонке 12 и свободно сидящая шестерня 11. Шестерня прижимается к храповику пружиной 9 и взаимодействует с зубчатой рейкой привода. Храповик 5 и шестерня 11 имеют торцевые зубья со скосами, что обеспечивает одностороннее зацепление при их взаимном повороте. При подаче импульса давления от гидропривода в полость силового цилиндра поршень со штоком будет перемещаться и поворачивать шестерню, а вместе с ней и храповик с валом переключателя. При снятии давления жидкость из силового Цилиндра будет выдавливаться поршнем. Рейка и шестерня будут перемещаться в обратном направлении к исходному положению. Храповик с валом при этом перемещаться не будут. Герметичность в местах соединения силового цилиндра и крышки, а также в подвижном соединении цилиндра и поршня обеспечивается резиновыми уплотнительными кольцами. Датчик положения переключателя ПСМ служит для контроля за процессом переключения, а также позволяет дистанционно устанавливать необходимую скважину на замер. Корпус привода закрыт крышкой 5. Для ремонта ПСМ применяется съемник 14."

Переключатель ПСМ работает следующим образом. По сигналу от реле времени включается гидропривод, и в силовой цилиндр переключателя подается жидкость под давлением. Жидкость перемещает поршень с рейкой, поворачивая через храповой механизм поворотный патрубок с подвижной кареткой, который останавливается против отверстия в корпусе переключателя. В этот момент ролики западают в выточки, чем обеспечивается надежное уплотнение между корпусом и кареткой. Жидкость от скважины через подводящий патрубок и окна в нем попадает в камеру крышки переключателя и через замерный патрубок в замерную линию.

Можно подключать скважину на замер и вручную. Для этого специальной рукояткой поворачивают вал поворотного патрубка и устанавливают его на необходимую скважину. Положение поворотного патрубка определяется по стрелке, выгравированной на торце вала. Скорость перемещения поворотного патрубка невелика, и поэтому нагрузка на подвижные детали и их износ незначительны. В благоприятных условиях находятся и резиновые уплотнения переключателя - почти все они работают при малых перепадах давления.

При эксплуатации переключателя необходимо иметь в виду, что в узле каретки диаметры уплотнений по корпусу и в поворотном патрубке одинаковы и узел разгружен. Однако при одностороннем высоком давлении возникает изгибающее усилие в поворотном патрубке, что затрудняет переключение. Поэтому не следует допускать перепадов давления в уплотнении каретки выше 0,5 МПа и тем более проводить переключение при этих условиях. В нормальных условиях эксплуатации перепады давления в уплотнении каретки не превышают 0,1 МПа.

В последние годы многие фирмы, в частности, конверсионные, проводят большие работы в области создания и выпуска оборудования для замера дебита продукции скважин.

Например, установка измерительная мобильная УЗМ (разработчик - ИПФ «Сибнефтеавтоматика») предназначена для измерения в автоматическом и ручном режимах количества жидкости, нефти и газа, добываемых из нефтяных скважин.

В основе работы установки заложен гидростатический метод измерения массы продукции нефтяных скважин, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости от плотности. Основным элементом для реализации данного метода является датчик перепада давления, что обеспечивает высокую надежность работы установки, точность, а также упрощает метрологическое обеспечение, так как не требуются громоздкие и энергоемкие стенды.

Одним из достоинств замерной установки является возможность проводить замеры как на низкодебитных, так и на высокодебитных скважинах.

Установка состоит из двух блоков (технологического блока, блока контроля и управления), смонтированных на прицепе-шасси, что позволяет транспортировать ее по месторождению и подключать к скважинам для выполнения измерений. В блоке контроля и управления размещается аппаратура управления и рабочее место оператора. Отопление блоков производится при помощи электрообогревателей.

Установка сертифицирована органами Госгортехнадзора РФ как средство измерения, сертификат № 0000435.

Технические характеристики УЗМ:

Рабочее давление, МПа, не более 4,0

Диапазон измерения жидкости, т/сут 1—400

Диапазон измерения газа приведенного

к нормальным условиям, нм3/м3  40-20 000

Предел допускаемой основной относительной погрешности установки при измерении, %, не более:

Массового расхода жидкости   ± 2,5

Объемного расхода газа ± 5,0

Предел допускаемой основной относительной погрешности установки при вычислении массового расхода нефти и воды 6,0

Кроме мобильной установки выпускается и стационарная установка УЗ, которая имеет аналогичные технические характеристики, но может работать на кусте скважин, в связи с чем установка дополнительно оборудована устройством переключателя скважинных манифольдов.

Достаточно широкое распространение на нефтяных промыслах получили счетчики для измерения дебита скважин типа СКЖ, разработанные НПО «Н1ЭС» (Татарстан).

Счетчики СКЖ предназначены для измерения при постоянных и переменных расходах массового расхода, общей массы вещества. Счетчики СКЖ измеряют расход в тоннах за сутки, а общую накопленную массу - в килограммах. В качестве измеряемой среды может быть жидкость, газожидкостная смесь, например, поступающая из нефтяных скважин, растворы различных веществ, в том числе пульпы с мелкодисперсными частицами, сжиженные газы. При измерении счетчиком массы жидкости в составе газожидкостной смеси в большинстве случаев не требуется предварительного разделения ее на жидкость и газ. Счетчики устанавливаются на устье добывающей скважины, на групповой замерной установке, на узле сбора и подготовки нефти, в системах контроля и регулирования технологических процессов. Счетчик состоит из камерного преобразователя расхода (КПР) и блока вычислителя массы БЭСКЖ. КПР счетчика СКЖ состоит из корпуса и, в зависимости от типоразмера, одного или двух блоков измерительных.

Блоки измерительные имеют взрывозащшценное исполнение с уровнем взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» и могут эксплуатироваться во взрывоопасных условиях. Он имеет нормируемые метрологические характеристики, его конструкция унифицирована под все корпуса КПР, унифицирована под все корпуса КПР, что позволяет с минимальными затратами производить замену измерительной части КПР в процессе проверки его метрологических характеристик или ремонта. Для измерения одновременно двух потоков жидкости в газожидкостной смеси рационально использовать счетчик СКЖ, имеющий индекс модификации «Д». При этом в одном из потоков допускается отсутствие газовой фазы.

Для работы счетчика необходимо присутствие в его корпусе свободного газа. Поэтому счетчик наиболее подходит для измерения веществ, содержащих в своем составе попутный газ, способный выделяться в корпусе счетчика.

Информация о расходе жидкости, накопленной массе жидкости, прошедшей через камерный преобразователь расхода, наличие нештатных ситуаций при работе счетчика обрабатывается, накапливается и выдается на дисплей или во внешнюю сеть в блоке вычислителя массы. Вычислители имеют индикатор для отображения информации или устройство считывания информации, позволяющее считывать накопленную информацию на вычислителе, а затем просмотреть ее на ПК. Вычислитель выдает нормируемый импульсный выходной сигнал для передачи информации в систему телеметрии, а также имеет интерфейс RS-232 и RS-485, что позволяет легко встраивать его в любые системы автоматизированного контроля и управления. Исполнение вычислителей БЭСКЖ-2М и БЭСКЖ-2МС имеют архив истории работы счетчика, часовой, глубиной до 7 суток, и суточной, глубиной до 3 месяцев. Основная относительная погрешность преобразования числа входных импульсов в массовое число по каждому каналу у вычислителей составляет не более ± 0,1 %.

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 таблице 7.2.

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

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.

Таблица 7.2- Техническая характеристика 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, м2/с	0,0005	0,0005	0,00015	0,00015	0,0005	0,0005	0,00015
Допускаемый пре­дел изменения га­зового фактора, м^/т	0,1-100	0,1-100	0,1-50	0,1-50	0,1-100	0,1-100	0,1-50
Относительные 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	86	136	86	136	136	136	136

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 блок- контейнерах, 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. Техническая характеристика установок АСМА

представлена в таблице 7.3.

Параметры 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, вы-зывающей 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 7.4 Технические характеристики установки «АСМА»

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, м2/с	0,0005	0,0005	0,00015	0,00015	0,0005	0,0005	0,00015
Допускаемый пре­дел изменения га­зового фактора, м^/т	0,1-100	0,1-100	0,1-50	0,1-50	0,1-100	0,1-100	0,1-50
Относительные 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	86	136	86	136	136	136	136

Примечания:

ПК - наличие переключающих клапанов

МП — наличие многоходового переключателя

МЗГГК - наличие модуля запорно-переключающих клапанов.

 

7.4. 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 коррозионно-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 обессолнвание. 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 насрсами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: холодный отстой, термохимические, электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят де-эмульгатор, 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 рисунке 7.8.

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 (БашНИПИнефть), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ (Гипровостокнефть). 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 дне сосуда.

На практике применяют также установки, объединяющие термохимическое обезвоживание с электрическим. Принципиальная схема такой установки приводится на рис. 7.9.

Сырьевая 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 деэмульгатор 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.

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, электродегидраторы, 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).

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 рисунке 7.10.

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.

Сепараторы (табл. 7.4) 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.

Таблица 7.4- Параметры сепараторов

Тип установки	Пропускная способность, м3/сут	Давление, МПа	Высота, мм	Длина, мм	Масса, т
СУ1-750-10	750	1	3470	3367	4,9
СУ2-750-16	750	1,6	3328	5005	6,0
СУ2-1500-16	1500	1,6	3800	5352	8,2
СУ2-1500-40	1500	4	3800	5352	9,8
СУ2-5000-40	5000	4	3600	6308	13,7

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 20 700-440 000

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. 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. Технологическая характеристика установки УБС-16 000/16 приведена ниже.

Пропускная способность установки

по жидкости, м3/сут 16 ООО

Рабочее давление, МПа   1,6

Газовый фактор, м 3/м3  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, Гцм  50

Потребляемая мощность, Вт                        1500

Габариты установки, мм:

Длина   28 000

Ширина 4500

Высота  5880

Объем сепаратора, м3     80

Масса, т :   36

Установка блочная, сепарационная, с устройством предварительного отбора газа (УПО) УБС-16000/16 выполнена в моноблоке (рис. 7.11) 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.

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 деэмульсация 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 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/бм и УПС-6300/бм (рис. 7.12) 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.

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, техническая характеристика которых представлена ниже.

Производительность, м3/ч:

По нефтеводяной смеси   От 20 до 560

По газу От 6190 до 109 200

Давление расчетное, МПа Не более 6,3

Температура рабочей среды, °С От 0 до 100

Массовая концентрация нефти

в воде на выходе, г/м3 не более 1000

Массовая концентрация воды

в нефти на выходе, г/м3   не более 86 000

Обрабатываемая среда

пластовая вода Нефть, попутный газ,

Габаритные размеры, мм:

Диаметр 2000-3400

Длина   10 000-23 500

Масса, т                   6,6-57,6

Нефтегазовые сепараторы (в дальнейшем «сепараторы») предназначены для дегазации нефтей и очистки попутного газа в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений. Применяют на входных, промежуточных и концевых ступенях промысловых установок подготовки нефти.

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. По конструкции сепараторы изготавливают двух типов:

1  - для работы в компоновке с узлами предварительного отбора газа (депульсаторами) (рис. 7.13 а);

2  - для работы без депульсаторов (рис. 7.13 6).

Вследствие применения пеногасящей интенсифицирующей на садки и струнных каплеуловителей сепараторы имеют большую производительность по газу и нефти.

Для поддержания заданного режима работы и удобства обслуживания аппараты снабжены необходимыми технологическими штуцерами, штуцерами для приборов КИП и А (для защиты от превышения давления) и люком-лазом.

Нефть и газ поступают в секцию ввода, там происходит их предварительное разделение, затем они проходят через перфорированные распределяющие и успокаивающие перегородки в зону осаждениями отстоя, где газ очищается от крупных капель жидкости и осуществляется дегазация нефти. В зоне выхода газ очищается окончательно струнными каплеотбойниками.

7.5. Оборудование для сбора и подготовки газа и конденсата

Для подготовки газа и конденсата применяют следующее оборудование: сепараторы; абсорберы и десорберы; теплообменные устройства; пылеуловители; фильтры; аппараты воздушного охлаждения; емкости различного назначения и другое оборудование.

Сепараторы

Сепараторы предназначены для разделения газовых, жидкостных и твердых фаз. В тех случаях, когда сепараторы применяют для грубого разделения жидкости и газа (сепарация нефти от попутного газа или воздуха от масла), их называют трапами или гравитационными сепараторами. В конструкцию трапов иногда включают отбойные козырьки и коагулирующие устройства, что повышает эффективность трапов за счет действия на сепарируемые частицы дополнительных инерционных сил. Эффективность сепарации в трапах не превышает 80-85%.

Для повышения коэффициента сепарации до 90-99% применяют газожидкостные сепараторы, отличие от трапов которых заключается в следующем: в газожидкостных сепараторах обрабатывается газожидкостная система с высоким газовым фактором, а в трапах - газожидкостная система с малым газовым фактором или газосодержанием.

Следующая группа газосепараторов - это пылеуловители, или скрубберы, которые подразделяются на «мокрые» и «сухие».

Для разделения систем «газ-жидкость» применяют трехфазные сепараторы или разделители.

Технологические емкости, используемые для хранения, слива, налива и смешивания различных жидкостей и реагентов, также относятся к сепараторам.

Газосепараторы с центробежными элементами (в дальнейшем - газосепараторы) предназначены для очистки газов от капельной жидкости и механических примесей и используются в основном в качестве входных, промежуточных и концевых сепараторов в промысловых установках подготовки природного и попутного газа к дальнейшему транспорту. Газосепараторы выполняются в виде вертикального цилиндрического аппарата и включают в себя секции: предварительной очистки газа от жидкости и механических примесей; окончательной очистки газа; сбора отсепарированной жидкости и механических примесей.

Конструктивно концевые сепараторы отличаются от входных и промежуточных.

Входные и промежуточные сепараторы состоят из секций: предварительной очистки, которая включает в себя патрубок ввода газожидкостной смеси и узел грубой очистки, установленный у входа смеси; окончательной очистки, которая состоит из сепарационной тарелки с прямоточными центробежными элементами, снабженными каналами с рециркуляцией и отсосом газа (тарелка имеет съемную крышку для осмотра внутренней поверхности газосепаратора и центробежных элементов); сбора отсепарированной жидкости, расположенной в нижней части аппарата, в которой установлен подогреватель.

Концевые сепараторы имеют следующие секции: предварительной очистки, которая включает в себя дополнительно коагулятор мелкодисперсного аэрозоля; окончательной очистки, которая устроена аналогично конструкции входных и промежуточных сепараторов. Отличие заключается в использовании центробежных прямоточных элементов, имеющих дополнительный канал отвода жидкости, который позволяет при тех же скоростях газа обеспечить более высокую эффективность сепарации; сбора отсепарированной жидкости, аналогичной конструкции этой секции у входных и промежуточных сепараторов.

Для поддержания заданного режима работы и удобства обслуживания аппараты снабжены необходимыми технологическими штуцерами, штуцерами для приборов КИП и А (для защиты от превышения давления) и люком-лазом.

Конструктивно газосепараторы изготавливают двух типов (рис. 7.14.) : 1 - с корпусным фланцевым разъемом диаметром до 800 мм; 2 - без корпусного фланцевого разъема диаметрами 1000- 2400 мм.

Особенность газосепараторов, изготавливаемых ДАО ЦКБН [5,8] - применение в них сепарационных элементов центробежного типа с рециркуляцией и отсосом газа, обеспечивающих снижение удельной металлоемкости аппаратов в 1,3—1,6 раза по сравнению с лучшими отечественными аналогами, а также повышение эффективности сепарации и уменьшение в 2-3 раза уноса жидкости.

Сырой газ поступает в аппараты через радиально расположенный штуцер входа на отбойную пластину для частичного отделения крупных капель жидкости и механических примесей из газа. После предварительной очистки газ направляется на центробежные сепарационные элементы тарелки, где за счет действия центробежных сил окончательно очищается и через штуцер выхода газа выводится из аппаратов. Жидкость и механические примеси после центробежных элементов собираются в сепарационной тарелке, далее по сливным трубам поступают в нижнюю часть аппарата (секцию сбора жидкости) и отводятся из аппаратов.

Газосепараторы могут поставляться в блочном исполнении.

Блок является конструктивно законченным элементом технологической установки и состоит из газосепаратора, узла отвода жидкости, состоящего из технологических трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой, металлоконструкций и смонтирован на общей раме.

Блок оснащается предохранительными устройствами, приборами контроля и регулирования уровня жидкости, измерения температуры и давления, которые могут обеспечить автоматическое управление при подключении к микропроцессорным средствам автоматизации.

Техническая характеристика

Производительность по газу, млн м3/сут   до 20

Давление условное, МПа, не более    16

Масса, кг        до 6000

Диаметр, мм  до 2400

Эффективность сепарации, % не менее

Для входных сепараторов 99,5

Для концевых сепараторов 99,99

Содержание жидкости в очищенном газе, г/м3, Не более 0,015

Газосепараторы жалгозийные (рис. 7.15) предназначены для тонкой очистки газа от жидкости в промысловых установках подго-товки газа, а также в технологических процессах нефтяной, газовой и газоперерабатывающей отраслях промышленности, где необходимо добиться минимального уноса жидкости с газовым потоком.

Газожидкостная смесь в жалюзийном газосепараторе 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. Туманнообразная 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.

Газосепараторы сетчатые предназначены для окончательной очистки природного и попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидратообразования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, на газо- и нефтеперерабатывающих заводах.

По конструкции различают газосепараторы двух типов: тип 1 - цилиндрические вертикальные диаметром 500,600 и 800 мм с корпусным фланцевым разъемом;

тип 2 - цилиндрические вертикальные диаметром 1000-2400 мм. Газосепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат (рис. 7.16), состоящий из секций: предварительной очистки, включающей штуцер ввода газожидкостной смеси, узел грубой очистки, смонтированный у штуцера ввода, и коагулятор мелкодисперсного аэрозоля; окончательной очистки, состоящей из сетчатой насадки, выполненной из сетчатого рукава; сбора и отвода отсепарированной жидкости, расположенной в нижней части аппа-рата, в которой установлен подогреватель.

Сырой газ через патрубок входа подается в узел грубой очистки, в котором происходит отделение крупных капель жидкости и жидкости в виде пленки. Далее газ с мелкими каплями и мелкодисперсным аэрозолем поступает на коагулятор, где происходит укрупнение капель, которые частично выпадают в зоне осаждения, а частично поступают вместе с газом в секцию окончательной очистки.

В ней укрупненные капли отделяются от газа, стекают к нижней кромке сетки и противотоком газу попадают в виде пленки иди мало-подверженных уносу крупных капель и струек в сборник жидкости.

Отделенная от газа жидкость накапливается в сборнике жидкости, где ее уровень контролируется приборами КИП и А, и периодически отводится из аппарата.

Газосепараторы могут поставляться в блочном исполнении. Блок является конструктивно законченным элементом технологической установки к включает в себя газосепаратор, узел отвода жидкости, состоящий из технологических трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой, металлоконструкций и смонтирован на обшей раме. Блок оснащается предохранительными устройствами, приборами контроля и регулирования уровня жидкости, измерения температуры и давления, которые могут обеспечить автоматическое управление при подключении к микропроцессорным средствам автоматизации.

Факельные сепараторы предназначены для очистки от капельной жидкости газа, сбрасываемого на факел.

Они входят в состав факельной системы при обустройстве газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, а также газо- и нефтеперерабатывающих заводов. Кроме того, в обоснованных случаях, по согласованию с ДАО ЦКБН, могут применяться на других объектах.

Сепараторы факельной системы данной конструкции могут эксплуатироваться в условиях умеренного и холодного климата. В зависимости от климатической зоны действующего объекта аппараты размещают на открытой площадке или в обогреваемом помещении.

Отработана базовая конструкция факельных сепараторов. В зоне обслуживания шум, вибрация, загазованность удовлетворяют требованиям санитарных норм и техники безопасности. В конструкции используется до 70% стандартизированных и унифицированных деталей.

Факельные сепараторы представляют собой горизонтальный цилиндрический аппарат, в котором установлены уголковая и вертикальная сетчатая насадки (рис. 7.17). Для поддержания заданного режима работы и удобства обслуживания аппараты снабжены необходимыми технологическими штуцерами, штуцерами для приборов КИП и А и люком-лазом.

Циклонные сепараторы, предназначенные для осушки газа, находят в последние годы все большее применение, особенно при разработке морских и шельфовых месторождений.

Циклонный сепаратор фирмы Twister имеет ряд преимуществ:

-   легкость и компактность,-

-   работа без химреагентов;

-   отсутствие выбросов в окружающую среду.

 

⇐ Предыдущая73747576777879808182Следующая ⇒

Поделиться: