сепаратор газовый
Нефтегазовые сепараторы
Масло/газовый сепаратор представляет собой сосуд под давлением, используемый для разделения хорошо потока в газообразных и жидких компонентов. Они устанавливаются либо в наземной станции обработки или на морской платформе. На основе конфигурации сосуда, нефтяные/газовые сепараторы можно разделить на горизонтальные, вертикальные, или сферические сепараторы. В командах жидкостей отделяться, нефте/газовые сепараторы могут быть сгруппированы в газожидкостного двухфазного сепаратора или нефти/газа/воды трехфазный сепаратор. По функциональному признаку разделения масла/сепараторы газа также могут разделить на первичный сепаратор фазы, испытания сепаратора высокого давления в сепаратор низкого давления, сепаратор, deliquilizer, дегазатор, и др. Для удовлетворения технологических требований, нефте/газовые сепараторы, как правило, в несколько этапов, в ходе первого этапа сепаратор используется для priliminary разделения фаз, а второй и сепаратор третьей ступени применяются для дальнейшего лечения каждой отдельной фазы (газа, нефти и воды). В зависимости от конкретного приложения, нефтегазовых сепараторов называют также deliquilizer или дегазатор. В deliquilizers используются для удаления диспергированных капель от массового потока газа; а дегазаторы предназначены для удаления contaimined пузырьков газа из жидкого потока.
Обычное масло/имена сепаратор газа:Другие имена сепаратор
Компоненты сепаратора
Масляный/газовый сепаратор, как правило, состоит из следующих компонентов
В большинстве нефти/систем обработки газа, масла/сепаратор газа в первый сосуд хорошо поток протекает через после ее ухода . Впрочем, другого оборудования, такого как электронагреватели могут быть установлены вверх по течению сепаратора.
Функция сепаратора
Основные функции нефтяной/газовой сепаратор, наряду с выделением методов, приведены в таблице 1.
Требования сепараторов
Сепараторы обязаны предоставлять нефтяных/газовых потоков, которые соответствуют спецификации товарной , а также утилизация.
Разгерметизация
Стадии восстановления жидких углеводородов - устроили разделение (разгерметизация) - увеличить объемы жидких углеводородов Рис. 1 показана типичная глубоководная гом процесса. Есть четыре стадии разгерметизации:
- высокого давления (HP)
- промежуточного давления (IP)в
- бесплатная вода нокаут (FWKO)
- в дегазатор/нефтеналивные протравливатель (СЭП) сочетание
Основная масса воды удаляется в третьем этапе FWKO, и окончательное обезвоживание осуществляется в бот. В Северном море и в других местах, вода может быть удалена в хп и/или IP сосудов. Бот обычно электростатическом протравливатель. Иногда, бот будет включать раздел дегазации, устраняя необходимость в отдельном дегазатор судна. Типичные глубоководного давления гом платформы для этапов дегазатор являются:
Замер
Защита насосов и компрессоров
Компрессорная установка усилителя
Рис. 2 показывает, связанные с дожимной компрессорной блок
Блок осушки
Рис. 3 с гликолевой осушки. Обе системы используют сепараторы в качестве основного компонента в их конструкции.
Ориентация сепаратор
Таблица 2 сравнивает преимущества и недостатки вертикальных и горизонтальных разделителей. Эту таблицу следует использовать в качестве ориентира при выборе.
Рассмотрение Дизайна
Нефтяные/газовые сепараторы, как правило, размером на отстойной теории или срок хранения для жидкой фазы. Для обработки жидких скачков или колебания frequenctly, возникающих при добыче нефти/газа, это обычная практика в Размер нефтяные/газовые сепараторы с достаточным запасом. Сепаратор, как правило, разделена на следующие функциональные зоны,
Каждая зона должна быть тщательно разработаны для достижения назначенных общую эффективность разделения. Более детально показать на сепаратор размеров страницы.
Зоны входа
Соответствующего устройства на входе необходимо получить начальную Навальный разделения жидкость/газ. В большинстве случаев газ будет уже выпасть из раствора в трубопровод, ведущий к сепаратору (потому что перепад давления на входе дросселя или клапана управления). Следовательно, большая часть газа отделяется от жидкости в зоне впуска. Из-за проблем с пеной и необходимость повышенной мощности, циклоническая входов приобретают все большую популярность. Для приложений с входным импульсом говоря менее 9 кПа, а лопасти на входе можно использовать.
Типичные входы включают в себя:
Эти отверстия, несмотря на невысокую стоимость, может иметь недостаток негативно сказывается на эффективности разделения. Однако, для более-импульса жидкости, эти отверстия могут вызвать проблемы. Плоские или выпуклые-глава пластин может привести в маленькие капли и пену. Открытый-трубы конструкции может привести к жидкости короткое замыкание или ченнелинг. Хотя на входе импульса является хорошей отправной ориентир для выбора условий процесса, а также выбором обогревателя, следует также рассмотреть. Например, если жидкость нагрузки достаточно низкий, что демистор может обрабатывать все жидкости, затем на входе устройства могут применяться за пределами их типичные диапазоны обороты.
Распределение зоны потока
Независимо от размера судна, короткое замыкание может привести к снижению эффективности разделения. Неотъемлемой частью любого устройства на входе в выпрямитель потока, например, одной перфорированной перегородкой. Полный Диаметр крепления позволяет газу/жидкости течь более равномерно после выхода из лопастного типа впуска, впускной циклоны, или даже ударные плиты. Плиты также выступает в качестве наброс обогревателя заднего стекла и выключатель пена также. Типичные чистой зоне, свободной (НФА) колеблется от 10 до 50% диапазона. Как НФА понижает, сдвига в жидкости становится выше, так НОП должно быть подобрано к конкретному приложению. Одна забота этих плит является налипание твердых частиц на входной стороне. Как правило, скорости не достаточно высокой в зоне впуска для переноски твердых частиц через перфорацию. В любом случае, флеш-форсунки должен быть установлен в зоне входа. Другие проекты включают выпрямления потока лопатками. Однако, открытой местности, как правило, слишком высокие, чтобы быть эффективными.
Зоны гравитации/коалесцирующий
Для оказания помощи в отделение (и ломать пенопласт), сетка, коврик, лопатка пакета, и/или плиты/матрица пакеты иногда вводят в газ/жидкостный сепаратор. Эти качества обеспечивают более наброс или резать поверхностей для усиления эффекта коалесценции дисперсной фазы. Для газовой фазы, матрицы/плиты пакеты и лопатки были использованы для помощи в жидкой капли коагуляции или разрушения пены. Теория, лежащая установки высокие внутренние поверхности, например, пакетов пластин для разрушения пены является то, что пузырьки растягиваются и сломать, как они тащили по поверхности. Однако, если большая часть газа проходит через верхнюю часть пакета, пенистый слой не будет достаточно стриглась, и пузыри будут меандр через к другому концу.
Выход зоны
Захват туман может происходить по трем механизмам; следует иметь в виду, что не существует строго определенных границ между механизмами. Как движения капли зависит от плотности жидкости и куб диаметр, тяжелее или более крупные частицы имеют тенденцию сопротивляться после оптимизации проточной газа и ударит объекты, размещенные в их линии движения. Это инерционное уплотнение, механизм, отвечающий за удаление большинство частиц диаметром более 10 мкм. Более мелкие частицы, которые следуют модернизирует может столкнуться с твердыми предметами, если их расстояние меньше их радиус. Это прямое сдавление. Зачастую управляющего механизма для капель в 1 - в 10-мкм диапазона. С субмикронных аэрозолей, Броуновское захвата становится доминирующим механизмом сбора. Это зависит Броуновское движение—непрерывное хаотичное движение капель в упругих столкновений с молекулами газа. Поскольку частицы становятся меньше и скорость становится ниже, Броуновского захват становится более эффективным. Почти все ликвидации оборудования туман распадается на четыре категории:
сепаратора
сепарации можно evaluaed жидкостью перенос и гса балансовой цены, которая зависит от многих факторов, таких как:
Емкость газа большинство газа/жидкостного разъединения судна рассчитана на основе удаление определенного размера капель жидкости. Основные неизвестный входящий капля-Размер дистрибутива. Без этого качества сточных вод не может быть реально оценена. Например, уточнение, что выход газа должен иметь менее 0,1 Гал/MMscf жидкость довольно трудно гарантировать, потому что неизвестного капля-Размер дистрибутива. Давление падает через вышестоящих компонентов трубопроводов и оборудования может создать очень мелких капель (от 1 до 10 мкм) при коалесценции в трубопроводах и устройствах на входе может приводить к увеличению размера капель. Размер капли очистки от 10 мкм для скрубберов более реалистично указать. То же обсуждение касается воды-в-масле и масло-в-воде технические характеристики. Для знания автора, корреляция не доступен для прогнозирования вода-в-масле или масло-в-воде концентрации. Например, предсказание того, сепаратор может нефтяного потока с менее 20%в воде, как правило, на основе опыта или аналогичных сепараторов.
Жидкость возможностей большинства сепараторов размера, чтобы обеспечить достаточное время удержания для удаления пузырьков газа, чтобы сформировать и выделить. Больше время удержания необходимо для сепараторов, которые предназначены, чтобы отделить масло от воды, а также газа от жидкости (три-фазы по сравнению с двух-фазных сепараторов).
Внутрикорпусных Устройств
Это свидетельствует о том, что tvessel внутренних органов могут существенно повлиять на эксплуатационные характеристики масла/сепаратор газа с помощью следующих способов:
Препятствия
Пенясь
Когда давление снижается на определенных видах сырой нефти, крошечные пузырьки газа заключены в тонкие пленки нефти, когда газ выходит из раствора. Это может привести к пены, или пена, разгоняясь в масле и создает то, что известно как "вспенивание” масла. В других видах сырой нефти, вязкость и поверхностное натяжение нефти может механически заблокировать газа в нефти и может вызвать эффект, похожий на пену. Масло пенится не стабильной или продолжительная, если пенообразователь присутствует в масле.
Ли сырой нефти пенится не очень хорошо известны. Присутствие поверхностно-активных агентов и условий процесса играют роль. В литературе указывается органических кислот качестве пенообразователя. Высок-плотности нефти и конденсаты, как правило, не приводят к ситуациям, с пеной, как описано Каллаган соавт.[1]
Пенясь значительно уменьшает объем нефтяных/газовых сепараторов, потому что гораздо больше времени выдержки требуется, чтобы адекватно разделить данное количество пеной сырой нефти. Пеной сырой нефти не может быть измерена точно с помощью объемных счетчиков или с обычного объемного дозирования сосудов. Эти проблемы, в сочетании с возможной потерей нефти/газа из-за неправильного разделения, подчеркивают необходимость специального оборудования и процедур обработки пеной сырой нефти.
Основными факторами, которые помогают "ломать” вспенивания масла:
Эти факторы или методы "сокращения” или "ломать” вспенивание масла также используются для удаления вовлеченного газа от нефти. Много различных конструкций сепараторов для обработки пеной сырой нефти развивались. Они доступны от различных как стандартные единицы обработки пены, а некоторые разработаны специально для конкретного приложения.
Силикон - и fluorosilicone основе химических пеногасителей обычно используются в сочетании с циклонической входов сломать пены. Концентрация химического пеногасителя, как правило, в диапазоне от 5 до 10 ppm, но для многих гом сырья, 50 до 100 ppm является распространенным явлением.
Рис. 4 это гамма-скан 48-В.-диаметр горизонтальный сепаратор газа показывает проблем, связанных с пена. Горизонтальная ось-это уровень сигнала, а по вертикальной оси-высота в сепаратор. Высокий уровень сигнала указывает меньшую массу и более газа. Меньше сила сигнала показывает больше масса или жидкость. Как скорость химической уменьшается, интерфейс между газ/жидкость становится менее определенными. Дно сосуда становится болтливой (далее сигнал), а верхняя часть становится пенистым (менее сигнала). Жидкий унос происходит как пена прокатилась по антизапотевателя. Газ возят-под происходит как пузырьки не могут быть отделены.
Рис. 5 показывает горизонтальный разделитель для процесса пенистых нефтей. Жидкости потока через впуск циклона, где под действием центробежной действие помогает разбить большие пузыри. Перфорированной пластины по потоку входного отверстия циклонов СПИДа в обеспечении равномерной подачи, а также обдув и пеногашения. Обдув циклонов в газовыхлопного удалить большие объемы жидкости, что результаты пенообразный слой масла. Пенистое масло Pad результаты маленькие пузырьки, которые не могут быть удалены во впускном циклонов.
Между перфорированной пластиной и антизапотевателя, высокой поверхности внутренних органов, таких как пластины или матрицы пакеты иногда устанавливают, чтобы сломать большие пузыри. Как уже говорилось ранее, в теории за высокой поверхности внутренних органов, что пузырьки растягиваются и сломать, как они тянутся по поверхности. Однако, если большая часть газа проходит через верхнюю часть пакета, пенистый слой не будет достаточно стриглась, и пузыри будут меандр через к другому концу.
Парафиновые
Отложения парафина в нефтяных и газовых сепараторах снижает их эффективность и может привести их в нерабочее состояние путем частичной заливки судна и/или блокировки туман экстрактор и жидкости проходы. Парафин могут быть эффективно удалены из сепараторов с использованием пара или растворителей. Однако лучшим решением является предотвращение первоначального осаждения в емкости путем нагревания или химической обработки жидкости выше по потоку сепаратора. Еще одним сдерживающим фактором, успешной в большинстве случаев, включает в себя покрытие всех внутренних поверхностей сепаратора с пластик, для которой парафин имеет практически никакого сходства. Вес парафина заставляет ее шелушиться покрываемой поверхности, прежде чем он накапливается вредный толщины.
В общем, парафиновых масел не проблема, когда Рабочая температура выше температура помутнения (температура, при которой кристаллы парафина начинают формироваться). Однако возникают проблемы, во время остановки, когда масло имеет шанс остыть. парафин выходит из раствора и плит поверхностей. При восстановлении , поступление жидкости не может быть в состоянии потока покрытием территории для растворения парафина. Кроме того, температура выше, чем облака точек необходимо растворить парафин.
Твердые вещества и соли
Если песок и другие твердые вещества не непрерывно, котор в заметных количествах с хорошо жидкости, они должны быть удалены перед жидкости входят трубопроводы. Соли могут быть удалены путем смешивания воды с маслом, а после соль растворяется, вода может быть отделена от нефти и отводится из системы.
Вертикальные аппараты хорошо подходят для удаления твердых частиц из-за малой площади сбора. Дно сосуда может быть также в форме конуса, струи воды, чтобы помочь в удаления твердых частиц. В горизонтальных сосудах, песка струй и всасывающих насадок расположены вдоль нижней части судна, как правило, каждые 5 до 8 футов. Перевернутые корыта могут быть размещены на верхней части всасывающей насадки, чтобы сохранить сопла от засорения. В пескоструйной системы показана нарис. 6. Этот тип системы иногда трудно использовать, пока судно находится в эксплуатации из-за влияния размыва и отсоса на разделение и контроля уровня. Для судов, которые должны быть разработаны для обеспечения размыва в процессе эксплуатации, см. обсуждение на Эмульсионной лечения.
Коррозии
также жидкости может быть очень въедливым и вызвать преждевременный выход из строя оборудования. Два наиболее агрессивных элементов сероводорода и углекислого газа. Эти два газа могут присутствовать в скважине жидкости в количествах от следов до 40-50% газа по объему. Обсуждение коррозии сосудов под давлением входит в странице очистки воды.
Шлепки
Из-за действия волн и океанических течений на плавучее сооружение, жидкое содержимое в масло/сепаратор газа будет возбуждаться, что приводит в внутренней жидкости, болтающихся движения. Это особенно проблема в длинных горизонтальных разделителей. Шлепки ухудшает эффективность разделения путем дополнительного перемешивания, в результате чего жидкость переноса в газовой магистрали, газ возят-под в жидкостной линии и потерю контроля уровня. В трехфазных сепараторов масло/вода и эффективности разделения жидкости и газа снижается. Поэтому необходимо проектирование систем внутреннего дефлектора ограничить шлепки. Акцент, как правило, размещен на внутренние волны для увлажнения газа-максимум сепараторов из-за большего движения жидкости.
Жидкость меняет уровень из конца в конец необходимо учитывать в конструкции входных и выходных устройств. Слишком низкий уровень жидкости может привести к газ картерных впускных циклоны, наоборот, слишком высокий уровень жидкости может вызвать несанкционированный отбор жидкости через туман экстрактор.
Таблица 3 дает некоторым оценкам естественный период жидкости для сосудов, проходящих вдоль движения (раскачивания). Периоды в порядке 10С, который похож на период нашли для плавучих платформ, таких как платформы ноги напряженности (ТЛП) и плавающей добычи, хранения и отгрузки нефти (fpso) сосуды под 10-ти штормовых условий.
Выравнивание сепараторы с подвижной структурой необходимо учитывать при проектировании макета. Например, по ОСАГО, сосуды рекомендуется привести в соответствие с их длинной стороной перпендикулярно преобладающему ТЛП движения. На кораблях, амплитуда и период качки должны рассматриваться при выравнивании судов. Как правило, рекомендуется для выравнивания сепараторы с их длинной стороной вдоль длины судна.
Имеющаяся литература, как описано Робертс с соавт.[2], выделяет две основные особенности волнового демпфирования внутрикорпусных устройств:
На некоторых кораблях, топливные баки заполняют морской водой, а топливо тратится, чтобы предотвратить проблемы, связанные с болтающихся.
Переключение частот обычно осуществляется путем сегментирования сосуд с поперечными перегородками. Экраны имеют перфорацию, могут быть размещены по всей жидкой фазе, или могут быть помещены в области нефти/воды интерфейс. Однако следующие основные проблемы:
Горизонтальный периметр перегородок могут использоваться, но они имеют свои недостатки. Другие формы включают дефлектора под углом крыльев по длине судна для ослабления волн из-за крена, а также вертикальными перфорированными перегородками по всей длине судна. В таблице 4 приводятся различия между горизонтальными и вертикальными перегородками.
Регуляторы уровня
Стабильный контроль нефть/вода и газ/нефть интерфейсы важен для хорошего разделения. Типичный двухфазный разделитель параметры показаны в таблице 5. На трехфазный режим работы, настройки уровня размещаются на нефть/вода интерфейс и нефти/газа интерфейса уровнях.
Как правило, расстояние между уровнями не менее 4 до 6. или, как минимум, от 10 до 20 секунд времени удерживания. Расположение низкого уровня также должны рассмотреть песок/оседания твердых частиц. Эти уровни, как правило, от 6 до 12 В. от дна сосуда. Минимальное количество воды/толщины колодки на нефть примерно на 12 В. Обратите внимание, что минимальные настройки могут преобладать размеров сосуда, в отличие от указанных сроков хранения.
В двух - или трехфазный горизонтальный сепаратор с очень мало жидкости/воды, используемых ботинок или "двуствольных” настройки разделитель. Затем все элементы интерфейса расположены в багажнике или Нижний ствол. Примеры этих типов сепараторов можно увидеть на Сепаратор видах.
Чтобы принудить жидкость для выхода через трубки стене щель, в воздушном потоке газа тоже снят. Установочный наводится на выходе через щель путем поддержания более низкого давления в наружном межтрубном пространстве, чем внутри труб. Это делается путем построения протоки между кольцевым пространством и пустотелых частей всех спиновых генераторов. Хвосты эти полые ядра, в свою очередь, открыт для низкого давления вновь образующихся газовых вихрей. Газ пониженного давления около 5% перерабатывается из труб спустить жидкость, а затем обратно к генератору вращаться и из ее хвостовую часть, где он присоединяется к основной газовый поток.
Номенклатура
| ρс | = | непрерывная фазовая плотность, кг/м3; |
| μс | = | непрерывной фазой динамической вязкости, кг/(м∙с) или Н∙С/М2; |
| Вс | = | непрерывная фазовая скорость, м/с; |
| дч | = | гидравлический диаметр. |
| Вр | = | скорость падения/подъема, м/с; |
| Вч | = | горизонтальная скорость движения воды, м/с; |
| Л | = | плиты-длина пакета, м; |
| дПП | = | плиты-пакет перпендикулярно интервал разрыва, м. |
| ρж | = | вода плотность, кг/м3; |
| ρо | = | нефть плотность, кг/м3; |
| μВт | = | вода динамическая вязкость, кг/(м∙с) или Н∙С/М2; |
| г | = | ускорение свободного падения, 9,81 м/с2; |
| До | = | диаметр капель, м. |
| ВМ | = | скорость, дизайн, м/с; |
| ρг | = | в газовой фазе плотность, кг/м3; |
| ρл | = | жидкой фазы плотность, кг/м3; |
| К | = | коэффициент сетки, емкости, м/с. |
