Типы, устройства и принципы действия газосепараторов

В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие четыре секции:

1 Основная сепарационная секция

2 Осадительная секция

3 Секция сбора нефти

4 Каплеуловительная секция

На нефтяных месторождениях применяются все типы газосепараторов. В последнее время большое применение находят горизонтальные нефтегазовые сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными.Горизонтальные сепараторы по конструкции могут быть одноемкостные и двухъемкостные.

Существуют также пленочные сепараторы. Пленочный газосепараторпредставляет собой емкость, все поперечное сечение которой снабжено каплеотбойниками жалюзийного типа или металлическими сетками. По специфике своей работы они нашли применение лишь в газовой промышленности.

Пропускная способность сепараторов по жидкости.

Учитывая соотношение пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать в следующем виде:

или:

После подстановки в данную формулу площади и значения ускорения свободного падения получим:

При расчёте сепараторов на пропускную способность приходится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться следующей формулой:

где r₀ – плотность газа при нормальных условиях; Р и Р₀ – соответственно давления в сепараторе и давление при нормальных условиях; Т и Т₀ – абсолютная температура в сепараторе и абсолютная нормальная температура (Т₀=273°К); z – коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального.

Пропускная способность сепаратора по газу.

Расчёт сепаратора на пропускную способность по газу, поступающего в первую ступень сепаратора, определяется по формуле:

Количество газа оставшегося в растворённом состоянии в нефти V_Р и поступающего из первой ступени во вторую определяется по формуле:

Дебит свободного газа, отсепарированного в первой ступени будет равен:

Дебит свободного газа отсепарированного во второй ступени будет равен:

количество отсепарированного газа составит:

Скорость подъёма газа в вертикальном сепараторе, м/с с учётом рабочих условий определяется выражением:

где V – дебит газа при нормальных условиях, z – коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального при давлении в сепараторе.

Скорость осаждения капельки жидкости (твёрдых частиц), имеющей форму шара, можно определять по формуле Стокса:

где V_Ч – скорость осаждения частицы, м/с; d – диаметр осаждаемой частицы (принимается равным 10^-4м); n_Г – кинематическая вязкость газа в условиях сепаратора.

где V_O – скорость осаждения частицы.

Если за положительное направление принимается направление падения частицы в газовом потоке вниз, то её выпадение происходит при скорости:

49 Принципиальная схема АГЗУ типа "Спутник-А". Состав оборудования, принципы их действия.

Спутник предназначен для автоматического измерения количества добываемой жидкости. Продукция скважин по трубопроводам поступает в ПСМ, при помощи которого продукция одной скважины направляется в сепаратор, а остальных скважин в общий трубопровод по байпасной линии. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней части сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединённой с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счётчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки газом жидкость проходит через ТОР и направляется в общий трубопровод.

Счётчик ТОР выдаёт на БУИ импульсы, которые регистрируются электромагнитными счётчиками. Они имеют шкалу и механический интегратор, где суммируются результаты измерения.

Управление переключением скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления ГП-1М перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяет реле времени.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

50 Устройство и принцип действия установки для предварительного разделения компонентов продукции скважин. Требования к проектированию дожимной насосной станции (ДНС).

Технол-кая схема установки предв-ного сброса воды УПСВ-3000 показана на рис 6.1. Установка предн. для предв-ного обезвоживания и разгазирования нефти на дожимных насосных станциях и комплексных сборных пунктах с целью сокращения объемов перекачки балластных вод и обеспечения устойчивой работы технол-ой установки деэмульсации нефти.

Схема УПСВ, совмещенной c дожимной насосной станцией. Газожидкостная смесь по сборному трубопроводу поступает в устройство пр едв-ного отбора газа (УПОГ) 1, где происходит отделение основной массы свободного газа в наклонном нисходящем трубопроводе большего диаметра, чем нефтегазосборный коллектор. Далее обводненная нефть направляется в каплеобразователь 2 для разрушения нефтяной эмульсии. В нем при определенном гидродинамическом режиме и во времени контакта с реагентом, подаваемым на вход УПОГ, происходит разрушение нефтяной эмульсии. Разрушенная эмульсия проходит распределители, и далее поступает в водоотделитель 3, в котором происходит разделение нефти и воды. Частично обезвоженная в технологических емкостях нефть направляется в буферную емкость 4, из которой насосом 5 откачивается на центральный сборный пункт для окончательного обезвоживания. Отделившаяся вода не требует дополнительной очистки для использования в системе ППД и поэтому непосредственно напр-ся в БКНС.