Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 [ 19 ] 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

той или иной конструкции сепаратора. Наиболее распространены сепараторы для замера объема, и реже- массы жидкости.

На рис. 6.4-40 показан замерный сепаратор, приемлемый для отделения непенистой нефти от газа (Фрик, 1962). Емкость сепаратора разделена на две секции, верхняя из которых и является собственно сепаратором. Его конструкция почти не отличается от конструкции обычного вертикального сепаратора (например, приведенного на рис. 6.4-17).

Рис. 6.4-39. Трехфазный вертикальный сепаратор с нагревом (Кэмпбелл, 1956)

Рис, 6,4-40. Автоматизированный замерный сепаратор

Крайние положения поплавка / в нижней секции (замерная камера) контролируются промежуточным 2 и основными клапанами 3 -л 4. В любой момент, пока уровень жидкости в замерной камере ниже верхнего положения 5 поплавка, клапан <3 открыт, а клапан 4 закрыт, и жидкость может перетекать из верхней секции по линии 6 в замерную камеру. При верхнем положении поплавка 5 (показано штриховой линией) пилотный клапан 2 закрывает задвижку 5 и открывает задвижку 4. Как только поплавок достигнет нижнего уровня 7, клапан 3 снова откроется, а клапан 4 закроется. Число опорожнений замерной камеры записывается счетчиком 8. Счетчик может быть также оборудован циф-ропечатающим устройством для определения объема жидкости путем перемножения числа отсчетов иа объем замерной секции.

Сепаратор, показанный на рис. 6.4-41, позволяет осуществлять автоматическое измерение продукции малодебитных скважин. Продукция

□ 8

скважин поступает в сепаратор 2 через приемный патрубок /. Когда выкидная линия закрыта, дегазированная нефть по трубе 3 поступает в замерную камеру 4. По мере подъема уровня нефти стальной сферический поплавок 5 занимает положение, показанное на рисунке. Поплавок приподнимает рычажную пару 6-6 и увлекает за собой стержень?.

В результате этого пилотный клапан 8 дает команду распределителю 9 на подачу газа в линию 10 для закрытия клапана В тот же самый момент снижается давление в линии 12, а клапан 13 откроется. По мере опорожнения камеры опускающийся поплавок нажимает на нижний рычаг 6 и по команде пилотного клапана закрывается основной клапан 13 и открывается клапан . Каждый ход вниз стержня 7 регистрируется счетчиком 14. Сепаратор диаметром 0,3 м и высотой 2 м имеет производительность по газу около 6000 м/сут.

Портативные сепараторы в основном применяют при освоении разведочных скважин и для сепарации нефти от газа одиночных скважин. Эти сепараторы также могут быть двух- или трехфазными. Объем жидкости обычно замеряется счетчиками объемного типа. Количество газа определяется при помощи шайбного расходомера. В трехфазных сепараторах отделение воды от нефти может осуществляться без нагрева (если разделение фаз идет легко) или путем нагрева продукции. В последнем случае отделение воды может происходить с добавкой деэмульгатора или без него. Нагрев может осуществляться непосредственно за счет сжигания газа или при помощи электронагревателей. Сепараторы могут быть вертикальными или горизонтальными. Рассмотрим только портативные сепараторы, не требующие нагрева продукции. При этом имеется в виду, что при разделении трех фаз вода полностью отделяется от нефти и отстаивается за счет действия гравитационных сил за время пребывания жидкости в аппарате. В двухфазном сепараторе (рис. 6.4-42) жидкость проходит через счетчик объемного типа; портативный трехфазный сепаратор, приведенный на рис. 6.4-43 (Фрик, 1962), оборудован двумя калиброванными емкостями для измерения объемов как нефти, так и воды. Диаметр сепаратора равен 0,3-1,2 м, длина 1,8-2,1. Максимальное рабочее давление составляет 17 МПа; максимальная производительность по газу двухфазных сепараторов около 500 тыс. м/сут, для трехфазных сепараторов - 340 тыс. м/сут. Максимальная производительность по жидкости для двухфазных сепараторов около 750 м/сут, и

Рис. 6.4-41. Автоматизированный замерный сепаратор для малодебитных скважин (по МкГи, 1957)

750 м/сут по нефти и плюс 380 мсут по воде для трехфазных сепараторов. Масса установок от 0,5 до 2 т.

Если используются калиброванные емкости (камеры), поправочный коэффициент следует определять при каждом замере на новсм объекте. Уто связано с тем, что в жидкости содержится газ и, кроме того, само :1змерение производится при давлении и температуре, близких к условиям сепарации. Поэтому объем продукции при нормальных условиях

Нефть

Продукция скдажин

Рис. 6А-42. Двухфазный портативный сепаратор (по Киммелю)

И объем при стандартных условиях будет отличаться от измеренных. Кроме того, необходимо учитывать тот факт, что будут определенные погрешности самого! прибора и ошибки из-за присутствия в нефти загрязнений. Пересчетиый коэффициент счетчика всегда будет меньше /. Поэтому отсчитанный по счетчику объем будет всегда больше объема жидкости в стандартных условиях или объема жидкости в резервуаре.

Счетчики с калиброванными емкостями имеют следующие преимущества:

1. Легко поддается проверке исправность замерного устройства; установка находите в хорошем состоянии, если она не забита отложениями и стенки ее Не деформированы, а запорные клапаны хорошо открываются и закрываются.

2. Менее чувствительны к содержанию песка и других механических примесей по сравнению со счетчиками объемного типа.

3. Точность измерения не зависит от дебита в пределах от О до

тах.