Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий Лекция 1 1

Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий Лекция 1: 1. Введение А. Первичная (недеструктивная) переработка нефти и газа – цели, задачи и средства реализации В. Вторичная (деструктивная ) переработка нефти и продуктов ее первичной переработки С. Классификация химических реакторов. Области их применения 2. Предварительная обработка нефти на промыслах перед транспортировкой 2. 1. Процессы и агрегаты отстаивания 2. 2. Агрегаты тепловой обработки сырой нефти 2. 3. Процессы и агрегаты электроосаждения и электрообессоливания 3. Процессы и агрегаты газосепарации 3. 1. Гравитационные и инерционные газосепараторы 3. 2. Центробежные газосепараторы

А. Первичная (недеструктивная) переработка нефти и газа – цели, задачи и средства реализации Первичная переработка нефти и природного газа (англ. primary refining) – совокупность сложных и разнообразных физических и физико-химических процессов разделения нефти и природного газа на отдельные компоненты и группы. Она включают в себя следующие группы процессов: 1) отстаивание и разделение сырой нефти и водо-нефтяных эмульсий, 2) электрообезвоживание и электрообессоливание, 3) атмосферную перегонку с выделением светлых продуктов и фракции мазута, 4) разделение мазута под вакуумом с получением масляных фракций или широкой фракции как сырья для вторичных процессов, 5) вторичную перегонку бензина с получением узких бензиновых фракций и 6) газофракционирование. При первичной перегонке нефти получают в остатке гудрон, который в дальнейшем используют как сырье для производства бензина, кокса, котельных топлив, остаточных масел. Углеводородные газы, выделяющиеся из нефти при ее первичной перегонке, относятся к предельным углеводородам и используются: сухие - как топливо, а жирные - как сырье для дальнейшей переработки.

В. Вторичная (деструктивная ) переработка нефти и продуктов ее первичной переработки Можно выделить 4 основные группы термических и термокаталитических процессов вторичной переработки нефти: А. Термические процессы: (Т в зоне реакции 500 -600 С, до 800 -900 С (пиролиз) 1) Термический крекинг и висбрекинг 2) Пиролиз углеводородного сырья с получением нефтезаводских газов 3) Коксование 4) Битумное производство 5) Производство технического углерода и пека. В. Термокаталитические процессы: (Т в зоне реакции 500 -600 С) 1) Каталитический крекинг 2) Каталитический риформинг С. Термогидрокаталитические процессы: (Т в зоне реакции 500 -600 С) 1) Каталитический гидрокрекинг 2) Гидроочистка дистиллятного сырья (различных фракций и остатков) D. Сложная переработка нефтезаводских газов: 1) Фракционирование газовых фракций переработки нефти 2) Алкилирование изобутана олефинами 3) Полимеризация (олигомеризация) олефинов 4) Изомеризация парафиновых углеводородов 5) Производство серы из нефтяных остатков 6) Производство водорода

С. Классификация химических реакторов. Области их применения. Реакторное оборудование в процессах нефтегазопереработки применяется для проведения различных процессов переработки, сопровождающихся изменением компонентного и/или химического состава перерабатываемого сырья с образованием новых химических продуктов переработки – как при недеструктивной, так и при деструктивной переработке нефти. Классификация реакторного оборудования и процессов может быть проведена по целому ряду различных признаков. 1. По фазовому составу обрабатываемых продуктов. 1. 1. По этому признаку реакторы могут быть разделены на реакторы для гомогенных процессов (1) и реакторы для гетерогенных процессов (2). 1. 2. В свою очередь реакторы для гетерогенных процессов могут быть разделены на реакторы для двухфазных систем - «жидкость–газ» , жидкость-твердое» , «жидкость–жидкость» и «газ-твердое» ; реакторы для трехфазных систем «газ– жидкость–твердое» , а также реакторы для многофазных систем. 2. По режиму работы 2. 1. Реакторы периодического действия, когда все реагенты загружаются в реактор в начальный момент времени, а затем начинается реакция. Такие реакторы в англоязычной литературе называются Batch reactors. 2. 2. Реакторы полупериодического действия, когда часть исходных реагентов загружается а реактор в начальный момент времени, а часть дозируется с заданной скоростью в процессе прохождения реакции. Такие реакторы в англоязычной литературе называются Semibatch reactors. 2. 3. Реакторы непрерывного действия, в которых в реактор непрерывно подается исходное сырье и непрерывно отводятся продукты реакции. Такие реакторы в англоязычной литературе называются Continuous flow reactors.

С. Классификация химических реакторов. Области их применения. 3. По конструктивному оформлению реакторов 3. 1. Ректоры емкостного типа с перемешивающим устройством различного типа – с механическими мешалками, с барботажным устройством, с циркуляцией при использовании насосов. Каскад реакторов с перемешивающими устройствами. 3. 2. Реакторы колонного типа, секционированные перегородками с перемешиванием в пределах каждой секции. 3. 3. Реакторы трубчатого типа. 3. 4. Змеевиковые реакторы. 4. По характеру протекающих реакций 4. 1. Реакторы для некаталитических процессов. 4. 2. Реакторы для каталитических процессов. Среди реакторов для каталитических процессов можно выделить реакторы с неподвижным слоем катализатора (1), реакторы с псевдоожиженным слоем катализатора (2), реакторы с рециклом твердого катализатора (3). 5. По способу организации теплового режима. 5. 1. Адиабатические реакторы, в которых все выделяющееся (или поглощаемое) тепло идет на изменение температур реакционной смеси 5. 2. Реакторы с теплообменом. Среди этих реакторов можно выделить реакторы, работающие в изотермическом режиме, обычно это реакторы с интенсивным перемешивающим устройством, и реакторы политропические, в которых часть тепла отводится через теплообменное устройство из зоны реакции, а часть тепла идет на изменение температуры реакционной среды. В случае использования колонных или трубчатых аппаратов при этом образуется неизотермический профиль изменения температуры по длине реактора. Каждый из выделенных типов аппаратов имеет свою область применения и характеризуется особыми методами расчета.

3 «кита» фундаментального знания, на которых стоят конструирование, фунционирование и моделирование процессов и агрегатов нефтепереработки МАССООБМЕН при физических и химических процессах в реакторе ТЕПЛООБМЕН при физических и химических процессах в реакторе КИНЕТИКА И МАКРОКИНЕТИКА химических процессов в реакторе

2. Предварительная обработка нефти на промыслах перед транспортировкой. Сырая нефть, поступающая из скважин под давлением, представляет собой исключительно сложную многофазную и многокомпонентную систему. Она состоит из собственно нефти (1), содержит высокоминерализированную пластовую воду (2), растворенные в нефти попутные и нефтяные газы и легкие фракции нефти (3). Для транспортировки нефти по трубопроводам или в железнодорожных цистернах нефть должны быть освобождена от попутных нефтяных газов и воды. Наличие примесей этих веществ приводит к ухудшению работы насосного оборудования и к возможности замерзания воды при низкой температуре окружающей среды. Для освобождения исходной сырой нефти от воды и газа используют: 1) отстойники различных конструкций, принципа действия и размеров; 2) аппараты тепловой обработки; 3) электроосадители и электродегидраторы; 4) газосепараторы 2. 1. Процессы и агрегаты отстаивания I. Отстаивание (англ. settling) - процесс разделения неоднородных жидких сред (суспензий, эмульсий, пен) на составляющие: сплошную (дисперсионную) и распределенную (дисперсную) фазы под действием силы тяжести. Отстаивание используется для разделения сырой добытой нефти от высокоминерализованной воды и механических примесей при подготовке нефти к транспорту и переработке, для очистки сточных вод и нефтепродуктов, в ряде технологических процессов нефтегазопереработки, например, при обессоливании, экстракции.

При отстаивании неоднородных систем наблюдается постепенное увеличение концентрации частиц дисперсной среды в направлении сверху вниз (Рис. 1). При этом по высоте условно можно выделить следующие четыре зоны: 1) слой осадка или шлама, 2) зону сгущенной суспензии, 3) зону свободного осаждения и 4) слой осветленной жидкости. В зоне сгущенной суспензии происходит стесненное осаждение частиц, сопровождаемое их взаимным соударением и трением между ними, более мелкие частицы тормозят движение более крупных. Последние увлекают за собой мелкие частицы, ускоряя их движение, что приводит к коллективному осаждению частиц со скоростями, близкими в каждом поперечном сечении аппарата, но различными по его высоте. Рис. 1. Схема процесса отстаивания: 1 - слой осадка (шлама); 2 - зона сгущенной суспензии; 3 - зона свободного осаждения; 4 - слой осветленной жидкости.

По мере приближения к поверхности осадка происходит постепенное уплотнение частиц, обусловленное уменьшением их скоростей движения в связи с обратным движением вытесняемой жидкости. Выше зоны стеснённого осаждения образуются зона свободного осаждения и слой осветленной жидкости. При периодическом процессе с течением времени высоты зон свободного и стесненного осаждения изменяются. В зоне свободного осаждения на частицу действует сила тяжести, архимедова сила, сила сопротивления движению со стороны жидкости. Скорость осаждения при ламинарном обтекании частицы жидкостью определяется по уравнению Стокса: где ν = d 2٠g(ρq - ρж)/18μ, d - диаметр частицы, м; g - ускорение силы тяжести, м/с2; ρq и ρж - плотности соответственно частицы и жидкости, кг/м 3; μ - динамическая вязкость, Пас. Интенсификацию процесса отстаивания осуществляют добавлением в разделяемую неоднородную среду де-эмульгаторов, коагулянтов, флоккулянтов - веществ разрушающих сольватированные оболочки и способствующих коагуляции, агрегатированию, слипанию частиц. В результате размеры и скорость осаждения частиц увеличиваются. При разделении водонефтяных эмульсий их подогревают, что уменьшает вязкость сплошной фазы и интенсифицирует процесс отстаивания.

II. Отстойники (англ. settlers) — аппараты и сооружения для разделения неоднородных жидких сред (суспензий, эмульсий) под действием гравитационных сил. Отстойники применяются в нефтяной и нефтегазоперерабатывающей промышленности для разделения водонефтяных эмульсий, очистки нефти от песка и частиц породы, при подготовке и очистке воды в системах водоснабжения. Отстойники выполняют в виде горизонтальных и вертикальных аппаратов. Отстойники различаются по следующим принципам 1) по характеру работы - на периодические и непрерывные, 2) по способу удаления осадка - с механическим и гидравлическим удалением, 3) по направлению движения среды - вертикальные, горизонтальные, радиальные. В системах очистки сточных вод отстойники используют в качестве «песколовок» - для предварительной очистки воды от твердых частиц и нефтеловушек - для очистки воды от нефти, нефтепродуктов и остатков твердых частиц. Радиальный отстойник-нефтеловушка (Рис. 2) представляет собой железобетонный круглый резервуар диаметром 30 м (24 м) с коническим дном, в центр которого в среднюю часть по высоте подается исходная эмульсия. Эмульсия движется в отстойнике в радиальном направлении от центра к его периферии. Для удаления с поверхности воды всплывших нефти и нефтепродуктов и образующегося на дне осадка в отстойнике устанавливаются вращающиеся нефтесборный скребок и донные скребки. Нефть и нефтепродукты выводятся из отстойника по радиально расположенному нефтесборному желобу, а осадок - по трубе из углубления ( «приямка» ) в центре днища. Расчетная пропускная способность нефтеловушки диаметром 30 м составляет 1100 м 3/ч эмульсии. При использовании радиальных нефтеловушек обеспечивается значительная экономия капитальных и эксплуатационных затрат, улучшается качество очистки сточных вод и упрощается работа эксплуатационного персонала.

Рис. 2. Схема радиального отстойника-нефтеловушки: а - поперечный разрез; б - различные стадии работы нефтесборных скребков 1 - коаксиально-козырьковый водораспределитель; 2 - центральная опора; 3 - «приямок» ; 4 - донные скребки; 5 - ферма; 6 - корпус; 7 - погружные стенки; 8 - водосборный лоток; 9 - нефтесборные скребки; 10 - центральный привод скребкового механизма; 11 - ходовой мостик; 12 - нефтесборный желоб; 13 - трубопровод с брызгальными насадками; 14 шарнир; 15 - противовес. Потоки: I - сточная вода; II - очищенная вода; III - нефть; IV - шлам

В ряде конструкций отстойников применяют многополочные многоярусные пластинчатые устройства, что позволяет увеличить поверхность осаждения, сократить площадь отстойника и повысить производительность отстойника. Поперечный разрез такого аппарата - напорного нефтеотделителя показан на Рис. 3. Подача нефтесодержащей воды на очистку и отвод очищенной воды производится через штуцера, расположенные по центру торцовых днищ аппарата. Параллельные пластины в нефтеотделителе располагают на расстоянии 100 мм друг от друга. Уловленная нефть отводится через штуцера, расположенные в верхней части нефтеотделителя, осадок выводится снизу отстойника. Рис. 3. Поперечный разрез напорного нефтеотделителя: 1 - корпус; 2 - штуцер для отвода уловленной нефти; 3 – параллельные пластины; 4 - штуцер для отвода очищенной воды; 5 - опора; 6 - штуцер для отвода осадка; 7 - перфорированная перегородка.

При расчете отстойников основной расчетной величиной является поверхность осаждения Sотс, которую определяют по формуле: где Sотс - поверхность отстойника, м 2; Kотс - коэффициент запаса (принимают равным 1, 30 -1, 35); Gсус - массовый поток исходной суспензии, кг/с; wч - скорость осаждения частиц суспензии, м/с; ρс - плотность жидкой фазы (среды), кг/м 3; хос, х0, х - содержание твердых частиц соответственно в осадке, исходной суспензии (на входе в отстойник) и в осветленной жидкости (на выходе из отстойника), массовые доли.

При падении в какой-либо внешней среде частицы сначала движутся ускоренно. По мере увеличения скорости возрастает сопротивление среды. Когда сила сопротивления среды станет равной весу частицы в этой среде, скорость ее падения достигнет максимального для данных условий значения, и в дальнейшем движение частицы будет равномерным. Эту постоянную скорость называют скоростью свободного осаждения частицы. Эта скорость тем больше, чем больше диаметр частицы, разность плотностей частицы и среды, и меньше вязкость среды. Скорость осаждения частиц (так называемая «скорость стесненного осаждения» ) определяется так: ( > 0, 7 в 1 -й формуле): где wч - скорость «стесненного осаждения» частиц, м/с; w 0 ч - скорость свободного осаждения частиц, м/с; ε - объемная доля жидкости в суспензии.

Величину ε находят из соотношения: где х0 - содержание твердых частиц соответственно в исходной суспензии (на входе в отстойник); ρ0, ρч - плотности суспензии на входе в отстойник и твердых частиц, кг/м 3. Величина ρ0 определяется по формуле: Скорость свободного осаждения w 0, ч рассчитывают по формуле: где μс - вязкость среды, Па • с; dч - диаметр частицы, м; Re - число Рейнольдса при осаждении частицы.

2. 2. Процессы и агрегаты тепловой обработки сырой нефти II. АППАРАТЫ тепловой обработки (англ. Heater-Treater). Принцип действия основан на том, что при нагревании нефти процессы разделения фаз значительно интенсифицируются. Растворенный в нефти газ десорбируется и отделяется от жидкой фазы. Проходя специальные каплеотбойники, попутный нефтяной газ поступает на газосборные станции. Часть отделенного от нефти газа используется для сжигания в жаровых трубах аппаратов. При нагревании жидкой двухфазной системы «нефть-минерализованная пластовая вода» плотность нефти уменьшается сильнее, чем плотность минерализованной воды. В результате происходит более интенсивное разделение эмульсии на тяжелую и легкую фракции. Тяжелая фракция, представляющая собой минерализованную воду, выводится из нижней части аппарата. Эта вода либо закачивается снова в пласт для поддержания давления в пласте, либо используется для приготовления бурового раствора, используемого для вымывания твердой породы при бурении скважин. На Рис. 4. показано схематическое устройство аппарата Heater-Treater.

Рис. 4. Схематическое устройство аппарата Heater-Treater для подготовки нефти к транспортировке. 1 - Слой минерализованной воды; 2 - зона нагрева исходной нефти; 3 - жаровая труба с топкой; 4 - привод очищающих скребков; 5 - скребки; 6 - гофрированная насадка для улучшения разделения фаз.

2. 3. Процессы и агрегаты электроосаждения и электрообессоливания Электроосаждение (англ. electric sedimentation) - процесс осаждения твердых или жидких частиц в электрическом поле. В нефтепереработке используется при разделении неоднородных дисперсных систем. В частности, на установках каталитического крекинга — в электрофильтрах для выделения твердых частиц катализатора из потока дымовых газов, уходящих из регенератора. На установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти - в электродегидраторах при разделении водонефтяных эмульсий; при очистке светлых нефтепродуктов и сжиженных газов - в электроразделителях для выделения воды и щелочи. В электрофильтрах между отрицательно заряженным коронирующим электродом и положительно заряженным осадительным электродом создается неоднородное электрическое поле (Рис. 5). При достижении некоторой критической величины напряженности электрического поля (к. В/м) в потоке возникает лавинная ионизация газа, на коронирующем электроде появляется корона с голубовато-фиолетовым свечением. При этом газ образует ионы, заряженные положительно и отрицательно, и свободные электроны, движущиеся к электродам с противоположным знаком. Так как отрицательно заряженные ионы и электроны более подвижны, то соприкасаясь с ионами и электронами, твердые частицы и взвешенные в газе капельки приобретают в большей части отрицательный заряд. Заряженные частицы движутся к электродам и оседают на их поверхности. Осевшие твердые частицы периодическим встряхиванием электродов удаляют из аппарата, капли жидкости стекают. Коронирующие электроды обычно выполняют из проволоки, осадительные — из труб (у трубчатых электрофильтров) и пластин (у пластинчатых). Электрофильтры работают на постоянном токе при напряжении 40 -75 к. В. Расход электроэнергии на очистку газа в электрофильтрах сравнительно невелик - в среднем он составляет 0, 5 -0, 8 к. Вт-ч на 1000 м 3 газа. Электрофильтры применяют при больших объемах очищаемого газа и при отсутствии опасности пожара или взрыва.

Рис. 5. Схемы трубчатых (а) и пластинчатых (б) электродов: 1 - коронирующие электроды; 2 - трубчатые осадительные электроды; 3 - силовые линии; 4 - пластинчатые осадительные электроды. Потоки: I - исходный газ; II - очищенный газ В электродегидраторах и электроразделителях осаждение воды из эмульсии проводят в электрическом поле как переменного, так и постоянного напряжения. Под воздействием электрического поля капли воды становятся диполями, деформируются, уменьшается прочность их оболочек. Они начинают двигаться, коагулируют при столкновениях и далее под действием гравитационных сил осаждаются.

II. Электродегидраторы (англ. electrodehydrators, electrodesaltors) - аппараты для обезвоживания и обессоливания нефти и очистки светлых нефтепродуктов (сжиженного газа, бензина, керосина, дизельного топлива) в электрическом поле. Электродегидраторы используют на технологических установках нефтегазоперера-батывающих заводов. Электрическое поле ускоряет разделение водонефтяных эмульсий и удаление из них мелких капель воды, содержащих соли, щелочь, кислоты. На отечественных электрообезвоживающих и обессоливающих установках или соответствующих блоках установок первичной переработки нефти применяют электродегидраторы с переменным электрическим полем промышленной частоты с напряжением между электродами от 22 до 50 к. В. Процесс обезвоживания происходит на основе диполь-дипольного механизма. Капли воды становятся диполями под действием электрического поля, они деформируются, оболочки их ослабляются. Далее капли при столкновениях коагулируют и осаждаются. Электродегидраторы разделяют: 1) по способу ввода нефти — с вводом в нижнюю часть аппарата в слой воды и в среднюю часть в межэлектродное пространство; 2) по форме корпуса – на вертикальные, горизонтальные и сферические. Типовые горизонтальные электродегидраторы имеют внутренний диаметр 3400 мм и длину 8, 24, 18, 64 и 23, 45 м, объем аппаратов соответственно равен 50, 160 и 200 м 3. Производительность таких аппаратов составляет от 2 до 2, 5 объемов в час.

В качестве примера на Рис. 6 показан горизонтальный электродегидратор ЭГ 200 -10 конструкции ВНИИ-Нефтемаша вместимостью 200 м 3 на давление 1 МПа (10 кг/см 2), предназначенный для обезвоживания и обессоливания нефти и газовых конденсатов на промысловых и нефтезаводских установках. В корпусе 1 аппарата размещены электроды (верхний 3 и нижний 4), подвешенные на изоляторах 2, распределитель 10 нефти, сборник 8 соленой воды, два сборника 5 обессоленной нефти и промывочный коллектор 9. На корпусе электродегидратора смонтированы трансформатор 6 и ввод 7 высокого напряжения. Каждый электрод разделен на две равные части, которые для обеспечения равномерной загрузки трансформатора соединены так, что каждая половина верхнего электрода соединена с другой половиной нижнего электрода. Нефть, вводимая в середину распределителя 10, равномерно распределяется по всему сечению аппарата и после промывки в слое воды, уровень которой поддерживается автоматически выше распределителя на 200 -300 мм, движется вертикально вверх. При этом нефть сначала в объеме между уровнем раздела «нефть-вода» и плоскостью нижнего электрода обрабатывается в слабом электрическом поле, а затем в сильном электрическом поле между электродами, после чего собирается сборниками обессоленной нефти 5 и выводится из аппарата. Различие в напряженности электрического поля позволяет вначале обеспечить выделение из эмульсии более крупных глобул воды и таким образом разгрузить зону между электродами для выполнения более сложной задачи - отделения мелких капель воды. Соленая вода собирается в нижней части электродегидратора сборником 8 и выводится из аппарата. Для промывки аппарата без его вскрытия предусмотрен промывочный коллектор 9, отверстия в котором направляют струи воды на стенки корпуса.

Рис. 6. Горизонтальный электродегидратор ЭГ 200 -10: 1 - корпус; 2 - изолятор; 3 - верхний электрод; 4 - нижний электрод; 5 - сборник обессоленной нефти; 6 - трансформатор; 7 - ввод высокого напряжения; 8 - сборник соленой воды; 9 - промывочный коллектор; 10 - распределитель нефти. Потоки: I - выход обессоленной нефти; II - вход нефти; III - удаление шлама; IV - ввод воды на промывку аппарата; V - выход дренажной воды. Питание электродов осуществляется от сдвоенного трансформатора мощностью 160 к. В-А, позволяющего получить между электродами напряжение 30, 35, 40, 45 и 50 к. В. Трансформатор к электродам присоединяют с помощью двух вводов высокого напряжения.

Для обезвоживания и очистки нефтепродуктов (сжиженные газы, бензин, керосин, дизельное топливо и др. ) применяют аппараты с электрическим полем постоянного регулируемого напряжения 8 -30 к. В, которые называются электроразделителями. Электрическое поляризует частицы воды, которые за счет диполь-дипольного и кулоновского взаимодействия коалесцируют и осаждаются. Типовые конструкции таких электроразделителей - вертикальные аппараты объемами 16, 32 и 50 м 3 с внутренним диаметром соответственно 2200, 2800 и 3400 мм и горизонтальные - объемами 50 и 100 м 3 и диаметром 3400 мм. Внутри вертикальных аппаратов установлены положительный электрод сотового типа в виде камер квадратного сечения и отрицательный электрод, стержни которого проходят по оси камер. Очищаемый продукт движется снизу вверх, разбивается на отдельные потоки и обрабатывается электрическим полем в каналах между электродами. Объемная скорость обычно не превышает 1, 0 -1, 5 объема в час. Внутри горизонтальных электроразделителей установлены электроды в виде вертикальных поперечных пластин, каждая пара соседних пластин разнополярна.

3. Процессы и агрегаты газосепарации Газосепараторы (англ. gas separators) - аппараты для отделения газа от жидкости (нефти, углеводородного конденсата, капельной влаги) и механических примесей. Газосепараторы являются обязательным элементом любой технологической схемы подготовки нефти на промыслах и газа, устанавливаются на компрессорных станциях, сборных и газораспределительных пунктах, ГПЗ. Газосепараторы имеют следующие секции: 1) ввода газожидкостной смеси, обеспечивающую равномерное ее распределение в аппарате и максимальное отделение крупных капель жидкости; 2) отстойную, предназначенную для коагуляции мелких капель жидкости и их отделения; каплеуловительную, обеспечивающую окончательную очистку газа и заданную эффективность сепарации; сбора отсепарирированной жидкости. Основной параметр, характеризующий степень отделения жидкости от газа коэффициент эффективности , равный отношению количества Gул жидкой фазы, уловленной в газосепараторе, к количеству Gвх жидкой фазы, содержащейся в потоке газа на входе в аппарат ( = Gул /Gвх). Газосепараторы разделяются по принципу действия: на гравитационные, инерционные, сетчатые, центробежные и смешанного типа; по геометрической форме и положению в пространстве - на цилиндрические (вертикальные, горизонтальные и наклонные) и сферические; по положению сборника отсепарированной жидкости - с выносным и встроенным сборником; по месту в технологической схеме - на входные, промежуточные и концевые; по количеству сепарируемых фаз - на двухфазные и трехфазные. Газосепараторы могут быть выполнены как автономный аппарат или как встроенная секция вертикальных колонных аппаратов многофункционального назначения

Гравитационные газосепараторы просты по конструкции, но громоздки и металлоемки. Осаждение капель жидкости в них происходит в основном под действием силы тяжести. Эффективность разделения газожидкостного потока в таких газосепараторах тем выше, чем больше размер капель жидкости в газовом потоке и ниже его скорость ( = 75 -90%, скорость газа Vr = 0, 05 -0, 2 м/с). Наиболее распространены в промышленности 1) инерционные, 2) сетчатые и 3) центробежные газосепараторы. Инерционные газосепараторы ( = 95 -99%, скорость газа Vr = 0, 2 -1, 0 м/с) различаются конструкцией пакетов пластин, их компоновкой и конфигурацией, а также расположением патрубков входа и выхода газа (Рис. 7). Для повышения производительности сепараторов пакеты пластин могут быть двухсекционными. Перспективны струнные пакеты, представляющие собой набор рамок с намотанной на них проволокой диаметром 0, 3 -0, 5 мм. Основное их применение - предварительное отделение газа от жидкости. В промышленности инерционные газосепараторы используют на установках низкотемпературной сепарации в качестве входных, промежуточных и концевых ступеней сепарации. Коэффициент эффективности сетчатых газосепараторов (Рис. 8) определяется в основном конструкцией сетчатых пакетов, их расположением в корпусе аппарата и может достигать 99, 5 -99, 8% при скоростях газа в 3 -5 раз больших, чем в гравитационных. Высокая эффективность этих газосепараторов обусловливается большой поверхностью контакта сепарирующих элементов с газожидкостным потоком. Вертикальные сетчатые газосепараторы применяют на промыслах в качестве концевых сепараторов в установках низкотемпературной сепарации, промежуточных и концевых сепараторов на ГПЗ, при очистке газа от жидкости перед подачей его на факел.

Рис. 7. Инерционный газосепаратор а - общий вид; б-д - типы каплеуловительной насадки б - уголковая; в желобчатая; г - жалюзийная с карманами для сбора частиц; д - жалюзийная с переменными геометрией и сечением каналов 1 - корпус; 2 распределительное устройство; 3 - пакеты каплеуловительной насадки; 4 - труба для отвода жидкости; 5 успокоительная решетка. Потоки: I - исходный газ; II - очищенный газ; III – жидкость

Рис. 8. Сетчатый газосепаратор 1 - корпус; 2 - сетчатый коагулятор; 3 - сетчатый отбойник ( «демистер» ); 4 - успокоительная решетка Потоки: I - исходный газ; II - очищенный газ; III - жидкость

В центробежных газосепараторах для преобразования поступательного движения потока во вращательное используют завихрители (Рис. 9). Основным преимуществом их является высокая рабочая скорость газа в корпусе центробежного элемента. Благодаря действию центробежных сил из газового потока можно выделить капли жидкости диаметром более 10 -20 мкм. Коэффициент эффективности газосепаратора при высоком давлении колеблется от 80 до 99%. Отдельные конструкции оснащены регулируемым завихрителем, предназначенным для поддержания эффективной скорости сепарации при изменении производительности и давления, в некоторых используют прямоточные центробежные элементы. Центробежные элементы снабжены каналами рециркуляции и могут обеспечить эффективную очистку газа при их расположении как горизонтальном, так и вертикальном (с движением потока сверху вниз или снизу вверх). Применяют в основном в качестве входных и промежуточных ступеней очистки на установках промысловой подготовки газа, а также на магистральных газопроводах Для очистки газожидкостной смеси со сравнительно небольшим содержанием газа используют блочные сепарационные установки, применяемые для сепарации нефти от газа в герметизированных системах сбора, транспортировки и подготовки нефти на промыслах. В каждую установку входят технологическая емкость, каплеотбойник (горизонтальный, инерционный газосепараторы со струнными пакетами) и депульсатор. Нефтегазовая смесь поступает от скважин в депульсатор, в котором свободный газ отделяется от нефти и, минуя технологическую емкость, отводится в каплеотбойник. Нефть из депульсатора поступает в технологическую емкость, где происходит гравитационная сепарация нефти от газа. Газ, выделившийся в емкости, также проходит через каплеотбойник.

Рис. 9. Центробежные газосепараторы а - с регулируемым завихрителем; б - с центробежными прямоточными элементами 1 - корпус; 2 - сетчатый отбойник; 3 — труба для отвода очищенного газа; 4 — диафрагма; 5 - регулируемый завихритель; 6 - центробежные элементы; 7 - труба для отвода жидкости; 8 - успокоительная решетка Потоки: I - исходный газ; II - очищенный газ; III - жидкость

Для очистки газожидкостной смеси со сравнительно небольшим содержанием газа используют блочные сепарационные установки, применяемые для сепарации нефти от газа в герметизированных системах сбора, транспортировки и подготовки нефти на промыслах. В каждую установку входят технологическая емкость, каплеотбойник (горизонтальный, инерционный газосепараторы со струнными пакетами) и депульсатор. Нефтегазовая смесь поступает от скважин в депульсатор, в котором свободный газ отделяется от нефти и, минуя технологическую емкость, отводится в каплеотбойник. Нефть из депульсатора поступает в технологическую емкость, где происходит гравитационная сепарация нефти от газа. Газ, выделившийся в емкости, также проходит через каплеотбойник.