[تجهیزات فرایندی] - جداکننده ها - separator

[P O U R I A]

در اصطلاحات نفتی، جدا کننده (separator) به مخازن تحت فشاری (pressure vessel) گفته می‌شود که برای جدا کردن سیالات تولیدی چاه‌های نفت و گاز به اجزای مایع و گازی به کار می‌روند. در تولید نفت، جداکننده یک مخزن بزرگ است که برای جدا سازی سیالات تولیدی (production fluids) به اجزای تشکیل دهنده خود شامل نفت، گاز و آب طراحی شده است.


عبارات زیر همگی به جدا کننده اشاره دارند: جدا کننده نفت و گاز (oil and gas separator)، جدا کننده (separator)، جدا کننده مرحله‌ای (stage separator)، تله (trap)، مخزن ناک‌آوت (knockout vessel)، درام ناک‌آوت (knockout drum)، تله ناک‌آوت (knockout trap)، ناک‌آوت آب (water knockout) یا ناک‌آوت مایع (liquid knockout)، محفظه فلش (flash chamber)، مخزن فلش (flash vessel)، تله فلش (flash trap)، جداکننده انبساطی (expansion separator)، مخزن انبساطی (expansion vessel)، اسکرابر (scrubber)، اسکرابر گازی (gas scrubber)، فیلتر (filter) و فیلتر گاز (gas filter).

---

دانلود مطالب بیشتر در مورد جداکننده ها :

تاپیک: جداکننده ها [ separators ]
​

 

[P O U R I A]

مخازن جدا کننده به طور معمول بر روی یک پلتفورم در نزدیکی سر چاه، منیفولد و یا مخزن به کار می‌روند و سیالات تولید شده در چاه‌های نفت و گاز را به مایع و گاز جدا می‌کنند. به طور کلی جداکننده‌های نفت و گاز شامل اجزا و ویژگی‌های زیر هستند:


1. یک مخزن که شامل قسمت‌های زیر است:

• دستگاه و/یا بخش جداسازی اولیه
• بخش ته‌نشینی گرانشی (gravity settling) یا جداسازی ثانویه
• استخراج‌کننده مه (mist extractor) برای حذف ذرات مایع کوچک از گاز
• خروجی گاز
• بخش ته نشینی یا جداسازی مایع برای حذف گاز و بخار از روغن؛ در یونیت‌های سه فازی، این بخش آب را نیز از نفت جدا می کند
• خروجی نفت
• خروجی آب در یونیت‌های سه فازی.

2. ظرفیت حجمی کافی مایع برای حذف سرج مایع (liquid surge) یا اسلاگ (slugs) از چاه‌ها و یا خطوط جریان.

3. قطر، ارتفاع و یا طول کافی مخزن برای امکان جداسازی بیش‌تر مایع از گاز؛ به طوری که استخراج‌کننده مه پر از آب نخواهد شد.

4. یک وسیله برای کنترل سطح روغن در جدا کننده که معمولا شامل یک دستگاه کنترل سطح مایع و یک شیر موتوری دیافراگمی (diaphragm motor valve) در خروجی گاز می‌شود.

5. یک شیر بک پرشر (backpressure) در خروجی گاز برای حفظ فشار ثابت در مخزن.

6. وسیله‌های اطمینان فشار.



جدا کننده‌ها بر اساس این اصل کار می‌کنند که سه جزء دارای دانسیته‌های مختلف هستند که به آن‌ها اجازه می‌دهد تا در زمان حرکت آرام لایه‌لایه شوند، به صورتی که گاز در بالا، آب در پایین و روغن در وسط باشد. هر گونه مواد جامد از قبیل شن و ماسه نیز در پایین جدا کننده ته نشین می‌شوند. کارکرد جداکننده‌های نفت و گاز را می‌توان به کارکردهای اولیه و ثانویه تقسیم کرد که در ادامه مورد بحث قرار خواهد گرفت.

 

[P O U R I A]

دسته بندی جداکننده‌های نفت و گاز بر اساس آرایش کاری


جداکننده‌های نفت و گاز دارای سه چیدمان اصلی هستند:

• جدا‌کننده‌های عمودی (vertical separators)
• جدا‌کننده‌های افقی (horizontal separators)
• جدا‌کننده‌های کروی (spherical separators).

جداکننده‌های عمودی می‌توانند دارای اندازه‌های از 10 یا 12 اینچ قطر و 4 تا 5 فوت درز به درز (seam to seam/S to S) تا 10 یا 12 فوت قطر و 15 تا 25 فوت درز به درز باشند.




جداکننده‌های افقی می‌توانند دارای اندازه‌های مختلفی باشند از 10 یا 12 اینچ قطر و 4 تا 5 فوت S به S تا 15 تا 16 فوت قطر و 60 تا 70 فوت S به S.



جداکننده‌های کروی معمولا در اندازه 24 یا 30 اینچ تا 66 تا 72 اینچ قطر موجود هستند.



جداکننده‌های افقی نفت و گاز با پوسته‌های تک تیوبی (monotube) یا دو تیوبی (dual-tube) تولید می‌شوند. دستگاه‌های تک تیوبی دارای یک پوسته استوانه‌ای و واحدهای دو تیوبی دارای دو پوسته استوانه‌ای موازی در بالای و پایین یکدیگر هستند. هر دو نوع از این دستگاه‌ها را می‌توان در کاربردهای دو فاز و سه فاز استفاده کرد. جدا کننده‌های نفت و گاز تک تیوبی معمولا به دلایل زیر بیش از دستگاه‌های دو تیوبی ترجیح داده می‌شوند:

• جداکننده‌های مونوتیوب نسبت به جداکننده‌های دوال تیوب با قیمت مشابه، دارای مساحت بیش‌تری برای جریان گاز و همچنین سطح تماس بیش‌تری بین نفت و گاز هستند.
• جدا کننده‌های تک لوله‌ای معمولا زمان ماند (retention time) طولانی‌تری ایجاد می‌کنند، زیرا مخزن مونوتیوب حجم بیش‌تری از نفت را نسبت به جداکننده دوال تیوب در خود نگه می‌دارد.
• تمیزکاری جداکننده مونو تیوب نسبت به دستگاه دوال تیوب آسان‌تر است.
• در آب و هوای سرد، به احتمال زیاد انجماد در دستگاه‌های مونو تیوب مشکلات کم‌تری ایجاد می‌کند، زیرا مایع معمولا در تماس نزدیک با جریان گرم گازی است که در جداکننده جریان دارد.
• به طور معمول طرح تک تیوبی فضای کم‌تری نسبت به یک دستگاه دو لوله‌ای اشغال می‌کند.

 

[P O U R I A]

دسته‌بندی جداکننده‌ها بر اساس عملکرد


سه نوع آرایش جداکننده‌ها برای کارکردهای دو فازی و سه فازی موجود می‌باشد. در واحدهای دو فازی، گاز از مایع جدا می‌شود و گاز و مایع به صورت جداگانه تخلیه می‌گردند. جداکننده‌های نفت و گاز از نظر مکانیکی به صورتی طراحی شده‌اند که اجزای مایع و گاز در یک دما و فشار خاص از بخار هیدروکربنی جدا شوند.


در جداکننده سه فاز، سیال چاه به گاز، نفت و آب جدا می‌شود و سه سیال به طور جداگانه تخلیه می‌شوند. بخش جداسازی گاز از مایع در جدا کننده‌ها با حداکثر اندازه خروج قطرات با استفاده از معادله سودرز-براون (Souders–Brown equation) با فاکتور K مناسب تعیین می‌شود. بخش جداسازی نفت و آب دارای گنجایش مناسب برای یک زمان ماند است که توسط داده‌های آزمایشگاهی، روش‌های عملیاتی پایلوت و یا تجربه کاری به دست آمده است. در حالتی که زمان ماند در دسترس نیست، زمان ماند توصیه شده برای جدا کننده سه فاز در API 12J به کار می‌رود. روش‌های سایزینگ با فاکتور K و زمان ماند، سایز مناسب برای جداکننده را مشخص می‌کنند.

 

[P O U R I A]

دسته‌بندی جداکننده‌ها بر اساس فشار کاری

جداکننده‌های نفت و گاز می‌توانند در فشارهای متغیر از خلاء بالا تا 4000 تا 5000 psi کار کنند. بیش‌تر جداکننده‌های نفت و گاز در محدوده فشار از 20 تا 1500 psi کار می‌کنند. جداکننده‌ها را می‌توان به فشار پایین، فشار متوسط و یا فشار بالا تقسیم کرد. جداکننده‌های کم فشار معمولا در فشار 10-20 تا 180-225 psi کار می‌کنند. جداکننده‌های فشار متوسط معمولا در فشارهای 230-250 تا 600-700 psi کار می‌کنند. جداکننده‌های پر فشار به طور کلی در محدوده فشار از 750 تا 1500 psi کار می‌کنند.

---

دسته‌بندی جداکننده‌ها بر اساس کاربرد

جدایی‌کننده‌های نفت و گاز را می‌توان بر حسب کاربرد به عنوان جدا کننده تست (test separator)، جداکننده تولید (production separator)، جدا کننده کم دما (low temperature separator)، جداکننده اندازه‌گیری (metering separator)، جداکننده مرتفع (elevated separator) و جدا کننده مرحله‌ای (stage separator) مانند مرحله اول، مرحله دوم، و غیره دسته‌بندی کرد.


جداکننده تست

جدا کننده تست برای جدا کردن و اندازه‌گیری سیالات چاه استفاده می‌شود. جدا کننده تست به عنوان تست‌کننده چاه (well tester) و یا چک‌کننده چاه (well checker) نیز شناخته می‌شود. جداکننده‌های تست می‌توانند عمودی، افقی، یا کروی باشند. جداکننده‌های تست می‌توانند دو فاز یا سه فاز باشند. این جداکننده‌های تست می‌توانند به طور دائم نصب شده و یا قابل حمل بر روی تریلی و یا اسکید باشند. جداکننده‌های تست می‌توانند با انواع مختلفی از وسایل اندازه‌گیری نفت، گاز و/یا آب برای تست‌های احتمالی، آزمون‌های دوره‌ای تولید، تست‌های حاشیه‌ای چاه و غیره مجهز شده باشند.


جداکننده تولید

جدا کننده تولید برای جدا کردن سیالات تولیدی یک چاه، مجموعه‌ای از چاه‌ها و یا به صورت اجاره روزانه و یا دایمی استفاده می‌شوند. جداکننده‌های تولید را می‌توانند به صورت عمودی، افقی، یا کروی باشند. جداکننده‌های تولید می‌توانند دو فاز یا سه فاز باشند. جداکننده‌های تولید در محدوده اندازه 12 اینچ تا 15 فوت در قطر وجود دارند که بیش‌تر دستگاه‌ها از 30 اینچ تا 10 فوت در قطر موجود هستند. طول جداکننده‌های تولید در محدوده 6-70 فوت است که بیش‌تر در محدوده 10-40 فوت قرار دارند.


جداکننده کم دما

جدا کننده کم دما یک نوع خاص است که در آن سیال پر فشار چاه از طریق یک شیر کاهش فشار خفگی به داخل مخزن جت می‌شود، به طوری که دمای آن به شدت کاهش می‌یابد. کاهش دما به وسیله اثر ژول تامسون (Joule-Thomson effect) ناشی از انبساط سیال چاه در زمان عبور آن از شیر فشار شکن به جدا کننده به دست می‌آید. دمای کم‌تر جدا کننده باعث کندانس شدن بخار‌هایی می‌شود که در غیر این صورت در حالت بخار از جداکننده خارج می‌شدند. بنابراین مایعاتی که بازیافت می‌شوند نیاز به تثبیت (stabilization) دارند تا از تبخیر بیش از حد در مخازن ذخیره سازی جلوگیری شود.


جداکننده اندازه‌گیری

وظیفه جداسازی سیالات چاه به نفت، گاز و آب و نیز اندازه‌گیری مایعات را می‌توان در یک مخزن انجام داد. معمولا به این مخازن جداکننده‌های اندازه‌گیری گفته می‌شود و برای کاربردهای دو فاز و سه فاز موجود هستند. این دستگاه‌ها در مدل‌های ویژه‌ای موجود هستند که آن‌ها را برای اندازه‌گیری دقیق فوم و روغن‌های ویسکوز سنگین مناسب می‌سازد.

 

[P O U R I A]

وظایف اصلی جداکننده‌های نفت و گاز

وظایف اصلی جداکننده‌های نفت و گاز

وظایف اصلی جداکننده‌های نفت و گاز

جداسازی نفت از گاز زمانی شروع می‌شود که سیال از شکل‌گیری تولید به سوراخ چاه (well bore) جریان می‌یابد و به تدریج از طریق تیوبینگ (tubing)، خطوط جریان (flow lines) و تجهیزات سطحی (surface handling equipment) می‌گذرد. تحت شرایط خاصی، مایع و گاز موجود در سیال قبل از آن که به جداکننده نفت و گاز برسند می‌توانند به طور کامل به از هم جدا شوند. در چنین مواردی، مخزن جداکننده را می‌توان به عنوان یک فضای بزرگ در نظر گرفت که در آن گاز در بالا و مایع در پایین قرار می‌گیرد.


خروج نفت از گاز

تفاوت در دانسیته هیدروکربن‌های گازی و مایع می‌تواند باعث جدایی قابل قبول در جداکننده‌های نفت و گاز شود. با این حال، در برخی از موارد لازم است تا از دستگاه‌های مکانیکی که معمولا به آن‌ها مه گیر (mist extractor) گفته می‌شود، برای حذف غبار مایع از گاز قبل از این که از جداکننده خارج شوند استفاده شود. همچنین استفاده از ابزاری برای حذف گاز نامحلول در نفت قبل از خروج نفت از جداکننده می‌تواند مطلوب و یا حتی لازم باشد.


حذف گاز از نفت

ویژگی‌های فیزیکی و شیمیایی نفت و شرایط فشار و دمای آن، تعیین‌کننده میزان گازی است که به صورت محلول در آن وجود دارد. نرخ آزاد شدن گاز از یک نفت مشخص، تابعی از تغییر دما و فشار است. حجم گازی که یک جداکننده نفت و گاز از نفت خام حذف می‌کند، وابسته به شرایط زیر است:

1. خواص فیزیکی و شیمیایی نفت خام
2. فشار کاری
3. دمای کاری
4. نرخ جریان سیال
5. اندازه و آرایش جداکننده
6. عوامل دیگر.

هم زدن، حرارت، بفل‌های خاص، پک‌های مخلوط‌کننده، و مواد فیلتر کننده می‌توانند در حذف گازهای نامحلولی که در غیر این صورت ممکن است به دلیل ویسکوزیته و کشش سطحی نفت در آن گیر بیفتند، کمک کند. گاز را می‌توان به دلیل طبیعت گاز بودن، از بالای درام خارج کرد. نفت و آب به وسیله یک بفل در انتهای جداکننده که در ارتفاع نزدیک به محل تماس آب و نفت تنظیم می‌شود از هم جدا می‌شوند. این بفل اجازه می‌دهد که نفت به یک سمت سرریز کند، در حالی که آب در سمت نزدیک‌تر گیر می‌افتد. سپس می‌توان این دو مایع را به وسیله لوله از طرف‌های مربوطه در جداکننده خارج کرد. آب تولید شده دوباره به مخزن نفت تزریق، دفع و یا تصفیه می‌شود. سطح اصلی (سطح مشترک گاز و مایع) و سطح مشترک آب و نفت با استفاده از ابزار دقیق متصل به مخزن تعیین می‌شوند. ولو‌های روی خروجی نفت و آب برای اطمینان از این که سطح‌های تماس در محل بهینه خود برای کارکرد مناسب جداکننده هستند، کنترل می‌شوند. جداکننده تنها جداسازی اصلی را انجام می‌دهد. قطره‌های کوچک‌تر آب توسط گرانش ته نشین نمی‌شوند و در جریان نفت باقی می‌مانند. به طور معمول نفت از جدا کننده به یک coalesce می‌رود تا محتوای آب آن کاهش بیش‌تری یابد.


جداسازی آب از نفت

تولید آب همراه با نفت همچنان به صورت یک مشکل برای مهندسان و تولیدکنندگان نفت باقی مانده است. از سال 1865 که آب همراه با هیدروکربن‌ها تولید شد، یک چالش بزرگ در صنعت ایجاد کرده است که چگونه سیال ارزشمند را از دور ریختنی جدا کنیم. از نظر تاریخی، جداسازی آب بیش‌تر ناقص و تجملی بوده است. آب تولید شده ارزش اقتصادی کمی دارد و تولید کننده مجبور به صرف هزینه‌های اضافی برای دفع آب تولیدی می‌شود. امروزه میدان‌های نفتی بیش‌تر از نفت، آب همراه با نفت تولید می‌کنند. همراه با افزایش تولید آب، پردازش امولسیون و دیسپرسیون آن سخت‌تر است. در برخی موارد بهتر است آب را قبل از عبور آن از کاهش‌دهنده‌های فشار، مانند ولوها از سیال چاه جدا کنیم. چنین روش جداسازی آبی می‌تواند از بروز مشکلاتی که می‌تواند به وسیله آب در پایین‌دست (downstream) ایجاد شود، مانند خوردگی در حضور آب جلوگیری کند. خوردگی معمولا در دماهای بالا و همچنین در حضور اسیدها و نمک‌ها شتاب می‌گیرد. عوامل دیگری که در حذف آب از نفت موثر هستند عبارت‌اند از تشکیل هیدرات و تشکیل یک امولسیون نزدیک که جدا کردن آن به نفت و آب مشکل است. آب را می‌توان در یک جداکننده سه فاز با استفاده از مواد شیمیایی و جدایی گرانشی از نفت جدا کرد. اگر جداکننده سه فاز برای جدا کردن مناسب آب به اندازه کافی بزرگ نباشد، می‌توان آن را در یک مخزن ناک‌آوت (knockout vessel) بدون آب که در بالادست یا پایین دست جدا کننده نصب شده است از هم جدا کرد.

 

[P O U R I A]

وظایف ثانویه جدا کننده‌های نفت و گاز

وظایف ثانویه جدا کننده‌های نفت و گاز

وظایف ثانویه جدا کننده‌های نفت و گاز

نگهداری فشار بهینه در جدا کننده

در یک جدا کننده نفت و گاز، برای انجام وظایف اصلی فشار باید به صورتی نگهداری شود که مایع و گاز را بتوان به سیستم‌های مربوطه خود جمع‌آوری و تخلیه کرد. فشار در جدا کننده با استفاده از یک شیر بک پرشر گاز (gas backpressure valve) در هر جدا کننده و یا یک شیر اصلی بک پرشر که فشار را در مرز دو یا چند جدا کننده کنترل می‌کند، حفظ می‌شود. فشار بهینه‌ای که باید در یک جدا کننده حفظ شود، فشاری است که باعث بیش‌ترین نتیجه اقتصادی از فروش از هیدروکربن‌های گازی و مایع می‌شود.


نگهداری آب‌بندی مایع در جدا کننده

برای حفظ فشار در یک جداکننده، باید آب‌بندی مایع (liquid seal) در بخش پایینی مخزن برقرار باشد. این آب‌بندی مایع از اتلاف گاز همراه با نفت جلوگیری می‌کند و نیاز به استفاده از یک دستگاه کنترل سطح مایع (liquid-level controller) و یک ولو (valve) دارد.

 

[P O U R I A]

روش‌های مورد استفاده برای حذف نفت از گاز در جداکننده‌ها

روش‌های مورد استفاده برای حذف نفت از گاز در جداکننده‌ها

روش‌های مورد استفاده برای حذف نفت از گاز در جداکننده‌ها

جداسازی موثر نفت و گاز نه تنها از این نظر مهم است که اطمینان حاصل شود که کیفیت خروجی مورد نیاز به دست آمده است، بلکه از بروز مشکلات در تجهیزات فرآیندی پایین دستی و کمپرسورها (compressors) جلوگیری می‌کند. هنگامی که بخش عمده مایع با روش‌های مختلف خارج شد، قطرات مایع باقی مانده توسط یک دستگاه مه‌زدا (demisting device) جدا می‌شوند. تا همین اواخر تکنولوژی‌های اصلی مورد استفاده برای این کار شامل سایکلون‌های جریان معکوس (reverse-flow cyclones)، پدهای شبکه‌ای (mesh pads) و پک‌های پره‌ای (vane packs) بودند. دستگاه‌های جدیدتری با میزان بالاتر جداسازی گاز توسعه یافته‌اند که باعث کاهش بالقوه در اندازه مخزن اسکرابر (scrubber vessel) شده‌اند. در حال حاضر چندین مفهوم جدید در حال توسعه هستند که در آن‌ها مایعات در بالادست جدا کننده اولیه گاززدایی می‌شوند. این سیستم‌ها بر اساس تکنولوژی‌های سانتریفوژ و توربین (turbine) برای تجهیزات تولید شناور کار می‌کنند. در زیر برخی از راه‌هایی که در آن نفت را از گاز جدا می‌کنند ذکر شده‌اند.


اختلاف دانسیته یا جداسازی گرانشی

گاز طبیعی از هیدروکربن‌های مایع سبک‌تر است. ذرات ریز هیدروکربن‌های مایع که به طور موقت در یک جریان گاز طبیعی به حالت تعلیق در آمده‌اند، در صورتی که سرعت گاز به اندازه کافی آرام باشد، توسط اختلاف چگالی و یا نیروی گرانش از جریان گاز جدا می‌شوند. قطرات بزرگ‌تر هیدروکربن به سرعت از گاز جدا می‌شوند اما جدا شدن قطرات کوچک‌تر بیش‌تر طول می‌کشد. در شرایط استاندارد دما و فشار، قطرات هیدروکربن‌های مایع ممکن است دارای چگالی 400 تا 1600 برابر گاز طبیعی باشند. البته با افزایش فشار و دما، تفاوت دانسیته کاهش می‌یابد. درفشار 800 psig، هیدروکربن‌های مایع ممکن است تنها 6 تا 10 برابر دانسیته گاز را داشته باشند. بنابراین فشار کاری به شدت بر اندازه جدا کننده و اندازه و نوع مه زدای مورد نیاز برای جدا کردن کافی مایع و گاز تاثیر می‌گذارد. این واقعیت که قطرات مایع ممکن است دارای دانسیته 6 تا 10 برابر گاز باشند، نشان می‌دهد که قطرات مایع به سرعت ته نشین و از گاز جدا می‌شوند. با این حال این رخ نمی‌دهد چرا که ذرات مایع ممکن است آنقدر کوچک باشند تمایل به شناور شدن در گاز داشته باشند و در جداکننده‌های نفت و گاز در زمان کوتاه در جریان ته نشین نشوند. زمانی که فشار در جدا کننده افزایش می‌یابد، اختلاف دانسیته بین مایع و گاز کاهش می‌یابد. به همین دلیل مطلوب آن است که جداکننده‌های نفت و گاز در صورتی که با دیگر متغیرها، شرایط و الزامات فرآیند سازگار باشد، در فشار کم کار کنند.


صفحه برخورد

در جداکننده‌ها، جریان گاز حاوی قطرات ریز مایع با یک سطح برخورد می‌کند و مه مایع به سطح می‌چسبد و بر روی آن یکپارچه می‌شود. پس از به هم پیوستن قطرات مه به قطرات بزرگ‌تر، قطرات در اثر گرانش به بخش مایع مخزن حرکت خواهند کرد. اگر محتوای مایع در گاز بالا باشد و یا اگر ذرات مه بسیار ریز باشند، ممکن است چند سطح برخورد (impingement surfaces) پی در پی لازم باشد تا حذف مه به صورت رضایت بخش انجام شود.




تغییر جهت جریان

وقتی که جهت جریان یک جریان گاز شامل مه مایع به طور ناگهانی تغییر کند، اینرسی سبب می‌شود که مایع در جهت اصلی جریان به حرکت خود ادامه دهد. در نتیجه جداسازی غبار مایع از گاز می‌تواند در اثر تغییر جهت جریان و با دور شدن ذرات غبار مایع از جریان گاز انجام شود. مایع جدا شده می‌تواند بر روی یک سطح یکپارچه شود و یا به بخش مایع در پایین سقوط کند.


تغییر سرعت جریان

جداسازی مایع و گاز را می‌توان با افزایش و یا کاهش ناگهانی سرعت گاز انجام داد. در هر دو این شرایط از تفاوت در اینرسی گاز و مایع استفاده می‌شود. با کاهش سرعت، اینرسی بالاتر غبار مایع آن را به جلو و دور از گاز حمل می‌کند. پس از آن مایع می‌تواند بر روی یک سطح جمع و جذب به بخش مایع جدا کننده چکه کند. با افزایش سرعت گاز، اینرسی بالاتر مایع باعث می‌شود که گاز به دور از مایع حرکت کند و مایع به بخش مایع مخزن سقوط کند.



نیروی گریز از مرکز

اگر یک جریان گاز حامل غبار مایع با سرعت به اندازه کافی بالا در یک مسیر دایره‌ای حرکت کند، نیروی سانتریفوژ غبار مایع را به بیرون و به دیواره ظرف پرتاب می‌کند. در این صورت ذرات مایع به یکدیگر می‌پیوندند و قطرات به تدریج بزرگ‌تر تشکیل می‌دهند و در نهایت به بخش مایع زیر مخزن چکه می‌کنند. نیروی گریز از مرکز یکی از موثرترین روش‌های جداسازی غبار مایع از گاز است. با این حال برخی از طراحان جداکننده به یک نقطه ضعف اشاره کرده‌اند که در آن سطح آزاد مایع دوار دارای یک انحنا می‌شود که پایین‌ترین نقطه آن بر روی محور چرخش قرار دارد. این سطح کاذب ایجاد شده می‌تواند در تنظیم کنترل سطح مایع در جدا کننده ایجاد مشکل کند. این مساله تا حد زیادی با قرار دادن بافل‌های تنظیم‌کننده عمودی که از پایین جدا کننده تا بالای خروجی گسترش یافته‌اند رفع می‌شود. کارایی این نوع از حذف‌کننده مه با افزایش سرعت جریان گاز افزایش می‌یابد. بنابراین برای یک نرخ ورودی عملیاتی، یک جدا کننده سانتریفوژ (centrifugal separator) کوچک‌تر کفایت می‌کند.

 

[P O U R I A]

روش‌های مورد استفاده برای حذف گاز از نفت در جداکننده‌ها

روش‌های مورد استفاده برای حذف گاز از نفت در جداکننده‌ها

روش‌های مورد استفاده برای حذف گاز از نفت در جداکننده‌ها

به دلیل قیمت‌های بالای گاز طبیعی، استناد شدید به اندازه‌گیری هیدروکربن‌های مایع و دلایل دیگر، حذف تمام گاز نامحلول از نفت خام در زمان فرآوری میدانی (field processing) اهمیت زیادی دارد. در ادامه، روش‌های مورد استفاده برای حذف گاز از نفت خام در جداکننده‌های نفت و گاز مورد بحث قرار گرفته‌اند.


ته نشینی

گاز غیر محلول موجود در نفت خام در صورتی که زمان کافی پیدا کند، به کمک ته نشینی از نفت جدا می‌شود. افزایش زمان ماند (retention time) برای یک حجم از مایع ورودی، نیازمند افزایش در اندازه مخزن و/ یا افزایش عمق مایع در جدا کننده است. افزایش عمق نفت در جدا کننده ممکن است به افزایش خروج گاز نامحلول در نفت منجر نشود چرا که انباشت نفت ممکن است از آزاد شدن گاز جلوگیری کند. معمولا میزان بهینه حذف گاز از نفت زمانی به دست می‌آید که توده نفت در جدا کننده نازک باشد و به عبارتی نسبت سطح به حجم نفت، بالا باشد.



ایجاد تلاطم

تلاطم ملایم و کنترل شده که می‌تواند به صورت حرکت نفت خام با نیروی ناگهانی تعریف شود، معمولا در خارج کردن گاز نامحلولی که ممکن است به صورت مکانیکی و در اثر کشش سطحی و ویسکوزیته نفت در آن گیر افتاده باشد، مفید است. تلاطم معمولا باعث می‌شود که حباب‌های گاز به هم بپیوندند و در زمان کوتاه‌تری از نفت جدا شوند.


حرارت‌دهی

گرم کردن باعث کاهش کشش سطحی و ویسکوزیته نفت و در نتیجه کمک به آزاد شدن گازی می‌شود که به صورت هیدرولیکی در نفت قرار گرفته است. موثرترین روش برای گرم کردن نفت خام، عبور آن از یک حمام آب گرم است. جریان رو به بالای نفت در حمام آب باعث ایجاد یک تلاطم خفیف می‌شود که در به هم پیوستن و جدا کردن حباب‌های گاز در جریان نفت مفید می‌باشد. حمام آب گرم احتمالا موثرترین روش برای خارج کردن حباب‌های فوم از نفت خام می‌باشد. حمام آب گرم در بیش‌تر جداکننده‌های نفت و گاز عملی نیست، اما حرارت را می‌توان به وسیله هیترها یا مبدل‌های حرارتی (heat exchangers) شعله‌ای مستقیم یا غیر مستقیم به نفت اضافه کرد.


نیروی گریز از مرکز

در اثر نیروی گریز از مرکز، نفت سنگین‌تر به خارج از گرداب پرتاب می‌شود، در حالی که گاز بخش داخلی گرداب را اشغال می‌کند. یک گرداب با شکل و اندازه درست امکان حرکت رو به بالای گاز و جریان رو به پایین مایع را فراهم می‌کند.