1209

Модернизация система сбора и подготовки нефти и газа. Модернизация горизонтального сепаратора и привода задвижки-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 172252
Дата закачки: 08 Августа 2016
Продавец: nakonechnyy.1992@list.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Модернизация система сбора и подготовки нефти и газа. Модернизация горизонтального сепаратора и привода задвижки-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
2 Сепараторы для промысловой подготовки нефти

2.1 Основное назначение нефтегазовых сепараторов

Нефтегазовые сепараторы служат для получения нефтяного газа, выделившегося из нефти при ее движении по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору, и используемого как ценное химическое сырье или как топливо; уменьшения перемешивания нефтегазоводяного потока и снижения гидравлических сопротивлений в трубопроводах; разложения и отделения от нефти образовавшейся пены; предварительного отделения воды от нефти при добыче нестойких или разрушенных в трубопроводе нефтяных эмульсий; существенного снижения пульсаций при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до УПН.
Последний фактор оказывает существенное влияние на стабильность работы УПН и УПВ. Если значительно не снизить или не исключить пульсацию давления в первой ступени сепарации, расположенной на БДНС 12 (см. рисунок 1.4), то она будет передаваться оборудованию УПН и УПВ и последнее будет работать с перегрузкой или недогрузкой, т. е. нестабильно, а это значит, что подготовка нефти и воды на этих установках не будет отвечать ГОСТу.

2.2 Выбор оптимального числа степеней сепарации

Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан, вообще говоря, с довольно сложными расчетами при использовании констант равновесия, и поэтому здесь он не приводится. Однако, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступеней сепарации, необходимо рассмотреть здесь два способа разгазирования нефти – дифференциальный и контактный – и показать, каким из них лучше всего пользоваться при решении этого вопроса.
На рисунке 2.1., а приведена схема многоступенчатой сепарации с условным выделением и отводом за пределы сепаратора смеси отдельных компонентов газа на каждой ступени, т. е. показано дифференциальное разгазирование нефти, характеризующееся постепенным снижением давления (р1 р2, ... , рn), начиная от давления насыщения рн, когда весь газ в нефти растворен, а на рисунке 1.2 б – одноступенчатое (контактное) разгазирование нефти, при котором происходит резкое понижение давления от рн до рп и одноразовый отвод из сепаратора всего выделившегося из нефти газа.



1 — контактное; 2 — дифференциальное разгазирование нефти
Рисунок 2.1 – Схемы многоступенчатой (дифференциальной) (а), одноступенчата (контактной) (б) сепарации газа от нефти и количество газа, выделившегося при этих способах разгазирования (в):

Условно показано также количество поступающей нефти на первую ступень сепарации (Gм) и количество выходящей нефти Gм на последней ступени сепаратора при дифференциальном и контактном разгазировании. Количество нефти, перешедшей на каждой ступени в газовую фазу, на схемах показано штриховкой.
Анализ рисунков показывает, что при дифференциальном многоступенчатом) разгазировании получается больше нефти (См=98 т), чем при контактном (одноступенчатом) (Gм=95 т. (см. рисунок 1.2, а и б), а газа, наоборот – при дифференциальном меньше (кривая 2), чем при контактном (кривая 1) (см рисунок 1.2, в).
Объясняется это тем, что при дифференциальном разгазировании понижение давления в каждой ступени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет за собой плавное выделение небольших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод смеси этих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.
При этом практически все ступени сепараторов работают при равновесных условиях, характеризующихся равенством каждого легкого компонента углеводородного газа, находящегося в нефти и газовой фазе.
При контактном разгазировании нефти в сепараторе происходит, наоборот, резкое снижение давления, в результате чего нефть «кипит», при этом бурно выделяются легкие углеводороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых, которые при нормальных условиях (р = 0,101 МПа и t = 0°С) являют жидкостями. Этим, собственно, и объясняется, что при контактном разгазировании получается меньше нефти, чем при дифференциальном (см. рисунок 2.1, а, в).
Из этого следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживаются давление насыщения рн или высокие давления (3 – 4 МПа), то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию (6 – 8 ступеней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую сепарацию нефти от газа с давлениями: на первой ступени – 0,6 МПа, на второй – 0,15 – 0,25 МПа и на третьей – 0,02 МПа, а иногда даже вакуум. Третья ступень сепаратора – концевая, является исключительно важной и ответственной, поскольку из нее нефть поступает в парк товарных резервуаров.
Согласно ГОСТу нефть в товарных резервуарах должна находиться с упругостью паров 0,06 МПа, что практически можно достигнуть только при горячей ступени сепарации или созданием на третьей ступени вакуума.

2.3 Сепараторы, их типы, конструкция и работа

В практике широко используют сепараторы трех основных видов: вертикальные, горизонтальные (также можно использовать горизонтальные сепараторы двухкорпусного типа) и сферические. Каждый из видов имеет свои специфические преимущества, а выбор сепаратора зависит от желаемого результата при возможно низких затратах.
Вертикальный сепаратор часто используют для потоков с газовым фактором от низкого до среднего. Его можно оборудовать конусообразным днищем при наличии песка. Вертикальный сепаратор занимает меньше места, что имеет важное значение на морских платформах. Однако, вследствие того, что восходящий поток газа противостоит падающим каплям жидкости, вертикальный сепаратор той же производительности является более громоздким,
В большинстве случаев горизонтальный сепаратор имеет значительные экономические преимущества по сравнению с вертикальным. Он имеет гораздо большую площадь раздела газа и жидкости, большую производительность по жидкости, обеспечивая более длительное время удержания жидкости, и длинную с перегородками секцию сепарации газа, что обеспечивает более высокую скорость газа. Горизонтальные сепараторы используют для вспенивающихся потоков или в качестве сепараторов для разделения жидкостей.
Горизонтальные сепараторы легче обвязывать, эксплуатировать, монтировать в блочном исполнении. Кроме того, несколько сепараторов можно укладывать «штабелем» для различных ступеней сепарации, что дает экономное использование занимаемого места.
Газовый поток в горизонтальном сепараторе направлен горизонтально, и, следовательно, не противодействует оседающим частицам жидкости, как это имеет место в вертикальном сепараторе.
Сдвоенный (двухкорпусный) сепаратор имеет все преимущества обычного горизонтального сепаратора, плюс более высокая производительность по жидкости. Поступающая жидкость в свободном состоянии сразу же дренируется из вышележащей секции в нижележащую секцию.
Сферическая конструкция сепаратора характеризуется компактностью и относительно легко обслуживается, а также обладает хорошими дренажными и очистительными характеристиками. Толщина стенки сферического сосуда значительно меньше, чем цилиндрического, при том же расчетном давлении. Это приводит к тому, что сферические сепараторы можно применять для определенных условий, в частности при высоком газовом факторе и при высоком давлении, до 12 МПа и выше. Для использования при низком давлении и малом объеме, сферическая конструкция сепаратора не имеет существенных преимуществ по массе и стоимости.
В нефтяных сепараторах любого типа различают четыре сек¬ции, которые нагляднее всего можно показать в сепараторе вертикального типа (рисунок 2.2).
Основная сепарационная секция (см. рисунок 2.2) служит для интенсивного выделения из нефти газа. На работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения давления, температура в сепараторе, физико-химические свойства нефти, и особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор (радиальное, тангенциальное, использование различного рода насадок – проволочной сетки, диспергаторов, турбулизирующих ввод газонефтяной смеси с предварительным отделением газа от нефти).
Осадительная секция (см. рисунок 2.2, II), в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т. е. эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.


I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция; III – секция сбора нефти; IV – секция каплеуловительная: 1 – ввод продукции скважин; 2 – раздаточный коллектор; 3 – регулятор уровня «до себя»; 4 – каплеуловительная насадка; 5 – предохранительный клапан;. 6 – наклонные плоскости; 7 – датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 – исполнительный механизм; 9 – патрубок; 10 – предохранительный клапан; 11 – водомерное стекло; 12 – отключающие краники; Gy – масса газовых пузырьков, уносимых с нефтью из сепаратора; 13 – дренажная трубка. Рисунок 2.2. Общий вид вертикального сепаратора:

Секция сбора нефти (см. рисунок 2.2, III), занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом – в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.
Каплеуловительная секция (см. рисунок 2.2, IV), расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.
Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции IV, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти III. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.
Эффективность работы сепараторов, устанавливаемых на площадях газовых и газоконденсатных месторождений, оценивается обычно только первым показателем, т. е. количеством капельной взвеси, уносимой газом за пределы сепаратора. Поэтому требования, предъявляемые к нефтяным сепараторам и сепараторам природного газа, должны быть разными.
Сепаратор с жалюзийной насадкой (см. рисунок 2.2) работает следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 1 к раздаточному коллектору 2, имеющему па всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 6, увеличивающие путь движения нефти и способствующие тем самым выделению окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 4, стекают в поддон и по дренажной трубе 13 направляются в нижнюю часть сепаратора.
В сечении жалюзи условно показаны две капли нефти: большая а, которая, пройдя две гофры, прилипает к стенке жалюзи и. стекает по стенке вниз, и мелкая b, пролетевшая с потоком газа все гофры, не прилипнув ни к одной из них.
Каплеулавливающая насадка 4 может быть различной конструкции. Работа ее должна основываться на следующих принципах: столкновении потока газа с различного рода перегородками; изменении направления и скорости потока; использовании центробежной силы; использовании коалесцирующей набивки (различного рода металлических сеток).
Перегородки 10 в сепараторе служат для успокоения уровня при пульсирующей подаче продукции скважин, а датчик регулятора уровня поплавкового типа 7 с исполнительным механизмом 8 – для циклического вывода нефти из корпуса сепаратора. Через патрубок 9 с установленной на нем задвижкой сбрасывается скопившаяся грязь. В верхней части сепаратора располагается предохранительный клапан 5, рассчитанный на сбрасывание газа при достижении в сепараторе давления выше нормы, предусмотренной технологическими процессами. На газовом патрубке сепаратора имеется также регулятор давления «до себя» 3, поддерживающий необходимое давление в корпусе сепаратора.
В нижней части корпуса сепаратора устанавливается водомерное стекло 11 с отключающимися краниками 12, предназначенное для измерения количества подаваемой жидкости.

2.4 Сепараторы первой ступени

В настоящее время на нефтяных месторождениях применяются сепараторы, существенно отличающиеся по своим конструктивным признакам и особенностям. Однако далеко не все они получили широкое распространение на промыслах. На давно разрабатываемых месторождениях (30 лет и выше) такие аппараты называются трапами.
Рассмотрим те из них, которые сравнительно широко применяются и отвечают всем требованиям, которые к ним предъявляются.
Для сепарации нефти от газа на первой ступени хорошо зарекомендовал себя сепаратор с предварительным отбором газа (рисунок 2.3). Работает данный сепаратор следующим образом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным трубопроводам 1 и 2. Наклон трубопровода 1 может колебаться в пределах 30 – 40°, а трубопровода 2 – 10 – 15°. К трубопроводу 2 вертикально привариваются три-четыре газоотводных трубки 3 диаметром 50 – 100 мм. Верхние концы этих трубок приварены к сборному коллектору (депульсатору) газа 5, подводящего этот газ к корпусу каплеуловителя 8, в котором устанавливается выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Капельки нефти, уносимые основным потоком газа по сборному коллектору 5, проходя жалюзийную кассету 7 (или любую другую), прилипают к стенкам жалюзи и, скапливаясь на них, в виде сплошной пленки стекают вниз в корпус сепаратора. Из корпуса каплеуловителя 8 газ направляется в эжектор 9, а из него под собственным давлением 0,6 МПа – на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Нефть, освобожденная от основной массы газа в трубопроводе 2, поступает в корпус сепаратора, в котором установлены сплошная перегородка 14, успокоитель уровня 13 и две наклонные плоскости 10, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесцировать и выделиться в наклонном трубопроводе 2. Выделившийся из нефти газ на нижней плоскости 10 проходит отвод и вместе с газом, выделившимся на верхней плоскости поступает в эжектор 9 и транспортируется также на НПЗ.
Для вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемер поплавкового типа 11 с исполнительным механизмом 12.


1 и 2 - наклонные трубопроводы; 3 - газоотводные трубки; 4 - вертикальный трубопровод; 5 - сборный коллектор (депульсатор) газа; 6 - перфорированная перегородка; 7 - жалюзийная кассета; 8 – каплеуловитель; 9 – эжектор;
Рисунок 2.3 - Схема сепаратора первой ступени с предварительным отбором газа:

Нефти средней (3-10-3 Пас) и особенно высокой (0,1 Пас вязкости, а также нефти, склонные к пенообразованию, в данном сепараторе от газа практически не отделяются. Неудовлетворительное разделение газа от жидкости в таком сепараторе происходит также и в том случае, если нефть обводняется и в сепаратор поступает стойкая водонефтяная эмульсия высокой, как правило, вязкости.
Для обводненных нефтей обычно применяют различные сепараторы

2.5 Сепараторы трехфазные

Пластовая вода, добываемая вместе с нефтью, может находиться в потоке в виде отдельной фазы или в виде, как правило, стойкой эмульсии в зависимости от степени перемешивания.
Для отделения нефти от воды и газа в том и другом случае применяют так называемые трехфазные сепараторы (рисунок 2.4) или установки с предварительным сбросом воды (УПС). Эти сепараторы работают, как правило, под давлением 0,6 МПа и устанавливаются или на БДНС 12 (см. рисунок 1.4), обеспечивая транспортирование выделившегося газа из нефти до ГПЗ под собственным давлением, или на УПН. Они предназначаются для сброса свободной пластовой воды, сепарации газа от нефти, а также для разделения потока продукции (частично обводненной нефти) перед подачей ее на установки подготовки нефти. Особенностью таких аппаратов (см. рисунок 2.4) является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного 3 и отстойного, сообщающихся между собой через каплеобразователь 12.


1 – патрубок; 2 - регулятор давления «до себя»; 3 - сепарационный отсек; 4, 5 – клапаны; 6 - дырчатый сборник нефти; 7 - верхний патрубок; 8 - датчик регулятора уровня поплавкового типа; 9 - исполнительный механизм; 10 - сборник воды; 11 - дырчатый распределитель эмульсии 12 – каплеобразователь;
Рисунок 2.4 Трехфазный сепаратор:

Сепаратор работает следующим образом. Смесь, нефти, воды и газа по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек 3, в котором поддерживается, как и в отстойном отсеке, постоянное давление с помощью регулятора давления «до себя» 2. Отсепарированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с небольшим количеством газа из сепарационного отсека 3 по каплеобразователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7 отводится на УПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбрасывается из корпуса сепаратора в резервуар-отстойник или под собственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор поступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь 12 подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации разрушения этой эмульсии. Сброс отделившейся воды от нефти осуществляется через исполнительный механизм 9 и сборник воды 10 (4, 5 – клапаны).
В корпусе сепаратора имеется дырчатый распределитель эмульсии 11 и дырчатый сборник нефти 6, предназначенные соответственно для равномерного распределения эмульсии по всему сечению аппарата и сбора нефти .

2.6 Сепараторы концевые

После УПН на последнюю ступень сепараторов нефть, как правило, поступает с высокой температурой (40 – 60 °С), и в выделяющихся из нее газах содержится много пентановых и гексановых (бензиновых) фракций, являющихся при нормальных условиях (р = 0,101 МПа и t = 0°С) жидкостями.
Газ, выделившийся из нефти в концевых сепараторах, имеет ценные сырьевые качества, высокую калорийность, но из-за низкого давления, не превышающего, как правило, 0,05 МПа, и отсутствия компрессоров для его компрессирования сжигается в факелах или, в лучшем случае, идет на бытовые нужды. В концевом сепараторе должны доизвлекаться все легкие углеводороды (С1 – С4), являющиеся при нормальных условиях газами, в то время как тяжелые углеводороды (С5—С6) должны оставаться в нефти и транспортироваться на НПЗ.
После концевых сепараторов нефть с указанной выше температурой поступает в парк товарных резервуаров, не имеющих, как правило, плавающих крыш и понтонов. Если этой нефти будут содержаться углеводороды в виде растворенных или окклюдированных газов (С2Н6, С3Н8, С4Н10), то это может вызвать загазованность территории резервуаров товарного парк (ТП), отравление людей (особенно, если в смеси этих газов буде находиться сероводород Н2S) и возможность возникновения пожаров и наконец, разрушение крыш резервуаров при интенсивном выделении в них неотсепарированных углеводородов в концевых сепараторах.
В настоящее время в качестве концевых сепараторов рекомендуется применять такие, после которых нефть не содержала бы легкие углеводороды, являющиеся при нормальных условиях газами. Один из таких сепараторов (рисунок. 2.5, а) работает следующим образом.
Товарная нефть после УПН по нефтепроводу 1 подается в раздаточный коллектор 2 с форсуночными разбрызгивателями 3, предназначенными для диспергирования (дробления) капель нефти с целью увеличения их поверхности контакта с газовой средой. Мелкодисперсные капельки нефти, оседая в газовой среде, попадают на каплеуловительную сетку (жалюзи) 4 и стекают с нее в виде струек или крупных капель. Дегазированная нефть из концевого сепаратора в товарные резервуары отводится самотеком по нефтепроводу 12 при срабатывании датчика поплавкового типа и открытии исполнительного механизма 13.


а – с поплавковым уровнемером; б – с шибером: 1 – нефтепровод; 2 - раздаточный коллектор; 3 - форсуночный разбрызгиватель; 4 - каплеуловительная сетка (жалюзи); 5 – отвод; 6 и 8 – газопроводы; 7 - эжектор; 9 - оребренный холодильник; 10 - электродвигатель; 11 – сепаратор; 12 - самотёчный нефтепровод; 13 - исполнительный механизм.
Рисунок 2.5 – Концевые сепараторы:

Дегазирование нефти в концевом сепараторе осуществляется, как указывалось выше, при высоких температурах, и в газ переходит значительное количество пентановых и гексановых (бензиновых) фракций, которые должны быть извлечены из этого газа. Много этих фракций содержится также во второй ступени сепарации, газ после которой по газопроводу 6 подводится к эжектору 7, служащему в данном случае в качестве компрессора.
Рабочим агентом в эжекторе является газ, поступающий по газопроводу 6 с давлением около 0,3 МПа, который, выходя из сопла с большой скоростью, создает условия (вакуум) для дополнительного выделения из нефти газа и возможности транспортирования его по отводу 5 из концевого сепаратора.
Из эжектора 7 смесь газов с рабочим и низким давлением со значительным количеством тяжелых углеводородов поступает в оребренный холодильник 9, температуру в котором желательно .поддерживать на уровне 0°С.
При этой температуре пентаны и гексаны конденсируются и поступают вместе с газом, содержащим только легкие углеводороды (С1 – С4, в сепаратор 11, где происходит их разделение.
Применение описанных концевых сепараторов существенно ускоряет наступление равновесного состояния между фазами (нефтью и газом), сокращает время пребывания нефти в сепараторе и интенсифицирует процесс подготовки ее. Кроме того, глубокое извлечение углеводородов в концевых сепараторах, являющихся газами при нормальных условиях по описанной выше технологии, гарантирует минимальные потери легких углеводородов на всем пути от промысла до НПЗ.
Для охлаждения газа в оребренных холодильниках 9 в условиях северных месторождений, где температура воздуха в течение десяти месяцев держится в среднем на уровне минус 20 °С, могут служить вентиляционные установки, приводимые электродвигателем 10, в летнее время – холодильные машины. Без применения холодильных машин или компрессорной станции, транспортирующей «жирные» газы на ГПЗ, будут происходить большие потери легких фракций нефти как в товарных парках промыслов, так и в резервуарах магистральных газопроводов.
Для отвода нефти из концевого сепаратора может быть уста¬новлен исполнительный механизм 13, работающий От уровнемера поплавкового типа. Часто такие исполнительные механизмы 13 и уровнемеры поплавкового типа из-за отложений парафина, солей и других причин работают нечетко, в связи с чем нарушается тех¬нологический режим сепаратора, что требует постоянного внима¬ния операторов за работой этих механизмов.
Конструкция приспособления по поддержанию постоянного уровня нефти в концевых ступенях сепараторов, лишенная описанных выше недостатков (рисунок 2.5, б), работает следующим образом Товарная нефть из концевых сепараторов 4, установленных на пьедесталах 3, по самотечным нефтепроводам 2 поступает в сборный коллектор 1, на котором установлен общий стояк 11 с расширительной камерой.
В расширительной камере 9 установлены направляющие 8, по которым перемещается шибер 7 с помощью тяги 6 и штурвала 5. Поднимая или опуская шибер 7, изменяется проходное сечение для перепуска нефти, поступающей из концевых сепараторов 4 сообщающийся отвод 10, благодаря чему изменяется и уровень в этих сепараторах. Таким образом, изменением положения одного шибера 7 можно достигать одновременного одинакового изменения уровней во всех параллельно работающих сепараторах. Разность уровней в концевых сепараторах 4 и расширительной камере 9 определяется гидравлическими сопротивлениями, возникающими при течении нефти по нефтепроводам 1, 2 и 11, и степенью открытия шибера 7.
Строго говоря, на приведенной схеме в концевых сепаратора) уровни нефти должны быть разными: в крайнем левом – самый высокий, в среднем – пониже и в крайнем правом – самый низкий, если диаметры самотечных нефтепроводов 2 одинаковые и поступление нефти в эти сепараторы одинаковое. Отвод 10, как и нефтепроводы 2, работает на самоизливе за счет разности уровней нефти в концевых сепараторах 4 и в резервуарах товарного парка. Поэтому концевые сепараторы 4, как правило, поднимаются над поверхностью земли на высоту 14 – 15 м, а максимальные уровни нефти в резервуарах товарного парка поддерживаются на высоте 11 - 12 м, что обеспечивает необходимую пропускную способность самотечных нефтепроводов 1, 2, 10 и 11.

2.7 Сепараторы центробежные

К этому типу относятся двухфазные и реже трехфазные сепараторы, обеспечивающие эффективную сепарацию нефти от газа вследствие изменения направления потока и применения механических каплеуловителей газа (рисунок 2.6). Сепараторы этого типа широко применяются на «Спутниках» для отделения нефти от газа при измерении их количества по каждой скважине.
Принцип их работы следующий. Нефтегазовая смесь сначала поступает тангенциально в гидроциклонную головку 2, сечение которой показано на том же рисунке. За счет центробежной силы, возникающей в гидроциклонной головке, нефть отбрасывается на стенку этой головки, а газ, как более легкий, сосредоточивается в центральной ее части. За счет козырька 1 из гидроциклонной головки 2 газ и нефть поступают раздельно. Нефть по сливной полке 4 самотеком направляется на разбрызгиватель 6, выполненный в виде уголков, а затем поступает в нижнюю емкость 14 на сливную полку 12 и стекает с нее с левой стороны успокоителя уровня 13. Перетекая через кромку успокоителя уровня 13, нефть скапливается в нижней емкости 14, в результате чего уровень этой нефти поднимается. Уровень нефти в нижней емкости 14 поднимается до тех пор, пока с помощью тяги 10 заслонка 5 не повернется на нужный угол и не перекроет сброс газа в газовую линию. После чего в верхней 3 и нижней 14 емкостях сепаратора давление повысится и при открытом исполнительном механизме 11 нефть пройдет через него. Для контроля за количеством прошедшей нефти через исполнительный механизм 11 обычно на выкидной линии устанавливается объемный расходомер (вертушка), не показанный на схеме. В качестве этого расходомера часто используют ТОР-1.


1 – направляющий козырек; 2 – гидроциклонная головка; 3 – верхняя емкость; 4 и 12 – сливные полки; 5 – уголковые каплеуловители; 6 – разбрызгиватель; 7 – жалюзийная кассета; 8 – заслонка; 9 – датчик уровнемера поплавкового типа; 10 – тяги; 11 исполнительный механизм; 13 – успокоитель уровня нефти; 14 – нижняя емкость.
Рисунок 2.6. – Общий вид циклонного двухемкостного сепаратора:

Выделившийся из нефти газ проходит в верхней емкости 3 две зоны: уголковые каплеуловители 5 и, как правило, жалюзийную кассету 7, обеспечивающую эффективную очистку газа от капелек нефти.
Гидроциклонными сепараторами оборудованы все «Спутники» после которых газ направляется снова в сборный коллектор, перемешивается с нефтью и транспортируется с ней по коллектору до первой ступени сепарации (см. рисунок 2.3).

2.8 Преимущества и недостатки различных сепараторов
Часто перед проектировщиками встает такой вопрос, сепаратор какого типа запроектировать к установке на УПН или БДНС.
В таблице 1 проведено сравнение основных преимуществ и недостатков сепараторов различных типов. Меньшая цифра показывает большие преимущества.

Таблица 1 – Преимущества и недостатки сепараторов различного типа

сепаратор вертикальный горизонтальный сфери-ческий
  Одно-емкостной Двух-емкостной 
Экономичность при высокой производительности по газу,
2 1 1 3
Экономичность при высоком давлении газа 3 1 1 2
Содержание грязи, песка 1 3 3 1
Содержание пенистой нефти 4 1 1 3
Высокая вязкость и большая температура застывания 2 1 3 4
Пульсация потока 2 3 1 4
Регулирование уровня жидкости 1 4 2 3
Компактность 3 2 2 1
Изготовление 2 2 2 4
Монтаж 2 1 1 3

3 1 2 2

1 4 3 2

В горизонтальном сепараторе такого же объема, что и вертикальный, производительность по газу больше, поскольку площадь его в диаметральном сечении в несколько раз превышает площадь вертикального сепаратора. Поверхность раздела фаз газ – жидкость в горизонтальном сепараторе велика, поэтому требуется меньше времени для всплытия пузырьков газа в жидкости. Горизонтальные сепараторы монтировать и обслуживать намного проще, чем вертикальные, но они требуют большей площади, что является существенным недостатком, когда месторождение расположено в море или на болоте (Самотлор).
У сферических сепараторов первоначальные капитальные вложения на единицу пропускной способности по газу наименьшие, что является основным их преимуществом. Однако существенный их недостаток — трудность в изготовлении, связанная с необходимостью штамповки отдельных заготовок (лепестков), а затем их сварки.
Вертикальные сепараторы имеют то преимущество, что они позволяют достоверно определить объем жидкости, что обусловливает применение более простых средств, предназначенных для регулирования его работы. Процесс очистки таких сепараторов прост, поэтому их рекомендуется использовать тогда, когда в продукции скважин содержится песок.
Наибольшее применение имеют сепараторы цилиндрической формы и исключительно редко применяются сферические сепараторы.


Комментарии: Проведенный патентно-информационный обзор позволяет сделать выбор в пользу конкретного технического решения, в нашем случае, представленном в патенте АС № 1754145.
Устройство для сепарации газожидкостной смеси. Данный горизонтальный сепаратор наиболее приспособлен к условиям эксплуатации в Сибири, в условиях севера. Его конструкция достаточно проста в технологическом плане и в условиях отдаленности от населенных пунктов данную конструкцию будет проще всего обслуживать. Он наиболее эффективен на второй ступени сепарации, где от смеси сначала нужно отделить газ. Так же он горизонтального типа, а это означает более высокую степень сепарации газожидкостной смеси и наиболее удобно располагать на рабочей площадке и транспортировать данное устройство.
Проведенный патентно-информационный обзор позволяет сделать выбор в пользу конкретного технического решения, в нашем случае, представленном в патенте АС № 383934.
Клиновой затвор задвижки, в которой жесткий клин с диафрагмами расположен в клиновой камере, отличающийся тем, что, с целью упрощения пригонки клина по углу клиновой камеры задвижки и повышения плотности в затворе, диафрагмы расположе¬ны, на уплотнителъных поверхностях клина и выполнены в виде плоских колец, которые связаны по внутренней поверхности с соеди¬нительным выступом клина, например, свар¬кой и образуют с ним две полости, связанные с клиновой камерой задвижки пазами. Этим мы добиваемся большей надежности перекрытия трубопровода и более долговечной работы задвижки. Так же данную задвижку мы устанавливаем электропривод, что позволит нам управлять ею с пульта управления, что облегчит работу оператора.
На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому составу.
Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.
Присутствие агрессивных водных растворов минеральных солей приводит к быстрому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оборудования. Наличие в нефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному вспениванию ее в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.
Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем химической промышленности, из которого получаются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей их переработки.
Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти.
Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту.
Частью такой подготовки является многоступенчатое сепарирование нефтепродуктов в различных сепараторах.
В данном диплом проекте была комплексно рассмотрена одна из схем сбора и подготовки нефти и газа.
В патентно-информационных обзорах представлены различные конструкции сепараторов и задвижек. Также была рассмотрена модернизация одного из представленных сепараторов и задвижки. Были произведены расчеты основных параметров. Проверены на прочность некоторые элементы конструкции, что позволило сделать выводы, что эти детали выдержать заданные прочностные параметры и другие рабочие характеристики. Так же мы частично автоматизируем работу рассмотренной системы сбора и подготовки нефти и газа, путем установления задвижек и электроприводом, чем облегчаем работу оператора и экономим средства на зарплате рабочих, так как сокращаем число рабочих мест.


Размер файла: 3,3 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 8         Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

Разработка и усовершенствование конструкции узла влагомера «Phase Dynamics» измерительной установки «ОЗНА-Массомер-3000» для измерения массового расхода нефти и объемного расхода газа-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Модернизация автоматизированной замерной установки УЗМ. Кориолисовый расходомер-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Ещё искать по базе с такими же ключевыми словами.