Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (1199 руб.)

Модернизация нефтегазового сепаратора системы подготовки нефти Бешкульского месторождения-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Дата закачки: 08 Августа 2016
Продавец: Desilter777
    Посмотреть другие работы этого продавца

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

Описание:
Модернизация нефтегазового сепаратора системы подготовки нефти Бешкульского месторождения-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
1.3. Сепарационные установки и область их применения.

Сепарацией называется процесс отделения одного компо¬нента от других (например, газа от жидкости). Сосуд, в кото¬ром происходит сепарация, называется сепаратором. Отде¬ление газа от жидкости происходит в газосепараторе. Сепарационная установка может состоять из одного сепаратора и больше в зависимости от пропускной способности его и крат-ности сепарации (однократная, многократная или одноступен¬чатая и многоступенчатая).
Если газ выводится из сепарации при одном давлении, то такая сепарация будет однократной, или одноступенчатой; если газ выводится при разных давлениях (например, из одних сепа¬раторов при р3 из других при р2, из третьих при р3), то такая сепарация называется многократной, или многоступенчатой. Если сепарационная установка обслуживает одну скважину, то она называется индивидуальной, если несколько скважин — групповой.
Сепараторы бывают разных конструкций (горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, сферические, гравитационные, центробежные, инерционные, разного давления и т. п.), но все они имеют такие основные узлы:
I. Основная сепарационная секция, служащая для отделения нефти от газа. На работу сепарационной секции большое влияние оказывает конструктивное оформление ввода продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование различного рода насадок — диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкост¬ной смеси).
II. Осадительная секция, в которой происходит дополнитель¬ное выделение пузырьков газа, увеличенных нефтью из сепарационной секции.
Для более интенсивного выделения окклюдиро¬ванных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти и эффективность ее сепарации. Наклонные пло¬скости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.
III. Секция сбора нефти (внизу сепаратора) предназначена как для сбора,
так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с га¬зом — в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций, а также от вязкости нефти и времени пребы¬вания ее в сепараторе.
IV. Каплеуловительная секция, располо¬женная в верхней части сепаратора или вынесенная за пределы его и служащая для улавли¬вания мельчайших ка¬пелек жидкости, уносимых потоком газа в газопровод.
Чем больше газа будет выведено из сепаратора вместе с нефтью и нефти вместе с газом, тем ниже эффективность работы сепаратора. До последнего времени на большинстве месторождений при¬менялись преимущественно вертикальные сепараторы гравита¬ционного типа, называемые сепарационными трапами.
Принцип работы сепарационного трапа следующий (рис.6) Продукция скважины по специальному вводу, врезанному каса¬тельно к боковой поверхности сепарационного трапа, поступает в него. Благодаря резкому
снижению скорости движения нефть стекает вниз, а выделившийся из нее газ поднимается вверх, обходит отбойники с целью дальнейшего отделения капельной нефти от газа, а затем через газоотводящую трубу выводится из сепарационного трапа. Нефть, собравшаяся внизу этого трапа, через выкидную линию выводится из него. Люк предна¬значен для чистки трапа, а отвод — для спуска песка и грязи.



















Рис. 6. Вертикальный сепарационный трап




1 — выкидная линия; 2 — специальным клапан; 3 — отвод; 4 — предохранительный кла¬пан; 5 —ввод; 6 — люк; 7 — газоотводящая труба; 8 — отбойники; 9 — жалюзи; 10 — ко¬зырек; 11 — регулятор уровня; 12 — змеевик для подогрева

На сепарационном трапе устанавливают предохранительный клапан (для предупреждения образования в трапе давления выше допустимого), манометр и регулятор уровня. Уровень жидкости должен быть строго определенным, чтобы не допу¬стить прорыва газа в нефтяную линию или нефти в газовую линию. Количество газа, выделившегося из нефти, зависит от
давления: чем меньше давление, тем больше выделится свобод¬ного газа.
Такие сепарационные трапы имеют сравнительно большую пропускную способность по газу и небольшую по нефти. Для самотечных систем сбора и транспорта нефти это мало заметно.
Но при совместном сборе и транспорте продукции скважин, где смонтированы крупные централизованные сепарационные уста¬новки, а суточная пропускная способность трапов может быть более 20 тыс. т нефти,
это приобретает большое значение. В таком случае необходимо ставить несколько сепарационных трапов, особенно при многоступенчатой сепарации, в результате чего увеличиваются металлоемкость, денежные средства на со¬оружение сепарационных установок и другие технико-экономические показатели. Во избежание этого применяют горизонталь¬ные гидроциклонные сепараторы. Гидроциклонными сепараторами оборудовано большинство автоматических групповых сепарационно-замерных установок, в том числе установка типа «Спутник-А». При совместном сборе и транспорте продукции скважин применение этих сепараторов показало высокую экономическую эффективность.
Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС предназначены для отделения газа от обводненной нефти и сброса свободной пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из аппарата (рис. 7). Выпускаются установки типа УПС на рабочее дав¬ление 0,6 МПа следующих модификаций: УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М и УПС-10000/6М. Одновременно разработаны все модификации УПС и на рабочее давление 1,6 МПа. В шифре установок приняты следующие обозначения: УПС — установка с предварительным сбросом воды; А — в антикоррозийном исполнении; первая цифра после букв пропускная способность по жидкости (м3/сут); вторая цифра — допусти¬мое рабочее давление; М — модернизирован¬ная.
Первые три установ¬ки типа УПС можно ис¬пользовать в качестве сепараторов первой сту¬пени, в этом случае предварительное отделе¬ние газа от жидкости должно осуществляться в депульсаторе перед по-ступлением
продукции в аппарат. УПС-10000/6М устанавливается после се¬паратора
первой ступени и одновременно может разделять жидкость на несколько потоков рав¬ного расхода.
Автоматизированные установки выполнены в моноблоке и состоят из следующих основных ча¬стей: блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и уп¬равления.
Блок сепарации и сброса воды глухой сфе¬рической перегородкой разделен на два отсека— сепарационный А и от¬стойный Б. Каждый от¬сек имеет люк-лаз, пре¬дохранительный клапан и дренажные штуцеры.
В сепарационном от¬секе для более полной сепарации и предотвра¬щения пенообразования предусмотрена нефтеразливная полка 2.

Рис. 7. Принципиальная схема установки типа УПС-3000


Для равномерного распределения потока в параллельно работаю¬щих установках в сепарационных и отстойных отсеках име¬ются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части).
В отстойном отсеке для более полного использования объ¬ема емкости имеется распределитель 3 жидкости на входе, перфорированная труба со штуцером для вывода воды 8 и два штуцера 5 и 6 для вывода нефти.
Расположение штуцеров для вывода нефти позволяет осуществлять
работу установок в ре¬жимах полного и неполного заполнения. На установках УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавли-ваемый над отстойной секцией.
Работа установки происходит следующим образом. Продук¬ция скважин поступает в сепарационный отсек А по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит первичное отделение газа от жидкой фазы. Отделившийся нефтяной газ через регу¬лятор уровня отводится в отсек Б, откуда через каплеотбой¬ник 4 и регулятор давления — в газовый коллектор.
В случае применения установки на I ступени сепарации предусматривается узел предварительного отбора газа (депульсатор). При использовании установки на II ступени се¬парации монтаж узла предварительного отбора газа не тре¬буется.
Водонефтяная эмульсия из отсека А перелавливается в от¬сек Б под действием давления газа. Допустимый перепад дав¬ления между отсеками Б и А не более 0,2 МПа (в зависимо¬сти от длины каплеобразователя между отсеками).
Для улучшения отделения воды от эмульсии предусмотрено предварительное смешение продукции скважин с водой, посту¬пающей из установки подготовки нефти. Трубопровод (каплеобразователя) между отсеками А я Б может быть выполнен из трубы определенного диаметра и длины в зависимости от тре¬буемого времени контакта эмульсии и оборотной воды. При работе установки без каплеобразователя оборотная вода с установок подготовки нефти подается за 200—300 м до входа в технологическую емкость.
Водонефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек Б че¬рез входной распределитель 3. При этом основная часть струй, вытекающих из
распределителя, движется радиально, а мень¬шая часть — в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата и теряя кинетическую энергию, струи эмульсии отражаются и принимают горизон¬тальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода от¬водится через перфорированный трубопровод 8. Предвари¬тельно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верх¬ней части емкости.
Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН предназначены для осуществления I ступени сепарации нефти от газа, дальнейшего разделительного транспортирования нефти центробежными насосами и выделившегося газа под давлением сепарации.
Разработаны 12 типоразмеров блоков, отличающихся ме¬жду собой
подачей и давлением нагнетания насосных агрега¬тов: БН-500-9; БН-500-18; БН-500-17; БН-500-21; БН-1000-12; БН-1000-19; БН-1000-25; БН-1000-31; БН-2000-13; БН-2000-17; БН-2000-22; БН-2000-26.
В шифре установок приняты следующие обозначения: БН — блочная насосная; первая цифра — подача насоса по жидкости (м3/сут); вторая цифра — давление нагнетания.
Из перечисленных блоков компонуются дожимные насос¬ные станции подачей 500; 1000; 2000 м3/сут. Дожимные насос¬ные станции большей подачи комплектуются из двух техно¬логических блоков подачей по 2000 м3/сут каждый, которые при параллельной работе обеспечивают общую подачу от 4000 м3/сут. (при двух рабочих насосах), до 6000 м3/сут (при трех рабочих насосах).
Рис.8. Принципиальная схема установки БН

Насосная станция типа БН (рис.8) состоит из техно¬логического, щитового, канализационного блоков и свечи ава¬рийного сброса газа.
Технологический блок состоит из двухточного гидроцик¬лона 2, технологической емкости 3, регулятора подачи насосов 4, автомата откачки
5, механического регулятора уровня 6, центробежных насосов 8 с электродвигателями 9, отсекающих клапанов / и 7, счетчика 10, а также технологической обвязки арматуры и гидравлической системы управления.
Технологический блок имеет два двухточных гидроциклона. Подача каждого до 1500 м3/ч по жидкости с газовым фактором до 120 м3/м3. Для повышения эффективности работы гидроциклонного сепаратора и уменьшения пенообразования в технологической емкости, его нижний патрубок опускается под уровень жидкости.
Емкость технологического блока выполняет функции допол¬нительного сепаратора, буфера перед насосами и отстойни¬ками. С целью унификации вместимость емкости для всех бло¬ков принята равной 20 м3, что составляет 1 % от суточной по¬дачи блока БН-2000.
Емкость вертикальными перегородками разделена на две части. Первый, малый отсек А служит для задержания меха¬нических примесей, пены. В нем поддерживается некоторый уровень жидкости, куда погружается нижний патрубок гидро¬циклонной головки. Большой отсек Б емкости служит основ-ным буфером перед насосами и дополнительным сепаратором. В нем размещаются также поплавки всех регулирующих меха¬низмов.
Для северных районов страны с неблагоприятными клима¬тическими условиями насосная часть технологического блока выполняется в закрытом исполнении.
Нефтегазовый поток по сборному коллектору 7 поступает в два двухточных гидроциклона, где происходит отделение газообразной фракции от жидкости под действием центробеж¬ной силы, которую приобретает тангенциально вводимый по¬ток газонефтяной смеси. Жидкость, имеющая большую плот¬ность, под действием этой силы, прижимается к стенке и сте-кает по ней в малый отсек А.
Далее нефть из емкости через приемные патрубки откачи¬вается насосами в напорный нефтепровод. На выкидном кол¬лекторе, после насосов, для
замера общей подачи участка по жидкости имеется счетчик.
Предусматривается непрерывный и периодический режимы работы насосных агрегатов.
Непрерывную откачку предлагается осуществлять при от¬личии
номинальной подачи насоса от общей подачи участка, обслуживаемого данной установкой, не более чем на 15%, или же в зимних условиях, когда имеется опасность застывания нефти при отрицательных температурах и срыва подачи на¬соса. Периодическая откачка насосами проводится по сигналам

автомата откачки АО-6.
Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верхний патрубок поступает в большой отсек Б технологиче¬ской емкости, где происходит отделение капель жидкости от газа. Газ из емкости через заслонку механического регулятора уровня, установленного в патрубке технологической емкости, поступает в газосборный коллектор IV и под давлением сепа¬рации транспортируется потребителю
В коллекторе выхода газа устанавливается камерная диафрагма,
служащая для периодического замера подачи участка по газу переносным дифманометром.
На технологической емкости смонтирован предохранитель¬ный клапан, который срабатывает при повышении давления в емкости более 0,9 МПа. При срабатывании предохранитель¬ного клапана газ отводится на факел.
К факельной линии II также подключены канализационные патрубки технологической емкости, через которые при откры¬тых задвижках продукты пропарки могут отводиться на факел.
Для удаления течи сальников насосных агрегатов предусма¬тривается отдельная система канализации III.
Комплекс приборов и средств автоматизации обеспечивает:
• автоматизацию процесса периодической откачки нефти с установки;
• включение резервного насоса откачки, при аварийной оста¬новке работающего; предусматривается выбор режимов управ¬ления
насосами — «ручной», «I рабочий» и «II рабочий» (авто¬матические);
• прекращение подачи газонефтяной смеси на дожимную станцию при переполнении технологической емкости (для ДНС, работающих без резервных и аварийных емкостей);
• открытие линии слива газонефтяной смеси в резервную (или аварийную) емкость и сброса газа на факел при переполнении технологической емкости (для ДНС, работающих с резерв¬ными или аварийными емкостями);
• согласование (регулирование) подачи насосов откачки с ко¬личеством

газонефтяной смеси при непрерывном режиме ра¬боты насосов;
• регулирование уровня газонефтяной смеси в технологиче¬ской емкости (в случае аварийного режима работы ДНС с ре¬зервными или аварийными емкостями);
• автоматическую защиту (отключение) работающего насоса при отклонении давления от нормального на нагнетании на¬соса и обесточивают блока местной автоматики (БМА);
• технологический контроль за расходами газонефтяной смеси и отсепарированного газа, уровнем в технологической емкости, давлениями в различных точках технологической об¬вязки ДНС;
• сигнализацию в щитовой блок ДНС об аварийно-высоком верхнем и нижнем уровнях в технологической емкости; об ава¬рийной остановке работающего насоса; о включенном состоя¬нии БМА; о нормальной работе насоса откачки;
• возможность дублирования аварийной световой сигнализа¬ции, выносимой в щитовой блок ДНС, местной звуковой (си¬рена) или дистанционной (при телемеханизации).
Область применения как одноемкостных, так и двухъемкостных горизонтальных сепараторов весьма обширная. Одноемкостные горизонтальные сепараторы применяются для оснащения дожимных насосных станций, для первой, второй и третьей ступеней сепарации на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды, а двухъемкостными сепараторами в основном оснащаются блочные автоматизированные групповые установки типа Спутник, на дожимных насосных станциях они имеют весьма ограниченное применение. В качестве сепараторов первой ступени двухъемкостные аппараты используются на производительность не более 3000
т/сут по жидкости.
Производительность одноемкостных горизонтальных сепараторов, применяемых для первой, второй и третьей ступеней сепарации, может достигать 30 000 т/сут по жидкости на каждой ступени.
В объемных сепараторах отделение примесей происходит путем оседания их
за счет резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. Эти сепараторы применяются при давлении газа не выше 100 кгс/см2.
В циклонных сепараторах газ очищается от примесей с помощью центробежных сил инерции, возникающих в циклонной камере при входе газа по тангенциальному вводу. Такие сепараторы применяются при давлениях 50 кгс/см2 и выше.

1.4. Назначение и конструктивные особенности сепараторов.

В различных сепараторах нефть от газа и воды отделяют для: 1) получения нефтяного газа, используемого как химическое сырье или как топливо; 2) уменьшения перемеши¬вания нефтегазового потока и снижения тем самым гидравлических сопротивлений, а также возможности образования нефтяных эмульсий; 3) разложения образовавшейся пены; 4) отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий; 5) уменьшения пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам, проложенным до ДНС или УПН.
Таким образом, ра¬бота сепараторов лю¬бого типа характери¬зуется тремя показате¬лями:
• степенью разгазирования нефти или усадкой ее;
• степенью очистки газа, поступающего в газопровод, от капелек нефти;
•  степенью очистки нефти, поступающей в нефтепровод, от пу¬зырьков газа.
Следовательно, в каждой ступени сепарационной установки при снижении давления количество нефти уменьшается, т. е. происходит разгазирование ее и соответственно возрастает количе¬ство суммарного газа.
При этом для любых условий работы сепарационной установки в герметизированной системе нефтегазосбора имеет место следую¬щий баланс: Эн + Эг = const. Эффективность работы любого тина сепаратора по степени очистки зависит также от двух основных показателей: количества капельной
жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной (каплеотбойный) секции IV, и число пузырь¬ков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти III. Чем меньше величины этих показателей, тем эффективнее работа сепа¬ратора.
Технически совершенным будет тот сепаратор, который при прочих равных условиях обеспечивает более высокую степень очи¬стки газа и жидкости и, кроме того, имеет большую производитель¬ность с минимально необходимыми затратами металла на его изго¬товление. Эффективная очистка газа от капельной жидкости и жидкости от пузырьков газа происходит в таких сепараторах, как правило, при больших значениях скоростей движения газа и жидкости по сечению сепаратора, т. е. при большой производитель¬ности.
Степень технического совершенства сепаратора характери¬зуется тремя показателями: 1) минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2) максимально допусти¬мой величиной средней скорости газового потока в свободном сече¬нии или каплеуловительной секции сепаратора и 3) временем пре¬бывания жидкости (нефти или нефтяной эмульсии) в сепараторе, за которое происходит допустимое разделение свободного газа от жидкости.
Для не вспенивающих и маловязких нефтей время пребывания их в сепараторе рекомендуется принимать равным от 2 до 3 мин, для вспенивающих и вязких нефтей — от 5 до 20 мин.
Маловязкими считаются нефти с вязкостью 5* 10-3 Па*с, а вязкими — свыше 1,5*10-2 Па*с.
Конструктивные особенности сепараторов. На рис. 9 показан общий вид и разрез сепаратора с жалюзийной каплеуловитель 10, кото¬рый работает
следующим образом. Нефтегазовая смесь под давле¬нием на устьях скважин или давлением, развиваемым насосами ДНС, поступает через патрубок к раздаточному коллектору 6, имеющему по всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефте¬газовая смесь попадает на наклонные плоскости 4, увеличивающие путь движения нефти и облегчающие тем самым выделение окклю¬дированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установ¬лена каплеуловительная насадка 10 жалюзийного типа, сечение которой показано на

том же рисунке.
Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими выпасть под действием силы тяжести, встречает на своем пути жалюзийную насадку 10, в которой происходят «захват» (прилипание) капелек жидкости и дополнительное высаждение их из газа; при этом образуется пленка, стекающая по дренажной трубке 3 в секцию сбора нефти III, из которой по трубе 12 она вы¬водится из сепаратора.

Рис. 9. Вертикальный газонефтяной сепаратор

1 – корпус; 2 – поплавок; 3 – дренажная труба; 4 – наклонные плоскости; 5 – раздаточный коллектор; 6 – ввод газожидкостной смеси; 7 – регулятор давления «до себя»; 8 – выход газа; 9 – перегородка для выравнивания скорости газа; 10 – жалюзийный каплеуловитель; 11 – регулятор уровня; 12 – сброс нефти; 13 – сброс грязи; 14 – люк; 15 – заглушки; I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция; III – секция сбора жидкости; IV – секция каплеулавливания.



На рис.10. приведен общий вид гидроциклонного двухъемкостного сепаратора. Сепараторы этого типа довольно широко применяют на нефтяных
месторождениях. Принцип работы их заклю¬чается в следующем.
Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную го¬ловку 2, в которой за счет центробежной силы происходят сепа¬рация газа от нефти и их раздельное движение, как в самой головке, так и в верхней емкости 5. Нефть
по сливной полке 12 самотеком направляется на уголковые разбрызгиватели II, а затем на слив¬ную полку и стекает с успокоителя уровня. Как только уровень нефти достигнет определенной величины, сработает поплавковый регулятор уровня, приоткрыв исполнительный механизм 14 на нефтяной линии. Газ проходит в верхней емкости 5 две зоны, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию через от¬вод 8. В этом сепараторе нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонному трубопроводу, наклон которого к гори¬зонту может колебаться в пределах 3 — 4°. К нему приварена вер¬тикально расположенная газоотводная вилка 2, подсоединенная с каплеуловительной секцией 3, имеющей жалюзийные насадки 4.
Сущность работы очень проста. В результате падения давления, возникающего при совместном движении нефти и газа по сборным коллекторам (протяженностью от 2 до 8 км), в них происходит медленная, но практически равно¬весная сепарация нефти и газа, которые в наклонном трубопроводе еще больше разделяются и раздельно годятся: нефть по продол¬жению трубопровода в корпус сепаратора, а газ по вилке газопровода 2 в каплеуловительную секцию 3. Не успевшие скоалесцировать (соединиться) в крупные агре¬гаты и не попавшие в газоотводную вилку пузырьки газа вместе с нефтью направляются в плоский диффузор 11, в котором постепенно
происходит снижение скорости нефтегазового потока.







Рис.10. Гидроциклонный двухъемкостной сепаратор


1 — тангенциальный ввод газонефтяной смеси; 2 — головка гидроциклона; 3 — отбойный козырек газа; 4 — направляющий патрубок; 5 — верхняя емкость сепаратора; б — перфорирован¬ные сетки для улавливания капельной жидкости; 7 — жалюзийная насадка; 8 — отвод газа; 9 — нижняя емкость гидроциклона; 10 — дренажная трубка; 11 — уголковые разбрызгиватели; 12 — направляющая полка; 13 — пере¬городка; 14 — исполнительный меха¬низм


Из диффузора нефтегазовый поток попадает с малой скоростью на наклонные полки 10, где происходит интенсивное отделение оставшихся пузырьков газа от нефти. Основной поток газа, как отмечалось выше, отделяется от нефти до сепаратора при помощи газоотводной вилки 2 и направляется в каплеуловительную секцию 3 для высаждения из газа капелек нефти, задерживаемых жалюзийной насадкой 4.
Таким образом, существенным преимуществом данного сепа¬ратора является предварительное отделение нефти от газа с после¬дующим вводом их по отдельным каналам в корпус сепаратора и каплеуловительную секцию 3. Такой способ ввода продукции скважин в сепаратор позволяет значительно снизить перемешива¬ние нефтегазовой смеси и ускорить отделение нефти от
газа. Верхний и нижний уровни жидкости в сепараторе поддержи¬ваются поплавком 8.


1.5. Цели и задачи дипломного проекта.

Основой современной энергетики является нефть и природный газ. Одним из основных процессов промысловой подготовки нефти является сепарация нефти от газа в сепараторах различных типов.
Целью проекта является повышение эффективности сепарации нефти от попутного газа.

Задачи:
 Анализ компоновок технологических схем предварительной очистки нефти и сепарационного оборудования.
 Проанализировать систему сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин Бешкульского месторождения.
 Создание устройства, способного осуществлять сепарацию нефти от растворённого газа за счет подачи рабочего газа через перфорированные трубы под слой нефти.
 Разработка рекомендаций по совершенствованию установки подготовки нефти Бешкульского месторождения с целью повышения эффективности ее работы, а именно установка на Бешкульском СП агрегата электронасосного дозировочного (НД) для подачи химреагента; использование химреагента комплексного действия; производить частичное обезвоживание нефти с использованием электрокоалесцера.
 рассчитать экономическую эффективность проекта;
 обеспечить безопасность и экологичность проекта.



Коментарии: 2.4. Описание предлагаемой модернизации.
Устройство относится к нефтяной промышленности, в частности к дегазации нефти в сепараторах.
Техническая задача – создание устройства, способного осуществлять

сепарацию нефти от растворённого газа.
Технический результат – повышение эффективности сепарации нефти за счет подачи рабочего газа через перфорированные трубы под слой нефти.
Он достигается тем, что устройство имеет перфорированные трубы, выполненные из спечённых металлических шариков, расположенные горизонтально под слоем нефти и образующие циркуляционный контур с компрессором, ёмкостью и газосборником. Пузырьки рабочего газа при подъёме поглощают более мелкие пузырьки растворённого газа и выносят их на поверхность нефти.
Пример конкретного осуществления устройства.
Предлагаемое устройство изображено на рис.18
Устройство содержит компрессор (1), ёмкость с нефтью (2),
перфорированные трубы (3) и газосборник (4), образующие
циркуляционный контур.
Устройство работает следующим образом. Рабочий газ из компрессора (1) подаётся в ёмкость с нефтью (2) через перфорированные трубы (3). Образующиеся пузырьки рабочего газа за счёт подъёмной силы
всплывают в толще нефти. При их подъёме вблизи растворённого
пузырька газа в тонком слое нефти, разделяющем пузырьки, давление падает и возникает сила, двигающая маленький пузырёк к большому (Рис.19.)
Происходит «слипание» пузырьков, при котором их разделяет стенка
толщиной в молекулу нефти. Поскольку давление в газовом пузырьке обратно пропорционально радиусу, меньший пузырёк поглощается большим. Таким образом, происходит сепарация нефти от растворённого газа. Отсепарированный газ собирается в накопительном газосборнике (4), из которого поступает в компрессор и в сеть.
За счет организованной подачи пузырьков рабочего газа под слой нефти происходит сепарация нефти.
Устройство позволяет повысить эффективность сепарации нефти за счет подачи рабочего газа через перфорированные трубы под слой нефти.
В этом разделе были рассмотрены основные виды нефтегазосепараторов, их назначение и конструктивные особенности, область применения, факторы, влияющие на эффективность выделения газа из нефти в сепараторах.
Патентные исследования по фонду изобретений показали, что тема разрабатывалась, однако внимание разработчиков к исследуемой теме неравномерно по годам. Пик изобретательской активности приходится на 1996 год. При разработке темы основное внимание уделялось повышению качества готового продукта, снижению материальных затрат, улучшению технологии процесса.
Проанализировав существующие конструкции сепараторов, предложена оригинальная конструкция нефтегазового сепаратора с перфорированными трубами из спеченных металлических шариков. Произведен расчет на: определение максимальной нагрузки на горизонтальный сепаратор; обечайки и крышек сепаратора; проходного диаметра штуцеров и фланцев; укрепления отверстий; фланцевого соединения.
Раздел технологической части посвятили таким вопросам как: сбор, подготовка и транспортировка продукции Бешкульского месторождения, использование нового оборудования на Бешкульском СП, что позволяет уменьшить обводненность нефти; технологическая подготовка к монтажу, подготовительные работы, монтаж аппаратов высокого давления.
Также уделили внимание экономической стороне проектировки сепаратора, эффективности внедрения, срока окупаемости.
В четвертом разделе затронули вопросы безопасности жизнедеятельности и экологичности. Сделаны расчеты молниезащиты установки. Рассмотрели вопросы по ее электро-пожаробезопасности и способы обеспечения экологической безопасности.
В дипломе предусмотрен раздел по охране окружающей среды при эксплуатации установки.


Размер файла: 19,3 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


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

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Модернизация нефтегазового сепаратора системы подготовки нефти Бешкульского месторождения-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!