3485

Усовершенствование конструкции гидроциклона сепаратора автоматической групповой замерной установки АГЗУ Спутник АМ 40-8-400 КМ-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 163564
Дата закачки: 27 Февраля 2016
Продавец: https://vk.com/aleksey.nakonechnyy27 (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ******* Не известно

Описание:
Усовершенствование конструкции гидроциклона сепаратора автоматической групповой замерной установки АГЗУ Спутник АМ 40-8-400 КМ-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
В дипломном проекте разработана конструкция нового гидроциклона, входящего в сепарационный узел установки замерной «Спутник АМ 40-8-400 КМ».
В результате усовершенствования сепарационного узла, повышается качество разделения жидкости, поступающей со скважины, на жидкую и газовую фазы. Более глубокая сепарация влияет на точность измерений.
В пояснительной записке произведены прочностные расчеты основных нагруженных деталей гидроциклона, гидравлический расчет, расчет движения твёрдой частицы пропускаемой жидкости, расчет сварных швов, резьбового соединения, расчет его конструкционных элементов.


Комментарии: 1.4 Предложения по усовершенствованию установки

1.4.1 Актуальность проблемы учета продукции
нефтяных скважин

Продукцией нефтяных скважин является смесь углеводородов, разде-ляемая в последующем на нефть и попутный газ, содержащая в различных ко-личествах воду, соли, механические и другие примеси.
При этом следует отметить отсутствие четкого разграничения между двумя основными составляющими смеси. Так как нефть, являющаяся жидкой составляющей, содержит в себе легкие углеводороды, находящиеся при нор-мальных условиях, в газовом состоянии, а газ – тяжелые углеводороды, явля-ющиеся в обычном состоянии жидкостью. Это значительно усложняет их учет.
Учет подготовленных к потреблению и переработке нефти и газа от-лажен хорошо, так как сравнительно прост и давно находится в сфере интере-сов добывающих, транспортирующих и перерабатывающих предприятий.
Что касается учета сырой продукции, который осуществляется по скважинам и отдельным блокам сбора нефти, то его состояние давно не отвеча-ет современным требованиям.
Высокая достоверность определения дебита скважин по нефти и газу необходима на стадии пробной эксплуатации для правильной оценки запасов углеводородов, данные о которых являются основой для принятия решения об инвестициях.
В процессе разработки месторождения информация о дебитах необ-ходима для правильного ведения этого процесса, а также для оценки эффектив-ности того или иного геолого-технического мероприятия. Последнее особо важно тогда, когда такие мероприятия, как, например, гидроразрыв пласта, осуществляется сторонними организациями, оплата которых зависит от эффек-тивности проведенной работы.
Несмотря на важность вопроса технические средства, применяемые для контроля дебита скважин, такие как «Спутник», «Асма», «Квант» и другие не имеют соответствующего технического и методического обеспечения, необ-ходимого для получения достоверных результатов измерений.
Продукция поступает на устье скважин, чаще всего, в виде трехфаз-ного потока, состоящего из нефтяной, водной и газовой фаз. Причем, структу-ра потока может быть различной и переменной во времени. Поскольку техни-ческих средств, для измерения такой системы нет, то продукцию приходится разделять на отдельные фазы.
Наиболее широко в промысловой практике для измерения дебита ис-пользуются установки «Спутник». В них периодически продукция одной из подключенных скважин поступает в сепаратор. После разделения газовая и жидкая фазы отдельными потоками поступают на соответствующие счетчики. Счетчики измеряют жидкость обычно с точностью плюс-минус 2,5%, а газ – с погрешностью плюс-минус 5%.
Нефть, проходя через счетчик, практически всегда, в том или ином количестве содержит воду, свободный и растворенный газ. На них необходимо вводить соответствующие поправки.
Как показали экспериментальные исследования, содержание свобод-ного газа в измеряемой нефти может достигать 10…12%, завышая соответ-ственно на эту величину ее количество. Содержание растворенного газа, в за-висимости от типа нефти, ее обводненности и давления в замерном сепараторе может колебаться от 0,1 до 20м3/т, завышая массу нефти на 3…4%. Что касает-ся воды, то точность ее определения зависит от того, в каком виде она находит-ся в нефти и от от способа ввода нефти в сепаратор. Если в свободном состоя-нии, то гарантировать отбор достоверном пробы вообще невозможно без предварительного отделения воды. Если вода содержится в нефти в связанном состоянии, то ее наличие может увеличить погрешность системы на 3…5%.
Попутный газ, проходящий через счетчик, содержит капельную жид-кость, которая завышает показания на 2…3%. Находящийся в нефти в свобод-ном и растворенном состоянии газ может занижать газовый фактор на 5…50%.
Эти коррекции также не производятся.
Для частичного разрешения проблемы точного учета продукции скважены необходимо модернизировать сепарационный узел.


1.4.2 Усовершенствование сепарационного узла. Введение но-вого гидроциклона
 
В связи со сложившейся жесткой конкуренцией на мировом рынке продажи нефтяного оборудования у ОАО «АК ОЗНА» возникла необходи-мость в выпуске качественного, надежного оборудования отвечающего высо-ким требованиям заказчиков.
За годы своего существования предприятие приобрело огромный опыт в производстве замерного оборудования, которое отвечает всем требованиям сложного комплекса задач, связанных с контролем, учетом и замером дебитов неф¬тяных скважин.
Рассмотрим установку измерительную АГЗУ с гидроциклонным сепа-ратором типа «СпутнкАМ40-8-400КМ».
Установки предназначены для периодического, автоматического опре-деления дебитов нефтяных скважин по жидкости и контроля за работой сква-жин по программе.
Она состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного (ри-сунок10). В аппаратурном блоке размещается станция управления. В техноло-гическом блоке размещены: емкость сепарационная со счетчиком жидкости ТОР, блок гидропривода, переключатель скважин, запорная арматура. Метод измерения объемный (счетчик ТОР1-50) и массовый (счетчик СКЖ).
Конструктивно сепарационная емкость состоит из гидроциклонной головки, выполняющей основную функцию сепарации, верхней сепарационной емкости и нижней емкости накопителя (рисунок 11 ).
К газонефтяным сепараторам относятся устройства, предназначен-ные для разделения продукции нефтяных скважин на газовую и жидкую фазы.
Эффективность работы сепаратора зависит от многих факторов. К ним относится комплекс технологических и технических средств. Один из важ-нейших является характер ввода продукции скважины в сепаратор. В рассмат-риваемой установки ввод осуществляется посредством гидроциклона.
Гидроциклоны весьма несложны по конструкции, компактны, обла-дают высокой производительностью, дешевы в изготовлении и просты в экс-плуатации. 
В сепарации жидкости гидроциклон выполняет основную функцию сепарации. В нем происходит отчистка 70% жидкости от газа.
Качество отсепарированной нефти должно быть таким, чтобы содер-жание свободного газа не превышало допустимых норм, что отлично удалось добиться благодаря введению гидроциклона. Погрешность измерения установ-ки составила минимум 1.5%.
Гидроциклон представляет из себя цилиндрический сосуд с отводом (10) в вижней части. Гидроциклон состоит из фланца (1) через который жид-кость входит в основной трубопровод (3) d=159мм, заглушки (2), патрубка (4), кольца (5), полукольца(6) пробки (7), желоба (8) и перехода (9) (рисунок 12 ).
Для обеспечения надежности сварному соединению с внутренней стороны стыкового соединения трубы с трубой по ГОСТ 16037-80-С19 при-варивается кольцо (5). В противном случаи возникает непровар корня сварно-го шва выявляемый проверкой ренгеном, что не допускается по требованиям. Форма подготовленных кромок-со скосом, характер сварного шва-односторонний на остающейся цилиндрической площадке расстояние между кромками деталей увеличивается с 1,5мм до 3мм, сварка либо ручная дуговая (Р), либо дуговая сварка в защитном газе плавящимся электродом (ЗП).
Суть технического решения заключается в установке нового гидро-циклона в целях повышения качества сепарации газожидкостной смеси.
Во-первых изменились конструкционные размеры гидроциклона: длина увеличилась с 420мм до 750мм, диаметр с 140мм до 159мм. На пути в емкость жидкость стала проходить большее расстояние, возросло время нахождения жидкости в гидроциклоне, тем самым отделение газа от жидкости происходит интенсивнее.
Во-вторых дополнительно к патрубку (4) диаметром 75мм привари-ваем концентрический переход (рисунок13). Уменьшение площади кольцевого сечения трубопровода в области перехода приводит к увеличению скорости вращения жидкости, что в свою очередь приводит к увеличению цнтробежной силы. По площади сечения скорость потока увеличивается в три раза, что спо-собствует еще более интенсивному отделению жидкой фазы от газовой фазы.
Качество сепарации заметно повышает точность измерений добывае-мой продукции. Высокая достоверность определения дебита скважин по нефти и газу необходима на стадии пробной эксплуатации, для правильной оценки запасов углеводородов, данные о которых являются основой для принятия решения об инвестициях.













Размер файла: 1,2 Мбайт
Фаил: (.zip)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 2         Коментариев: 0

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

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.