Установка замерная АГЗУ с гидроциклонным сепаратором. Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

В курсовом 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.
Экономическая целесообразность применения данного усовершенствования обусловлена экономией неизменных по годам расчетного срока затратами, вследствии снижения погрешности измерений, что подтверждается экономическими расчетами.
С точки зрения безопасности труда в цеху 07, где собирается установка, рассмотрены условия труда и меры безопасности персонала.
С точки зрения охраны окружающей среды проведен расчет категории экологической опасности.
Пояснительная записка содержит страниц печатного текста 102, рисунков 19, таблиц 12, формул 63, список использованной литературы 26 наименований.
Графическая часть выполнена на 10 листах формата А1.

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.