Модернизация системы сбора и подготовки нефти и газа. Модернизация вертикального газожидкостного сепаратора-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Модернизация системы сбора и подготовки нефти и газа. Модернизация вертикального газожидкостного сепаратора-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Тема дипломного проекта называется «модернизация системы сбора и подготовки нефти и газа». Цель модернизации заключается в установке во входном патрубке распылителя, для более эффективной дегазации. Проект состоит из пояснительной записки и чертежей.
В пояснительной записке приведено описание систем сбора и подготовки нефти и газа, назначение, классификация и конструкция сепараторов, патентно-информационный обзор, описание принципа работы модернизированного вертикального газожидкостного сепаратора, его основные расчеты. Проект рассмотрен с точки зрения безопасности и экологичности, рассчитана экономическая выгода от применения модернизации.
Объем расчетно-пояснительной записки составляет 87 страниц. В них 17 иллюстраций, 4 таблиц, 14 ист. использованной литературы. Графическая часть составляет 9 листов.
В приложении размещены спецификации к чертежам и патенты.
2 Назначение, классификация и конструкция сепараторов

Отделение нефти от газа и воды производится с целью:
• получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо;
• уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;
• уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);
• уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).
Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводу сопровождается пульсациями давления, например, если поток имеет пробковую структуру, то происходит попеременное прохождение пробок нефти и пробок газа. Возникающие циклические нагрузки на трубопровод приводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода.
Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:
1 по назначению: замерные и сепарирующие;
2 по геометрической форме: цилиндрические, сферические;
3 по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;
4 по характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.
5 по технологическому назначению:
- двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу;
- трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду;
- сепараторы первой ступени сепарации - рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;
- концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;
- сепараторы - делители потока - используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;
- сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;
6 по рабочему давлению:
- высокого давления - более 4 МПа;
- среднего давления - 2.5 - 4 МПа;
- низкого давления - до 0.6 МПа;
- вакуумные - (давление ниже атмосферного).
Принципиальное устройство сепараторов
Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.
Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рисунок 2.1).
Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из
смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.
Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.
В сепараторе любого типа различают четыре секции.
I — основная сепарационная секция, служащая для отделения нефти от газа; на работу этой секции большое влияние оказывает конструкция ввода продукции скважин (5) (тангенциальный, радиальный, использование насадок-диспергаторов, диспергирующих газожидкостный поток и создающих высокую поверхность раздела фаз, увеличивая дисперсность системы. В результате этого происходит интенсивное выделение газа из нефти.
II — осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из I секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа, нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти и эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости могут быть изготовлены с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти (это происходит благодаря разрушению газо-жидкостных структур за счет волнового движения).
III — секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная для сбора и вывода нефти из сепаратора; нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии или в смеси с газом — в зависимости от эффективности работы I и II секций и времени прибывания нефти в аппарате.
Слой пены оказывает значительное сопротивление выделению газа из всплывающих пузырьков.
Поэтому продолжительность пребывания нефти в сепараторе при наличии слоя пены в сепараторе может быть увеличена в несколько раз. При достижении определенной высоты пена может подхватываться потоком газа и уноситься из сепаратора. Замечено, что тяжелые нефти более склонны к пенообразованию, чем легкие.
IV — каплеуловительная секция расположена в верхней части сепаратора и служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа. Каплеуловительная секция конструктивно может быть различной и работа ее может основываться на одном или нескольких принципах, например:
• столкновение потока газа с различного рода препятствиями: прилипание капель жидкости, силы адгезии;
• изменение направления потока: силы инерции;
• изменение скорости потока;
• использование центробежной силы;
• использование коалесцирующей набивки (металлические сетки) для слияния мелких капель жидкости в более крупные.
Перемещаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, расширяющихся и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и, в то же время, опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в сепаратор. Перед входом в сепаратор продукция скважины всегда состоит из двух фаз - жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз зависит от состава нефти в пластовых условиях, давления насыщения и давления в сепараторе.
Если, например, в скважину поступает из пласта нефть, то к нефтегазовому сепаратору подойдут газ, выделившийся из нефти вследствие снижения давления от давления насыщения до давления, установленного в сепараторе, и оставшаяся нефть с окклюдированным газом, т.е. пузырьками газа, захваченными нефтью или не успевшими из нее выделиться.
Основной процесс в нефтегазовом сепараторе — отделение свободного газа и выделение из нефти окклюдированного газа.
Кроме сепарации газа в сепараторе происходят и другие процессы: очистка газа от частиц жидкости и подъем пузырьков газа окклюдированных в слое нефти, находящейся в секции сбора жидкости.
Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно
небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.
Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рисунок 2.2) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.
Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.
Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (Рисунок 2.3) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4.
В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8

На основе анализа патентов представленных в патентно – информа-ционном обзоре мной было принято решение модернизировать газожидкостной сепаратор (авторское свидетельство №RU 2 190 450 С2). В качестве модернизации предусматривается установка распылителя (авторское свидетельство №SU 1745356 А1) во входной патрубок, разделяющего газожидкостную смесь на много струек, тем самым увеличивая площадь поверхности газожидкостной смеси, процесс дегазации протекает на большей площади поверхности, что приводит к увеличению эффективности газоотделения. Распылитель создает гидравлическое сопротивление и за ним образуется область пониженного давления. При понижении давления дегазация происходит также более интенсивно.
Газожидкостный сепаратор работает следующим образом. ГЖС подается тангенциально, через входной патрубок в котором установлен распылитель, во входную камеру 5 вертикального цилиндрического сепаратора, где происходит первая ступень разделения ГЖС, при этом капельки жидкости по стенкам входной камеры5, через коническую перегородку 6 стекают в сливные трубы 7 и гидрозатворный стакан 10 с ребрами на наружной поверхности, выполненные в виде винтовой полки для спокойного слива жидкости.
Предварительно очищенный газ поступает в каплеотбойную камеру 9 с лопаточными завихрителями, закручивается в поток, происходит вторая ступень разделения , при этом капли осаждаются на поверхность и стекают по конусной ее части через сливную трубу в нижнюю часть сепаратора и далее отводится.
Сливные трубы входной и каплеотбойной камер установлены в гидрозатворный стакан на разных уровнях, сливная труба ниже сливной трубы – это предотвращает прорыв газа из входной камеры в газовое пространство сепаратора. Выполнение входной камеры 5, отделенной от отстойной зоны сепаратора конической перегородкой 6, и сообщение ее с трубопроводом отвода газа также исключает выброс жидкости в трубопровод отвода газа при любых изменениях нагрузки по газу и снижениях уровня жидкости в сепараторе. Таким образом предложенный сепаратор надежен в работе при разделении ГЖС.