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

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 компонента от других (например, газа от жидкости). Сосуд, в котором происходит сепарация, называется сепаратором. Отделение 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 одноступенчатая 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 сепараторов 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 газожидкостной смеси).
II. Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увеличенных 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 и эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости 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 газом — в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций, а также от вязкости нефти и времени пребывания ее в сепараторе.
IV. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора или вынесенная за пределы его и служащая для улавливания мельчайших капелек 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 применялись преимущественно вертикальные сепараторы гравитационного типа, называемые сепарационными трапами.
Принцип работы сепарационного трапа следующий (рис.6) Продукция скважины по специальному вводу, врезанному касательно 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 предназначен 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 клапан; 5 —ввод; 6 — люк; 7 — газоотводящая труба; 8 — отбойники; 9 — жалюзи; 10 — козырек; 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 допустить прорыва газа в нефтяную линию или нефти в газовую линию. Количество газа, выделившегося из нефти, зависит от
давления: чем меньше давление, тем больше выделится свободного 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 установки, 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 сооружение сепарационных установок и другие технико-экономические показатели. Во избежание этого применяют горизонтальные 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 давление 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 — допустимое рабочее давление; М — модернизированная.
Первые три установки типа УПС можно использовать в качестве сепараторов первой ступени, в этом случае предварительное отделение газа от жидкости должно осуществляться в депульсаторе перед по-ступлением
продукции в аппарат. УПС-10000/6М устанавливается после сепаратора
первой ступени и одновременно может разделять жидкость на несколько потоков равного расхода.
Автоматизированные установки выполнены в моноблоке и состоят из следующих основных частей: блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.
Блок сепарации и сброса воды глухой сферической перегородкой разделен на два отсека— сепарационный А и отстойный Б. Каждый отсек имеет люк-лаз, предохранительный клапан и дренажные штуцеры.
В сепарационном отсеке для более полной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрена нефтеразливная полка 2.

Рис. 7. Принципиальная схема установки типа УПС-3000


Для равномерного распределения потока в параллельно работающих установках в сепарационных и отстойных отсеках имеются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части).
В отстойном отсеке для более полного использования объема 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 режимах полного и неполного заполнения. На установках УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавли-ваемый над отстойной секцией.
Работа установки происходит следующим образом. Продукция 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 регулятор уровня отводится в отсек Б, откуда через каплеотбойник 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 сепарации монтаж узла предварительного отбора газа не требуется.
Водонефтяная эмульсия из отсека А перелавливается в отсек Б под действием давления газа. Допустимый перепад давления между отсеками Б и А не более 0,2 МПа (в зависимости от длины каплеобразователя между отсеками).
Для улучшения отделения воды от эмульсии предусмотрено предварительное смешение продукции скважин с водой, поступающей из установки подготовки нефти. Трубопровод (каплеобразователя) между отсеками А я Б может быть выполнен из трубы определенного диаметра и длины в зависимости от требуемого 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 через входной распределитель 3. При этом основная часть струй, вытекающих из
распределителя, движется радиально, а меньшая часть — в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата и теряя кинетическую энергию, струи эмульсии отражаются и принимают горизонтальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 8. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верхней 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 между собой
подачей и давлением нагнетания насосных агрегатов: 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 насосные станции подачей 500; 1000; 2000 м3/сут. Дожимные насосные станции большей подачи комплектуются из двух технологических 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 технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа.
Технологический блок состоит из двухточного гидроциклона 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 дополнительного сепаратора, буфера перед насосами и отстойниками. С целью унификации вместимость емкости для всех блоков принята равной 20 м3, что составляет 1 % от суточной подачи блока БН-2000.
Емкость вертикальными перегородками разделена на две части. Первый, малый отсек А служит для задержания механических примесей, пены. В нем поддерживается некоторый уровень жидкости, куда погружается нижний патрубок гидроциклонной головки. Большой отсек Б емкости служит основ-ным буфером перед насосами и дополнительным сепаратором. В нем размещаются также поплавки всех регулирующих механизмов.
Для северных районов страны с неблагоприятными климатическими 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 центробежной силы, которую приобретает тангенциально вводимый поток газонефтяной смеси. Жидкость, имеющая большую плотность, под действием этой силы, прижимается к стенке и сте-кает по ней в малый отсек А.
Далее нефть из емкости через приемные патрубки откачивается насосами в напорный нефтепровод. На выкидном коллекторе, после насосов, для
замера общей подачи участка по жидкости имеется счетчик.
Предусматривается непрерывный и периодический режимы работы насосных агрегатов.
Непрерывную откачку предлагается осуществлять при отличии
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 насоса. Периодическая откачка насосами проводится по сигналам

автомата откачки АО-6.
Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верхний патрубок поступает в большой отсек Б технологической 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 сепарации транспортируется потребителю
В коллекторе выхода газа устанавливается камерная диафрагма,
служащая для периодического замера подачи участка по газу переносным дифманометром.
На технологической емкости смонтирован предохранительный клапан, который срабатывает при повышении давления в емкости более 0,9 МПа. При срабатывании предохранительного клапана газ отводится на факел.
К факельной линии II также подключены канализационные патрубки технологической емкости, через которые при открытых задвижках продукты пропарки могут отводиться на факел.
Для удаления течи сальников насосных агрегатов предусматривается отдельная система канализации III.
Комплекс приборов и средств автоматизации обеспечивает:
• автоматизацию процесса периодической откачки нефти с установки;
• включение резервного насоса откачки, при аварийной остановке работающего; предусматривается выбор режимов управления
насосами — «ручной», «I рабочий» и «II рабочий» (автоматические);
• 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 резервными или аварийными емкостями);
• согласование (регулирование) подачи насосов откачки с количеством

газонефтяной смеси при непрерывном режиме работы насосов;
• регулирование уровня газонефтяной смеси в технологической емкости (в случае аварийного режима работы ДНС с резервными или аварийными емкостями);
• автоматическую защиту (отключение) работающего насоса при отклонении давления от нормального на нагнетании насоса и обесточивают блока местной автоматики (БМА);
• технологический контроль за расходами газонефтяной смеси и отсепарированного газа, уровнем в технологической емкости, давлениями в различных точках технологической обвязки ДНС;
• сигнализацию в щитовой блок ДНС об аварийно-высоком верхнем и нижнем уровнях в технологической емкости; об аварийной остановке работающего насоса; о включенном состоянии БМА; о нормальной работе насоса откачки;
• возможность дублирования аварийной световой сигнализации, выносимой в щитовой блок ДНС, местной звуковой (сирена) 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 перемешивания 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, работа сепараторов любого типа характеризуется тремя показателями:
• степенью разгазирования нефти или усадкой ее;
• степенью очистки газа, поступающего в газопровод, от капелек нефти;
•  степенью очистки нефти, поступающей в нефтепровод, от пузырьков газа.
Следовательно, в каждой ступени сепарационной установки при снижении давления количество нефти уменьшается, т. е. происходит разгазирование ее и соответственно возрастает количество суммарного газа.
При этом для любых условий работы сепарационной установки в герметизированной системе нефтегазосбора имеет место следующий 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 пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти III. Чем меньше величины этих показателей, тем эффективнее работа сепаратора.
Технически совершенным будет тот сепаратор, который при прочих равных условиях обеспечивает более высокую степень очистки газа и жидкости и, кроме того, имеет большую производительность с минимально необходимыми затратами металла на его изготовление. 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 производительности.
Степень технического совершенства сепаратора характеризуется тремя показателями: 1) минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2) максимально допустимой величиной средней скорости газового потока в свободном сечении или каплеуловительной секции сепаратора и 3) временем пребывания 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, который работает
следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением 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 нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 4, увеличивающие путь движения нефти и облегчающие тем самым выделение окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена 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 выводится 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 заключается в следующем.
Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную головку 2, в которой за счет центробежной силы происходят сепарация 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 сливную 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 отвод 8. В этом сепараторе нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонному трубопроводу, наклон которого к горизонту может колебаться в пределах 3 — 4°. К нему приварена вертикально 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 равновесная сепарация нефти и газа, которые в наклонном трубопроводе еще больше разделяются и раздельно годятся: нефть по продолжению трубопровода в корпус сепаратора, а газ по вилке газопровода 2 в каплеуловительную секцию 3. Не успевшие скоалесцировать (соединиться) в крупные агрегаты 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 — перфорированные 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 — перегородка; 14 — исполнительный механизм


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 сепаратора является предварительное отделение нефти от газа с последующим вводом их по отдельным каналам в корпус сепаратора и каплеуловительную секцию 3. Такой способ ввода продукции скважин в сепаратор позволяет значительно снизить перемешивание нефтегазовой смеси и ускорить отделение нефти от
газа. Верхний и нижний уровни жидкости в сепараторе поддерживаются 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.

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.