Модернизация трехфазного горизонтального сепаратора CPF-V-2010-1/2/3-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

4 Сведения об объекте модернизации

4.1 Назначение, характеристики объекта модернизации

За объект изучения в дипломном проекте, выбран горизонтальный трехфазный сепаратор 2-ой ступени Ванкорского месторождения VDD-SLT-T-ME-EDS-CPF-2001 (название по технологической схеме: CPF-V-2030), изготавливается ОАО «Дзержинскхиммаш» - одним из ведущих предприятий отрасли, специализирующееся на производстве оборудования для химической, нефтехимической, микробиологической, медицинской, пищевой, зерноперерабатывающей, газоперерабатывающей отраслей промышленности, а также для других индустриальных отраслей. ОАО "Дзержинскхиммаш" входит в состав промышленной группы "Генерация"- российского лидера в производстве энергетического, нефтегазового и бурового оборудования, производит оборудование и для внутреннего рынка и на экспорт. [27]
Сосуд предназначен для разделения продукции скважин на нефть, газ и воду в установках подготовки нефти и газа на нефтяных ме-сторождениях, для районов с сейсмичностью не более 6 баллов. Эксплуатируется на открытой площадке со средней температурой наиболее холодной пятидневки района с обеспеченностью 0,92 не ниже минус 46 °С. Сепаратор представляет собой горизонтальный сосуд вместимостью V=215M3, корпус сосуда состоит из сварной цилиндрической обечайки D=4300MM, к которому приварены два торосферических днища. Внутри сосуда установлены внутренние устройства: для удаления песка использеется размывочное устройство с использованием сопел; по низу обечайки, в качестве водоудерживающей стенки измерительного водослива для удаления песка, применяются замедляющие перегородки не перфорированные; для содействия сепарации применяется пеногаситель низких импульсов сдвига на входе, пеногасительная перфорированная перегородка и устройство для сепарации газа и воды.
Сосуд опирается на седловые опоры. Для обслуживания штуцеров предусмотрена площадка обслуживания. Снабжен технологическими штуцерами, штуцерами для установки приборов КИП и А, двумя люками Ду600 для обслуживания сосуда и внутреннего осмотра. Сосуд, работает под давлением 0,6 Мпа (6.0 кгс/ см2 ). Назначение штуцеров - в соответствии с технологической схемой, разработанной проектной организацией.[5]

Таблица 4.1 – Техническая характеристики сепаратора [5]
1 Технические условия ОСТ 26-291-94 "Сосуды стальные сварные. Общие технические условия", ПБ 03-584-03 "Правила про-ектирования, изготовления и приёмки сосудов и аппа-ратов стальных сварных".
2 Наименование рабочего пространства Корпус
 Давление, МПа (кгс/см2) Рабочее 0,6 (6.0)
  расчетное 0,7(7.0)
наружнее 0,1 (1.0)
Продолжение таблицы 4.1
3  испытания Гидравлическое в горизонтальном положении 0,98 (9.8)
   Гидравлическое в вертикальном положениии -
 Температура, °С рабочая Плюс 57
4  минимально-допустимая отрицательная стенки, находящейся под давлением Минус 60
  расчетная Плюс 180 при пропарке при атм. давлении
5 Производительность по газу, M3/сутки 240000
6 Производительность по жидкости, M3/сутки 27000
7 Среда Нефть, пластовая вода, попутный газ
8 Класс опасности (ГОСТ 12.1.007-76) 3
9 Взрывоопасность (ГОСТ Р 51330.11-99) да
10 Пожароопасность (ГОСТ 12.1.044-89) да
11 Вызывает МКК (да, нет) нет
12 Вызывает коррозионное растрескивание (да, нет) нет
13 Вместимость, м3 215
14 Поверхность теплообмена, м 0
15 Прибавка для компенсации коррозии, эрозии, мм -
16 Расчётный срок службы сосуда, лет 30
17 Количество циклов нагружения за весь срок службы, не более 1000
18 Класс герметичности по ОСТ 26.260.14-2001 5
Окончание таблицы 4.1
19 Основной материал корпуса сосуда 09Г2С-8
20 Габаритные размеры, мм 4640x5020x15700

Внутренняя перегородка сепаратора разделяет нефть и воду. Нефть перетекает через перегородку, собирается в отделении для нефти и направляется к дегазатору 3-й ступени V-2060 через нагреватель нефть/ТЭГ E-2050. Вода поступает на прием водяных насосов 2-й ступени P-2040 и далее направляется в модуль подготовки пластовой воды.
Уровень нефти в сепараторе контролируется датчиком уровня и поддерживается регулирующим клапаном, расположенным ниже по потоку после нагревателянефть/ТЭГ Е-2050.
Уровень раздела фаз нефть/вода в сепараторе контролируется резервированным датчиком межфазного уровня нефть/вода и поддерживается регулирующим клапаном, установленным на линии выкида от водяных насосов Р-2040 к установке подготовки пластовой воды U-4000-1/2/3.
Давление газа в аппарате контролируется датчиком давления, установленным на линии выхода газа из аппарата и поддерживается регулирующим клапаном, установленным на выходной линии, подающей газ в приемный манифольд газовой компрессорной станции низкого давления (ГКС НД).
При дальнейшем подъеме давления газа после регулирующего клапана, для обеспечения требуемого давления на входе в ГКС НД включается в работу контур регулирования давления, установленный на линии сброса газа в систему факела НД.
Кроме этого предусмотрена отдельная линия аварийного (экстренного) остаточного сброса газа на факел НД через ограничительную диафрагму.
Сепаратор защищен от превышения давления в нем выше расчетного предохранительными клапанами сброса давления с уставкой на давление 0,7 МПа (изб). Сброс от предохранительных клапанов направляются в коллектор факела НД.
Температура в сепараторе контролируется датчиком температуры. Предусмотрен сигнал тревоги по низкой температуре для предупреждения о возможности отложений парафинов, замерзания и образования гидратов.
Расход отходящего газа контролируется ультразвуковым расходомером.
Для отображения расхода газа при нормальных условиях предусмотрена дополнительная установка датчиков давления и температуры. Для вычислительных операций используется микропроцессорный многоканальный вычислитель, на который поступают сигналы о расходе, давлении, температуре с датчиков, установленных на трех сепараторах каждой технологической линии, а также предусматривается ввод с клавиатуры коэффициентов сжимаемости газа.
Для обеспечения защиты технологического процесса при аварийных ситуациях предусмотрена установка на сепараторах датчиков давления и уровня, аварийных клапанов-отсекателей на линиях выхода газа на прием ГКС НД, аварийного сброса газа на факел НД, выхода нефти и воды из сепараторов. На выходе из сепаратора в трубопровод к установке очистки пластовой воды подается ингибитор отложений.
В трубопроводы отвода газа от аппарата для снижения коррозионной активности газа подается ингибитор коррозии (газ).
Сепаратор 2-й ступени сепарации оборудуется системой для размыва песка. Для этого к аппарату подводится вода для струйной промывки и предусмотрен отвод промывочной воды с мех. примесями. Дренаж сепаратора предусмотрен в закрытую дренажную систему опасных стоков.
На аппарате предусмотрены вентиляционный патрубок с огнепреградителем для продувки и выпуска воздуха при гидроиспытаниях, патрубки для пропарки и продувки.
Проектом предусмотрена теплоизоляция аппарата и поддержание температуры в заданном режиме греющими элементами. Аппарат будет установлен на раме, укомплектован трубной обвязкой, арматурой, контрольно-измерительными приборами. [5].

4.2 Особенности эксплуатации, неисправности и методы устранения

Сосуд должен быть немедленно остановлен в случаях, предусмот-ренных инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию, в частности:
— при отсутствии в паспорте разрешения на эксплуатацию;
— если давление в сосуде поднялось выше разрешённого и не снижается, несмотря на меры, принятые персоналом;
— при превышении рабочей температуры стенки корпуса сосуда выше разрешённой, указанной в паспорте на сосуд, несмотря на меры принятые персоналом по её снижению;
— при выявлении неисправности предохранительных устройств от превышения давления;
— при обнаружении в сосуде и его элементах, работающих под давлением, неплотностей, выпучин, разрывов прокладок;
— при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;
— при выходе из строя всех указателей уровня жидкости;
— при неисправности предохранительных блокировочных устройств;
— при нарушений технологического регламента;
— при обнаружении следов промокания теплоизоляции, течи во фланцевых соединениях;
— при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду, находящегося под давлением;
— при отключении электроэнергии и т. д.
Порядок аварийной остановки сосуда и последующего ввода его в работу должен быть указан в инструкции по режиму работы и безопасному обслуживанию сосуда.
Причины аварийной остановки сосуда должны записываться в сменном журнале.
Контроль за технологическим режимом необходимо проводить по приборам на щите с дублированием показателей (в период пуско-наладочных работ) по приборам, установленным по месту.
Для выполнения работ по техническому обслуживанию необходимо иметь:
— для проведения цветной дефектоскопии набор дефектоскопических материалов, инструмента и принадлежностей согласно ОСТ 26-5-99;
— для проведения толщинометрии ультразвуковой толщиномер с. точностью измерений + 0,1 мм;
— для создания давления при гидроиспытании поршневой насос с давле-нием нагнетания не менее - 2,5 (25) МПа (кгс/см );
— для замера давления при гидроиспытании манометр, класс точности 2,5 со шкалой - 0-25 кгс/см;
— набор искробезопасного инструмента.
Перед вводом в эксплуатацию следует проверить:
— наличие в паспорте сосуда штампа Ростехнадзора о его регистрации;
— наличие записей результатов освидетельствования;
— внешним осмотром надёжность болтовых и фланцевых соединений;
— надежность крепления сосуда к фундаменту;
— надёжность заземления;
— общее состояние сосуда, правильность и надёжность присоединения технологических трубопроводов, запорной арматуры и КИПиА;
— надёжность работы регулирующей, запорной и предохранительной арматуры, связанной с сосудом по технологической схеме;
— отсутствие временно установленных заглушек на рабочих участках трубопроводов.
Управление и контроль за работой сосуда ведётся аппаратчиком по месту расположения сосуда.
Обслуживающий персонал должен в своих действиях руководствоваться требованиями технологического регламента и инструкции по режиму работы и безопасному обслуживанию сосуда. [5]
Возможные неисправности и методы их устранения приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Характерные неисправности в процессе эксплуатации и методы их устранения.[5]
Наименование неисправности, внешнее проявление и дополнительные признаки Вероятная причина Метод устранения
1.
Пропуск газа или жидкости во фланцевых соединениях Ослабло крепление фланцевого соединения или повреждена прокладка Остановить работу сосуда. Выполнить соответствующие требованиям п. 3.3. Подтянуть крепёжные детали фланцевых соединений, при необходимости заменить прокладку.

Окончание таблицы 4.2
2. Неисправности, перечисленные в п.3.2 Нарушение технологического режима, неисправности КИП, автоматики и другие причины Остановить работу сосуда. Выяснить причину неполадки и устранить её. При необходимости вскрытия сосуда, выполнить требования п. 3.3.

4.3 Требования для устранения неисправностей

Сосуд, подлежащий вскрытию для внутреннего осмотра, ремонта или очистки, должен быть остановлен, охлаждён (отогрет), освобождён от заполняющей его рабочей среды, отключён заглушками от трубопроводов, соединяющих сосуд с источником давления или с другими сосудами, подвергнут тщательной обработке (нейтрализации, дегазации) в соответствии с инструкцией по безопасному ведению работ, утверждённой владельцем сосуда в установленном порядке. Сосуд должен быть очищен до металла (при необходимости).
Перед вскрытием следует убедиться, что давление в сосуде атмосферное, для чего открывается вентиль или кран, предназначенный для этих целей, установленный на подводящем или отводящем трубопроводе между первой ближайшей к сосуду заглушкой или запорной арматурой и самим сосудом, а также, что температура стенки снижена до температуры окружающего воздуха.
Место обслуживания и проведения ремонтных работ должно быть обеспечено низковольтным освещением, светильниками напряжением не выше 12 вольт во взрывобезопасном исполнении и искробезопасным инструментом. [5]

Важнейшей характеристикой сепараторов, является их производительность. Одними из важных параметров , которые влияют на эффективность процесса сепарации и, как следствие, на производительность, является стабилизация нефти, пенообразование и разгазирование газожидкостой смеси.
Недостаточная стабилизация нефти, а также пенообразование, могут стать причиной повышения капельной нефти в отводящем газе, сохранению в нефти на выходе из сепаратора большого количества растворенного газа. Это объясняется тем, что появление слоя нефти на границе нефть-газ затрудняет процесс испарения нефти. При определенной высоте этого слоя, кине¬тическая энергия пузырьков газа может быть недостаточной для преодоления механической прочности структурированных пле¬нок нефти, образующих каркас пены. Все это ведет к потере производительности, а также потере полезного объема сепаратора.
Для того, чтобы предотвратить процесс пенообразования, используют различные пеногасители – химические реагенты, которые помимо понижения степени пенообразования, также позво¬ляют улучшить работу насосов и снизить пульсацию трубопро¬водов.
Изучив данный вопрос, было принято решение о модернизации сепаратора 2-ой ступени Ванкорского месторождения, которая заключается в установке стального распределительного устройства на вход в сепаратор.
Данное распределительное устройство, представляет собой сварную конструкцию, которая обеспечит стабилизацию потока жидкости, а также увеличит газовыделение, за счет увеличения площади соприкосновения жидкости с данной конструкцией.
Это позволит частично сэкономить на приобретении антивспенивателей, затраты на которые, в перерасчете на большой объем жидкости, проходящей через сепаратор, могут составлять внушительные суммы.
Рисунок 6.1 – распределительное устройство
Кроме того, было принято решение установить перфорированную трубу на выход нефти, которая бы позволила увеличить поток извлекаемой нефти, за счет равномерного забора, по всему диаметру сепаратора, а также бы в определенной степени уменьшила концентрацию растворенного газа и воды в нефти на выходе.
Рисунок 6.2 – перфорированная труба для забора нефти