Модернизация трёхфазного сепаратора второй ступени CPF-V-2010-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Модернизация трёхфазного сепаратора второй ступени CPF-V-2010-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
3.2 Сепарация и подготовка нефти
От эксплуатационного манифольда пластовая продукция поступает в сепараторы 1-й ступени:
- V-2010-1 [С-1/1](скид X-9043, 1-я технологическая линия),
- V-2010-2 [С-2/1](скид X-9045, 2-я технологическая линия),
- V-2010-3 [С-3/1](скид X-9047, 3-я технологическая линия),
в которых происходит отделение воды и газа.
И нефть, и вода, вытекают из емкости под давлением в емкости. Нефть проходит к сепаратору второй ступени через трубное пространство теплообменника нефть/нефть, тогда как вода направляется на модуль очистки пластовой воды.
Перед входом нефти в сепаратор в трубопровод подаются деэмульгатор и антивспениватель.
После сепараторов 1-й ступени сырая нефть через отсечные клапаны поступает в кожухотрубчатые теплообменники нефть/нефть:
- Е-2020-1А…1L [T-1/1...6] (модуль X-9003, 1-я технологическая линия);
- Е-2020-2А…2L [T-2/1...6] (модуль X-9004, 2-я технологическая линия);
- Е-2020-3А…3L [T-3/1...6] (модуль X-9005, 3-я технологическая линия).
В данных теплообменниках происходит нагрев сырой холодной нефти, подаваемой от сепаратора 1-й ступени, горячей подготовленной нефтью, подаваемой нефтяными насосами от электростатического коагулятора. Подогретый поток поступает на 2-ую ступень сепарации, охлаждённый – в технологические резервуары.
От теплообменников нефть-нефть подогретая продукция направляется в сепараторы 2-й ступени:
- V-2030-1 [С-1/2](скид X-9043, 1-я технологическая линия);
- V-2030-2 [С-2/2] (скид X-9045, 2-я технологическая линия);
- V-2030-3 [С-3/2](скид X-9047, 3-я технологическая линия),
где происходит дальнейшее разгазирование и обезвоживание нефти.
3.3 Подготовка нефти в сепараторе 2-й ступени
Сепаратор CPF-V-2010, является сепаратором 2-й ступени, имеет объем 215 м3 и производительность 24035 м3/сутки. Нефть собирается в маточник расположенный на высоте 2250 мм. и направляется к дегазатору 3-й ступени через нагреватель нефть/теплоноситель. Вода собирается в маточник расположенный на высоте 550 мм. и поступает на прием водяных насосов 2 й ступени и далее направляется в модуль подготовки пластовой воды[7].
Контроль и регулирование уровня раздела фаз нефть/вода в сепараторе осуществляется системой автоматического регулирования LICALH-201-028 и поддерживается в пределах 400…1700 мм регулирующим клапаном LV-201-028, установленным на линии подачи насосов второй ступени сепарации. При снижении уровня воды до 500 мм или при повышении уровня воды до 1650 мм срабатывает предупредительная сигнализация. При снижении уровня воды до 450 мм срабатывает сигнализация и при 400 мм блокировка на закрытие клапана выхода воды из сепаратора и отключение насоса. При повышении уровня до предельно допустимого (1700 мм) срабатывает аварийная сигнализация[7].
Контроль и регулирование уровня нефти в сепараторе осуществляется системой автоматического регулирования LICALH-201- и поддерживается в пределах 1100…3500 мм регулирующим клапаном LV-201-029, установленным на линии выхода со стороны межтрубного пространства теплообменников нефть/теплоноситель. При снижении уровня нефти до 1200 мм или при повышении уровня до 3400 мм срабатывает предупредительная сигнализация. При дальнейшем снижении уровня нефти до предельно допустимого (1000 мм) срабатывает блокировка на останов технологической линии и закрытие клапана подачи теплоносителя. При повышении уровня до предельно допустимого (3600 мм) срабатывает на закрытие отсечных клапанов входных линий подачи нефти[7].
Контроль и регулирование давления в каждом в пределах 0,250…0,625 МПа осуществляется системой автоматического регулирования PICALH 201 033, регулирующий клапан которой PV 201 033 установлен на выходной линии. При снижении давления в до 0,3 МПа или повышении давления до 0,55 МПа срабатывает предупредительная сигнализация PICALH-201-033. Предусмотрена линия сброса газа на факел НД через клапан и ограничительную шайбу. В случае увеличения давления выше предельно допустимого (0,65 МПа) срабатывает блокировка по системе «1 из 2-х» PISАHH-201-032 на останов технологической линии, закрытие клапана подачи теплоносителя и открытие через 120 секунд продувочного. При снижении давления ниже предельно допустимого (0,2 МПа) срабатывает блокировка PISАLLHH-201-032 на останов технологической линии и на закрытие клапана подачи теплоносителя[7].
Сепараторы защищены от превышения давления в них выше расчетного предохранительными клапанами PSV-201-132, срабатывающими при давлении 0,7 МПа. Сбросы от предохранительных клапанов направляются в коллектор факела НД[7].
Температура в сепараторе контролируется по прибору ТIА 201 039. При снижении температуры до 35 °С или при повышении температуры до 53 °С срабатывает предупредительная сигнализация[7].
На выходе из сепаратора в трубопровод к установке очистки пластовой воды подается ингибитор солеотложения.
В трубопроводы отвода газа от аппарата для снижения коррозионной активности газа подается ингибитор коррозии (газ).
Дренаж сепаратора предусмотрен в закрытую дренажную систему опасных стоков.
На аппарате предусмотрены вентиляционный патрубок с огнепреградителем для продувки и выпуска воздуха при подготовки к ремонту, патрубки для пропарки и продувки.
Проектом предусмотрена теплоизоляция аппарата.

4. Сепаратор CPF-V-2010
4.1 Техническая характеристика
Техническая характеристика приведена в таблице 4.1.
Таблица 4.1. [6]
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
3 Давление, МПа (кгс/см2) рабочее 0,6 (6,0)
  расчётное 0,7 (7,0) наружное 0,1(1,0)
  испытания гидравлическое в горизонтальном положении 0,8 (8,0)
   гидравлическое в верти-кальном положении -
4 Температура, °С рабочая плюс 53
  минимально-допустимая отрицательная стенки минус 46
  расчётная стенки плюс 80, плюс 200 при пропарке при атм.давлении
5 Производительность по газу, нмЗ/сутки 233213
6 Производительность по нефти, мЗ/сутки 24035
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, м2 -
15 Прибавка для компенсации коррозии, эрозии, мм 3
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
19 Основной материал корпуса сосуда 09Г2С-8
20 Габаритные размеры, мм 4960x48987x15415


4.2 Состав, устройство и работа сосуда
Составные части и особенности комплектации.
Сосуд представляет собой горизонтальный сосуд вместимостью V=215м3. Корпус сосуда состоит из сварной цилиндрической обечайки D=4300мм, к которому приварены два торосферических днища[5]. Внутри сосуда установлены внутренние устройства:
• для удаления песка используется 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. Сосуд снабжен технологическими штуцерами, штуцерами для установки приборов КИП и А, двумя люками Ду600 для обслуживания сосуда и внутреннего осмотра .
Принцип действия, устройство и режим работы
Сосуд, работает под давлением 0,6 Мпа (6.0 кгс/см2). Назначение штуцеров - в соответствии с технологической схемой, разработанной проектной организацией. Эксплуатацию сосуда проводить в соответствии с инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию сосуда, технологическим регламентом. Режим работы сосуда периодический[6].


4.3 Средства измерения, инструмент и принадлежности
Контроль за технологическим режимом 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 давлением нагнетания не менее - 2,5 (25) МПа (кгс/см 2);
• для замера давления при гидроиспытании манометр, класс точности 2,5 со шкалой - 0-25 кгс/см2
• набор искробезопасного инструмента[6].
4.4 Эксплуатационные ограничения
Эксплуатационные параметры ограничены технической характеристикой на сосуд, указанной в паспорте. Сосуд должен быть немедленно остановлен в случаях, предусмотренных инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию, в частности:
• при отсутствии в паспорте разрешения на эксплуатацию;
• если давление в сосуде поднялось выше разрешенного 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 пре-вышения 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 нарушении 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 обслу-живанию сосуда. Причины аварийной остановки сосуда должны записываться в сменном журнале.

На основании рассмотренных патентов и собственного предложения с целью повышения качества нефти и газа и предотвращения загрязнения нефти водой предлагаю использовать устройство для ввода эмульсии 3 в отстойную камеру, содержащее одно или несколько сливных полок для отделившейся нефти, установленных в отстойной камере вдоль сосуда 1, которое крепится к перегородке 2.
Данное техническое предложение создает аппарат для подготовки нефти на промыслах, надежный в эксплуатации на удаленных месторождениях, с повышенной производительностью и качеством отделившихся фаз на всех стадиях эксплуатации месторождений, т.е. как при низкой, так и при высокой обводненности добываемой нефти, при разном содержании в ней растворенного углеводородного газа.
В предлагаемом решении кратно увеличивается длина кромки перелива нефти путем прибавления длины сливной кромки лотка, позволяет собирать наиболее обезвоженную отстоявшуюся нефть из самой верхней части слоя отстоявшейся нефти. Слив идет тонким слоем, с низкой объемной скоростью сбора, что позволяет подвергнуть ее дополнительной сепарации (отделению растворенного в нефти газа). Предотвращается возмущение слоев в объеме отстойной камеры, что позволяет получить наиболее высокое качество нефти, чистую воду и сухой газ. Повышению степени сепарации нефти способствует также тонкослойный, по поверхности полок и дна лотка, вывод нефти из отстойной камеры по каналам в нефтесборную камеру. Кроме того, т.к. нефть в нефтесборную камеру поступает не одним потоком, а несколькими - с кромки перегородки и с кромок полок и дна лотка из щелей в вырезе в перегородке, плоскими струями с разной высоты, снижается пенообразование в нефтесборной камере и предотвращается унос из нее нефти с отходящим газом. Наибольший же эффект достигается за счет ликвидации зоны застоя отделившейся нефти в отстойной камере у перегородки, образующейся из-за завихрений, вызванных потоком переливающейся через перегородку нефти.
Ее ликвидация приводит к эффекту увеличения рабочего объема отстойной камеры предотвращает унос нефти с водой, что в конечном счете ведет к повышению производительности сепаратора и качества отделившихся фаз. Ликвидация застойной зоны достигается изменением направления потока выводимой из отстойной камеры нефти от сплошного, вдоль оси емкости в прототипе, на сложный, при котором слив нефти производится по кратчайшему пути, к ближайшему участку сливной перегородки. Причем все потоки образуются только на поверхности отстоявшейся нефти и не затрагивают ее в глубине слоя.
На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии.
Добытая из промысловых скважин нефть содержит попутный газ, песок, ил, кристаллы солей, а также воду, в которой растворены соли. Очевидно, что такую "грязную" и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические и неорганические газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без ее тщательной промысловой подготовки.
Основным этапом является дегация (сепарация) нефти в сепараторе, представляющем собой закрытый сосуд, в котором нефть отделяется от воды и попутного газа. Выделению и отделению газа способствуют снижение давления, разбивка потока жидкости на тонкие струйки, уменьшение скорости и изменение направления движения потока. Отделение воды происходит за счет разности плотностей продуктов, так называемое гравитационное разделение.
В данном дипломном проекте были представлены различные конструкции горизонтальных сепараторов. Также была разработана модернизация сепаратора CPF-V-2010.
В ходе выполнения дипломного проекта решены следующие задачи:
• рассмотрены конструкции различных сепараторов;
• изучены особенности эксплуатации сепаратора CPF-V-2010;
• модернизирован сепаратор CPF-V-2010;
• разработан технологический маршрут;
• рассмотрены безопасность и экологичность проекта;
• проведена оценка экономической эффективности модернизации.