1002

МОДЕРНИЗАЦИЯ Сепарационно-измерительная емкости ИУ«Мера 40-1-400» групповой замерной установки «Мера 40-1-400»-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 191238
Дата закачки: 16 Апреля 2018
Продавец: lelya.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: CAD-системы и проектирование, AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word

Описание:
МОДЕРНИЗАЦИЯ Сепарационно-измерительная емкости ИУ«Мера 40-1-400» групповой замерной установки «Мера 40-1-400»-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа


Комментарии: 2 ВЫБОР ПРОТОТИПА И ОПИСАНИЕ МОДЕРНИЗАЦИИ

2.1. Выбор прототипа замерной установки «Мера 40-1-400» и обоснование необходимости модернизации

Принципиальная схема замерной установки «Мера 40-1-400» представлена на рис 2.1. В принцип работы установки заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления Р, столба жидкости высотой Н, от плотности жидкости 
Р =  qH ( 1.1)
где q - ускорение свободного падения, м2/с;
 - плотность жидкости, кг/ м3;
Н – высота столба жидкости, м;
Для измерения объемного расхода газа используется метод замещения – (метод PVT) [давление х объем х температура].
Работа установки в автоматическом режиме по измерению расхода нефтегазовых скважин, происходит следующим образом.
Задвижка ЗД6 должна быть в положении «Закрыто». Продукция скважины через ЗД4 поступает в сепарационную емкость 1, в которой происходит отделение газа от жидкости, поступает в измерительную емкость 2, где осуществляется процесс покомпонентного измерения дебита .
Переключатель КЭ находится в нижнем положении, при котором отсепарированный газ под давлением сепарации направляется в сборный коллектор, а жидкость заполняет измерительную емкость.


Рис. 2.1 Принципиальная схема замерной установки «Мера 40-1-1500»
1-сепаратор, 2-емкость измерительная, ЗД1, ЗД2, ЗД3 – задвижки клиновые, В1-зкс, В 2 - В7 – вентили, У1,У2,У3 – сигнализатор уровня, Вр2 – электрический датчик перепада давления, Вр1 – электрический датчик избыточного давления, Ос- отстойник конденсата, ВК1, ВК3 – датчики температуры, У4 – сигнализатор уровня визуальный, КО – клапан обратный, Кэ1, Кэ2 – переключатели потока трехходовые электроприводные.
При достижении жидкости конечного выключателя У1 фиксируется гидростатическое давление Р1 столба жидкости в емкости по величине тока J1 датчика разности давлений ВР2 и с этого момента начинается отсчет времени измерения  с.
При достижении уровня жидкости конечных выключателей У2 или У3 фиксируется время измерения и гидростатическое давление столба жидкости Р2 и Р3 (значение выходного тока J2 или J3).
Дебит скважины по нефти определяется по следующей формуле,
(J3 – J1) Kп 3600 24
Q = --------------------------------------, т/сут, (1.2)

где Кп - коэффициент пропорциональности определенный при
градуировке установки, т/мА;
τ – время наполнения мерной емкости, с;
После наполнения емкости, кран шаровой КЭ1, по команде контроллера, переключается в верхнем положение, что означает ( СЛИВ ЖИДКОСТИ ), и жидкость начинает вытесняться из емкости, поступающим из скважины газом. Измерение дебита газа выполняется по принципу «замещения объемов». Объемы емкости Vi между конечными выключателями У1, У2, и У1, У3 определены при настройке установки.
В процессе вытеснения газом жидкости, фиксируется время вытеснения г, с, и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t в емкости 2.
Дебит скважины по газу определяется по следующему алгоритму
Vi 3600 24 P + 0,1013
Qг = 2893 ---------------------- ------------------- , нм3/ч (1.3)
г (273+t) K

где Vi - объем емкости между конечными выключателями У1 и У2 или У1 и У3, м3;
Р - среднее значение избыточного давления газа в емкости, измеренное датчиком ВР1, МПа;
t - температура газа, оС;
К  - коэффициент сжимаемости;
τг – время вытеснения мерной емкости газом, с.
Блок контроля и управления одновременно осуществляет управление процессом измерения и трехходовым переключателем потока КЭ. Переключение осуществляется путем изменения направления вращения трехфазного электродвигателя, смонтированного на переключателе потока. Время работы двигателя – 4 сек. Процесс измерения происходит в следующей последовательности. Переключатель потока КЭ находится в верхнем положении, что означает (НАПОЛНЕНИЕ ЖИДКОСТИ). В момент срабатывания конечного выключателя У1 – (НАЛИЧИЕ ЖИДКОСТИ ) (контакт разомкнут) включается счетчик времени и фиксируется значение выходного сигнала J1 (мА) датчика разности давлений ВР2. В момент срабатывания конечных выключателей (контакт разомкнут) У2 или У3 – ( НАЛИЧИЕ ЖИДКОСТИ ) фиксируется время, соответственно, 1 и 2, J2 (мА) и J3 (мА). При 1 - больше часа, счетчик времени останавливается при достижении жидкостью уровня конечного выключателя У2 (2 ). Через время, равное 0,11, после срабатывания конечного выключателя У3, переключате-лем потока КЭ переключается в нижнее положение ( СЛИВ ЖИДКОСТИ ) и установка переходит в режим измерения дебита газа. В момент срабатывания конечного выключателя У1 ( ОТСУТСТВИЕ ЖИДКОСТИ ) (контакт зам-кнут) включается счетчик времени и фиксируются значения выходных сигналов Jp1 (мА) датчика давления ВР1 и Jt1 (мА) датчика температуры ВК1.В момент срабатывания конечного выключателя У1 ( ОТСУТСТВИЕ ЖИДКОСТИ ) (контакт замкнут) фиксируется время слива 3, с.Через время, равное 0,13, после срабатывания конечного выключателя У1 измерения повторяются. Если в процессе измерения 1 - больше 1 часа, то схема измерения реализуется между конечными выключателями У1 и У2 по описанному выше алгоритму. Измерения выполняются автоматически по программе заданного числа циклов измерений, либо по заданному времени контроля, либо по команде оператора. После каждого измерения станция управления выполняет вычисления дебита скважин по жидкости и газу
При условии 1 - меньше 1 часа дебит скважины по жидкости Qж и газу Qг определяется по формулам:
(J3 – J1) K п 3600 24
Qж = ----------------------------------, т/сут, (1.4)
2

V1 3600 24 P + 0,1013
Qг = 2893 -------------------- -----------------, м3/сут, (1.5)
3 (273 + t) K
где V1 (м3) – объем емкости сепарационной между конечными выключателями У1 и У3, определяемый при изготовлении емкости;
К П (т/мА) - коэффициент пропорциональности, определяемый при
изготовлении емкости;
K - коэффициент сжимаемости газа.

Блок контроля и управления позволяет при известной плотности в - воды и н - нефти, т/м3 определить дебит скважины по воде Qв и по нефти Qн по следующим формулам:

(в - ж) н
Qн = Qж -----------------------, т/сут, (1.6)
(в - н) ж
Qв = Qж - Qн, т/сут, (1.7)
где, ж т/м3 - плотность водонефтяной жидкости определяемая в интервале конечных выключателей У1 и У3 по формуле
(J3 – J1) KП2
ж = ----------------------- (1.8)
V1
где, KП2 - коэффициент пропорциональности между конечными выклю-чателями У1 и У3, т/ мА;
V1- объем емкости между конечными выключателями У1 и У3, м3.

После завершения измерений в автоматическом режиме, или в процессе измерений по требованию оператора, блок контроля и управления вычисляет среднее значение дебитов скважины по каждой фазе (Qж, Qн, Qв, Qг) по формуле
(1.9)

где Qi - дебит i-го измерения;
n - количество циклов измерения;
Среднее значение по дебиту жидкости, газа, нефти, воде передаются на верхний уровень, и хранится в памяти контроллера.

Гидростатический метод определения расхода скважин является наиболее перспективным, но для обеспечения высокой точности измерения дебита необходимо обеспечить высокое качество сепарации газожидкостной смеси. Поэтому необходимо постоянно совершенствовать сепарационные узлы АГЗУ «Мера» для повышении точности измерений и снижению металлоемкости.

2.2 Описание конструкции сепарационно-измерительной емкости до моедернизации

На рисунке 2.2 представлен общий вид конструкции сепарационо-измерительной емкости измерительной установки «Мера 40-1-400». Емкость конструктивно состоит из двух основных узлов сепарационной емкости 2 и измерительной емкости 11 которые соединены фланцевым соединением 6 Ду 400.
Сепарационная емкость 2 с наружным диаметром 530 мм предназначена для первичного разделения продукции скважины на жидкость и газ.
Измерительная емкость 11 предназначена для периодического накопления и опорожнения жидкости и газа в период проведения измерений.
Продукция в емкость поступает по входному патрубку 1. Отделившийся от жидкости газ стремится к выходному газовому патрубку 4 через каплеуловитель 3. Жидкость по лоткам 5 и сливному зонду 7 поступает в измерительную емкость 11 где происходит ее периодическое накопление и опорожнение. Слив жидкости после измерения расхода и обводненности происходит через патрубок 8 по команде станции управления через переключатель потока ППТ. На штуцерах 10 устанавливаются датчики уровня по сигналам которых определяется расход скважин.

Рисунок 2.2 Сепарационно-измерительная емкость ИУ«Мера 40-1-400»
1- входной патрубок, 2- сепарационная емкость, 3 – каплеуловитель, 4-патрубок выхода газа, 5 – лотки, 6- фланцевое соединение, 7- сливной зонд, 8-сливной патрубок, 9 – патрубок отвода газа, 10 – штуцеры датчиков уровня, 11 – емкость измерительная.


К недостаткам данной конструкции емкости можно отнести:
- высокий габаритный размер из за использования фланцевого соединения;
- из за наличия фланцевого соединения используется дополнительные детали (днище, патрубки, шпильки, гайки прокладка);
- неудобство обслуживания фланцевого соединения при протечках;
- небольшой объем сепарационной емкость ;
- низкое качество сепарации из за неудачного подвода продукции (газ с частичками жидкости улетает в газовый выход 4)
- неэффективное расположение каплеуловителя ( отбивающиеся на отбойниках капли подхватываются потоком газа вверх, что не исключает их унос в газовую трубу )
- небольшая площадь сливных лотков (пузырьковый не успевает выскочить из пленки жидкости на лотке, что ухудшает качество сепарации)
- отсутствие устройства плавного ввода жидкости в измерительную емкость. (на поверхности раздела уровня возникают волнения, что оказывает влияние на точность определения высоты уровня и на величину значения расхода)

В связи с указанными недостатками возникает необходимость провести модернизацию конструкции сепарационно-измерительной емкости с целью повышения качества сепарации и повышения точности измерений.

2.3 Патентная проработка

Проведенный патентный поиск за последние десять лет выявил несколь-ко конструкций новых сепарационных емкостей с возможностью применения их отдельных элементов в нефтедобывающей промышленности в частности для ИУ«Мера 40-1-400»


2.3.1. Трехфазный сепаратор

А.В. Сорокин, В.А. Смирнов, В.А. Симонов описание изобретения к патенту №2050923, 1995г.. «Трехфазный сепаратор»
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разделения промысловой эмульсии, состоящей из компонентов с различными химико-физическими свойствами. Устройство содержит горизонтальный резервуар, патрубок ввод эмульсии, патрубок вывода газа, нефти, воды и стакан дренаж механических примесей. Поступающая в вертикальный стакан эмульсия за счет центробежных сил разделяются на легкую и тяжелую. Легкая за счет центробежных сил поднимается по патрубку, попадая в резервуар выше уровня раздела нефть-газ. Взаимное расположение стакан шламосборника, вертикального патрубка, их размеры позволяют улучшить гидродинамические параметры предупреждают прорыв газовой фазы через эмульсионный слой (рисунок 2.3).
Формула изобретения:
Трехфазный сепаратор, содержащий горизонтальный резервуар с патрубками ввода эмульсии, вывода газа, нефти дренажной воды, отличаю-щийся тем, что он снабжен стаканом дренажа причем верхний срез вертикального патрубка расположен выше раздела границы нефть газ, нижний срез ниже границы раздела нефть вода.
 


Рисунок 2.3 Трехфазный сепаратор
1- горизонтальный резервуар, 2- патрубок ввода эмульсии, 3- стакан, 4- патрубок вывода газа, 5- пат-рубок вывода нефти, 6- патрубок выхода воды, 7- стакан дренаж механических примесей, 8- патрубок выхода механических примесей.

Диаметр стакана превышает диаметр вертикального патрубка не менее чем в два раза, а верхняя кромка расположена не ниже нижнего среза вертикального патрубка.

2.3.2. Трехфазный сепаратор

Зиберт Г.К. Описание изобретения к авторскому свидетельству №1073925. С1. «Трехфазный сепаратор»
Изобретение может быть использовано в нефтяной, газовой нефтеперерабатывающей промышленности. В аппаратах для разделения газожидкостных смесей при наличии двух жидкостей с различной плот-ностью.
Целью изобретения является снижение металлоемкости трехфазных сепараторов за счет снижения габаритов сепаратора повышения эффективности разделения за счет увеличения расстояния от уровня жидкости до отбойника.
Цель достигается тем что трехфазный сепаратор, включающий корпус, патрубок ввода и вывода компонентов, сетчатый отбойник, перегородку, образующую с корпусом отсек сбора тяжелой жидкой фазы камеру сбора легкой жидкой фазы, снабжен сборником отсепарированной жидкости размещенным под отбойником, переливной трубой, соединяющей сборник с камерой сбора легкой жидкой фазы. На рис.2.10 показан описываемый трехфазный сепаратор. Трехфазный сепаратор содержит горизонтальный корпус 1, в верхней части которого расположен патрубок 2 ввод газожидкостной смеси и патрубок 3 вывод газа, а в нижней части - патрубок 4 вывод легкой жидкой фазы и патрубок 5 вывод тяжелой жидкой фазы. К патрубку примыкает криволинейный коллектор 6, на выходе которого расположен сетчатый пакет 7. Криволинейный коллектор снабжен дренажной трубкой 8. На выходе коллектора установлен просечно-вытяжной лист 9. Перед патрубком 3 вывода установлен сетчатый отбойник 10, который помещен в отсеке 11 сбора тяжелой жидкой фазы, образованном стенкой сосуда 1 и перегородкой 12. Перед перегородкой 12 расположена камера 1 сбора легкой жидкой фазы. В камере 1 размещены разделительная 14 датчик регулятора уровня 15. Под сетчатым отбойником 10 расположен сборник 16 отсепарированной жидкости, соединенный переливным устройством 17 с камерой сбора легкой жидкой фазы 1. Сборник 1 отсепарированной жидкости расположен выше максимальных уровней легкой тяжелой жидких фаз соответственно в камере 13 сбора легкой жидкой фазы и в отсеке 1 сбора тяжелой жидкой фазы. Для предотвращения уноса жидкости из сборника 16 отсепарированной жидкости и улучшения стока жидкости в камеру 13 сбора легкой жидкой фазы.


Рисунок 2.4 Трехфазный сепаратор
1- горизонтальный корпус, 2- патрубок ввода газожидкостной смеси, 3- патрубок вывода газа, 4- патрубок вывода легкой жидкой фазы, 5- патрубок вывода тяжелой жидкой фазы, 6- криволинейный коллектор, 7- сетчатый пакет, 8- дренажная трубка, 9- просечно вытяжной лист, 10- сетчатый отбойник, отсек сбора тяжелой жидкой фазы, 12- перегородка, 13- перегородка, 14- датчик регулятора уровня, 15- регулятор уровня, 16- сборник отсепарированной жидкости, 17- переливное устройство.

2.3.4. Центробежный двухступенчатый газожидкостный сепаратор

В.А. Толстов, А.Г. Китов, Е.Л. Борисов. Описание изобретения к авторскому свидетельству № 1492522 С4. «Центробежный двухступенчатый газожидкостный сепаратор»
Изобретение относится к оборудованию для очистки газа и жидкости от механических примесей и может быть использовано в газовой, нефтяной, энергетической и других отраслях промышленности.
Цель изобретения- повышение эффективности сепарации расширение эффективной работы за счет интенсификации отсоса и сепарации газа рециркуляции. Центробежный двухступенчатый газожидкостный сепаратор содержит вертикальный корпус 1 разделенный горизонтальной перегородкой на верхнюю и нижнюю сепарационные камеры. Тангенциальный ввод 5 разделяемой смеси расположен под перегородкой 2. Осевая труба 6 соединяет верхнюю и нижнюю камеры. Над ней установлен с зазором осевой выходной патрубок 8. Экранирующая пластина 9 расположена в нижней камере под осевой трубой. Рециркуляционная труба 11 соединяет верхнюю и
нижнюю камеры размещена по оси корпуса. Один ее конец присоединен к
верхней камере через стенку осевой трубы, а другой расположен над экранирующей пластиной с зазором относительно ее поверхности. Газ рециркуляции совместно с сепаратором из верхней камеры 3 направляется по трубе 10 в зону пониженного давления на пластину 9, где жидкость растекается в пленке и отводится в сборник жидкости.

Рисунок 2.5 Центробежный двухступенчатый газожидкостный сепаратор
1- Вертикальный корпус, 2- перегородка, 3- верхняя камера, 4- нижняя камера, 5- тангенциальный ввод, 6- осевая труба, 7- зазор, 8- осевой выход-ной патрубок, 9- экранирующая пластина, 10- направляющая труба, 11- реци-ркуляционная труба, 12- выход направляющей трубы, 13- патрубок выхода отсепарированной жид-кости, 14- секция сбора жидкости.

Газ освобожденный от сепарата направляется к стенке корпуса прижимая к ней частицы жидкости содержащиеся в основном потоке (рисунок 2.12.). Использование изобретения по сравнению с прототипом позволит повысить эффективность сепарации и расширить диапазон эффективной работы сепаратора за счет исключения загрязнения основного потока газа сепаратором второй ступени сепаратора.


Проведенный анализ мероприятий по повышению качества и производительности сепараторов, а так же патентных решений показал что в предлагаемой конструкции сепарационной емкости можно использовать отдельные элементы используемые в патентах, авторских свидетельствах и элементы уже давно использующиеся в в промышленных сепарационных установках такие как сетчатые каплеуловители, жалюзийные решетки устройства предварительного отбора газа, гидроциклоны прямоточные центробежные завихрители и др.

2.4 Описание модернизации

На основании проведенного анализа конструкций сепараторов и сепарационных устройств предлагается конструкция сепарационно-измерительной емкости представленная на рисунке 2.6.
Конструктивно сепарационо-измерительная емкость представляет собой цельносварную конструкцию вместо фланцевого соединения используется тройник Ду800. Диаметр сепарационной емкости увеличен до 820 мм.

Рисунок 2.6 Сепарационно-измерительная емкость ИУ«Мера 40-1-400» после модернизации
1 – входной патрубок, 2- гидроциклон, 3- лоток, 4 – патрубок отвода газа, 5 – каплеуловитель, Патрубок отвода жидкости, 7- успокоительное устройство, 8-тройник, 9- штуцеры датчиков уровня, 10 измерительная емкость.

Продукция поступает в емкость по входному патрубку 1, далее в гидроциклоне 2 происходит первичное разделение газа и жидкости. Газ пройдя через весь горизонтальный участок сепарационной емкости поступает в каплеуловитель. Конструкция каплеуловителя обеспечивает качественную очистку газа от капельной жидкости без подхвата. Жидкость по лотку 3 стекает в измерительную камеру 10 и попадает на успокоительное устройство 7, которое обеспечивает плавный ввод жидкости в измерительную камеру 10 без волнообразования, что приводит к повышению точности измерений. Жидкость накапливается в измерительной камере 10. Слив жидкости после измерения расхода и обводненности происходит через патрубок 6 по команде станции управления через переключатель потока ППТ. На штуцерах 9 устанавливаются датчики уровня по сигналам которых определяется расход скважин.
Предлагаемая конструкция сепарционно-измерительной емкости по сравнению с прототипом имеет ряд преимуществ:
- снизился общий габаритный размер емкости что позволит его разместить в здании с меньшей высотой (экономия массы и материалов укрытия);
- из за отсутствия фланцевого соединения отсутствуют которые использовались в предыдущей конструкции;
- из за отсутствия фланцевого соединения исчезла необходимость его обслуживания;
- увеличился объем сепарационной емкости, что оказывает влияние на качество сепарации ;
- введенный в конструкцию емкости гидроциклон позволил значительно повысить качество предварительного разделения
- расположение каплеуловителя более эффективное (отбивающиеся на отбойниках капли стекают в сепарационную емкость и не подхватываются газом, снижается вероятность уноса )
- увеличена площадь лотков (увеличение площади лотков позволит повысить эффективность выделения пузырькового газа из жидкости)
- внедрено устройство плавного ввода жидкости в измерительную емкость. (снижение волнообразования на поверхности раздела фаз жидкость –газ , что оказывает положительное влияние на точность определения высоты уровня и на величину значения расхода)
Проведенные мероприятия по модернизации сепарационно-измерительной емкости позволят повысить качество разделения продукции на жидкость и газ. В результате проведенных мероприятий точность измерения расхода скважины измерительной установки повысится на 0,5%.


Размер файла: 4,8 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 3         Сейчас качают: 1         Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.