Модернезированный сепаратор системы подготовки нефти Бешкульского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Раздел 1 "Технико-экономическое обоснование

1.1 Обзор систем подготовок нефти

1.1.1 Анализ и описание существующих технологических схем предварительной подготовки нефти

1.2 Описание технологических процессов очистки нефти

1.2.1 Технологическая схема трехступенчатой очистки нефти

1.2.2 Технологическая схема двухступенчатой очистки нефти

1.2.3 Технологическая схема одноступенчатой очистки нефти

1.3 Сепарационные установки и область их применения

1.4 Назначение и конструктивные особенности сепараторов

1.5 Цели и задачи дипломного проекта

Раздел 2 "Обзор технической и патентной литературы"

2.1 Факторы, влияющие на эффективность сепарации

2.2 Влияние формы сепаратора на его конструкцию

2.3 Конструкции сепараторов

2.4 Описание предлагаемой модернизации

Вывод

Раздел 3 "Расчетная часть"

3.1 Исходные данные для расчета нефтегазового сепаратора

3.2 Определение пропускной способности горизонтального сепаратора

3.3 Расчет обечайки сепаратора

3.4 Расчёт крышки сепаратора

3.5 Расчет фланцевого соединения

3.6 Расчёт укрепления отверстий в стенках сепаратора

3.7 Расчёт опор корпуса

Раздел 4 "Технологическая часть"

4.1 Схема сбора и транспортировки продукции на Бешкульском месторождении

4.2 Добыча скважинной жидкости на Бешкульском месторождении

4.3 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

4.4 Контроль технологического процесса

4.5 Принципиальная технологическая схема подготовки нефти Бешкульского месторождения на Головных сооружениях № 1

4.6 Описание технологического процесса для предложенной технологической схемы Бешкульского СП

Вывод

Раздел 5 "Монтаж и ремонт аппаратов"

5.1 Общие положения к монтажу сосудов и аппаратов

5.1.1 Технологическая подготовка к монтажу

5.1.2 Приемка фундаментов (оснований)

5.1.3 Подготовительные работы

5.2 Общие положения к монтажу сосудов и аппаратов высокого давления

5.2.1 Монтаж аппаратов высокого давления

5.2.2 Приемка аппаратов высокого давления в монтаж

5.2.3 Выверка аппаратов высокого давления

5.3 Подготовка и пуск нефтегазового сепаратора

5.4 Ремонт аппаратов и сосудов

Раздел 6 " Безопасность и экологичность проекта "

6.1 Опасные и вредные производственные факторы

6.1.1 Шум и вибрация

6.1.2 Статическое электричество и молниезащита

6.1.3 Молниезащита

6.1.4 Расчет молниезащиты

6.1.5 Заземляющие устройства

6.2 Запорная и запорно-регулирующая арматура

6.3 Манометры

6.4 Предохранительные устройства от повышения давления

6.5 Пожарная профилактика

6.5.1 Пожарное оборудование, инвентарь, огнетушители

6.5.2 Порядок действий персонала при пожаре

6.6 Экологичность проекта

6.6.1 Средства обеспечения экологической безопасности

6.6.2 Способы обеспечения экологической безопасности процесса производства

Вывод

Раздел 7 "Экономическая часть

7.1 Расчет экономической эффективности проекта

Вывод

Заключение

Список использованной литературы

Приложение

Введение

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Для этого используются различного рода сепараторы. В одних случаях сепараторы применяются для довольно грубого разделения нефти и попутного газа, и тогда они называется трапами или гравитационными сепараторами. Отличия сепараторов от трапов в том, что в сепараторах обрабатывается газожидкостная смесь с высоким газосодержанием, а в трапах -- газожидкостная смесь с малым газосодержанием. Разделение жидкости и газа в трапах происходит в основном в результате действия гравитационных сил. Иногда в конструкцию трапов включают отбойные козырьки и коагулирующие устройства. При этом эффективность трапов несколько возрастает, так как к гравитационным силам, действующим на сепарируемые частицы, добавляются инерционные силы. Тем не менее, эффективность сепарации в трапах редко превышает 80--85%. Перед подачей газа в газопровод необходимо удалить жидкую и твердую фазы, а также часть паров и тяжелых углеводородов, чтобы при изменении давления и температуры в газопроводах не происходила их конденсация. Процесс разделения продукции скважин на газовую и жидкую фазы называется сепарацией газа. Сепарация происходит главным образом в результате действия естественных сил (сил тяжести, инерции и др.). Пары воды и тяжелых углеводородов извлекаются из газа путем сорбции или его охлаждения. Сепарация газа осуществляется в различного рода сепараторах, каждый из которых имеет свои конструктивные особенности, и применим для тех или иных конкретных условий. В одних случаях сепараторы применяются для разделения нефти и нефтяного газа и тогда они называются газонефтяными сепараторами или трапами. В других случаях они применяются для отделения природного газа от конденсата, воды и твердых частиц. Такие сепараторы получили названия газовые.

Данный дипломный проект посвящен расчету и проектированию нефтегазового сепаратора с перфорированным коллектором. В дипломе предложена модификация нефтегазового сепаратора. Также уделено внимание экономической стороне строительства сепаратора и его введения в эксплуатацию.

В настоящее время актуальной стала проблема по охране окружающей среды и земных недр. В дипломе предусмотрен раздел по охране окружающей среды при эксплуатации установки.

Раздел 1. "Технико-экономическое обоснование"

1.1 Обзор систем подготовок нефти

1.1.1 Анализ и описание существующих технологических схем предварительной подготовки нефти

Промысловый сбор и транспорт попутного нефтяного газа необходимо рассматривать вместе со сбором и подготовкой нефти. Количество и состав попутного зависит от термодинамических условий на стадии сепарации нефти, которая является составной частью подготовки нефти к транспортировке и переработке. Поэтому проблему рационального использования нефтяного газа следует решать в комплексе с вопросами сбора, подготовки и транспорта всей продукции нефтяных скважин. Добываемая из скважин продукция является смесью нефти, растворенного в ней газа (от 10 до 300 нефти), пластовой воды (от 4 до 90% масс. на нефть) с минеральными солями (до10г/л) в виде эмульсии и механических примесей (до 1% масс. на нефть), состоящих из частичек пластовой пароды, кристаллов солей, окалины.

Задача промысловой подготовки заключается в доведении качества нефти до требований стандартов. В настоящее время существует много разновидностей систем сбора и подготовки нефти, газа и воды в зависимости от климатических и топографических условии, качества нефти. Принципиальная усредненная схема сбора и подготовки нефти на промысле приводится на рис. Система изолирована и работает под избыточным давлением устья скважины.

От куста скважин сырая нефть поступает на несколько автоматизированных

групповых замерных установок (АГЗУ), на которых замеряется дебит каждой скажины (Рис.1.). Затем сырая нефть по сборному коллектору поступает на дожимную насосну станцию (ДНС), где происходит отделение от нефти газа - первая ступень сепарации (1), предварительное отделение воды (2) и механических примесей (3). После отделения основного количества газа нефть с пластовой водой и остатками газа поступают в сепараторы второй ступени (С-2), где отделяеться большая часть воды и часть газа, а водонефтяная эмульсия направляеться в электродегидраторы установки подготовки нефти (УПН). В УПН при температуре около и в присутсвии деэмульгаторов уменьшается модержание воды (менее 1%мас.), минеральных солей (до 20 - 300 мг/л) и выделяется газ третьнй ступени сепарации. Стабильная нефть (4) поступает на установку сдачи товарной нефти (УТН) и по магистральному нефтепроводу направляется на НПЗ. Вода с УПН и емкостей предварительного сброса воды передается на установку подготовки воды (УПВ). Очищеная вода (5) как правило, используется для заводнения пласта (закачки в пласт). Газы, выделившиеся в сепараторах, поступают по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для разделения.

Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа - начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены от нефти и использованы. В тех случаях, если системы сбора газа на вновь вступивших в эксплуатацию промыслов не подготовлены, газ сжигается на факелах. Во всех системах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти методом сепарации и передачи газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий (газабензиновый) завод, а нефти - на нефтеперерабатывающий завод.

Попутный газ отделяют от нефти в два этапа, разделенных во времени и пространстве: первый этап осуществляется при промысловой подготовке нефтив сепараторах различного гравитационным разделением. Полного отделения газа при этом не происходит. В нефти остается в растворенном состоянии до 1,5 - 2,0% углеводородов. С1 - С4. Для более глубокого извлечения легких фракций нефти направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок явлются стабильная нефть и газоконденсат. Газоконденсат направляется на центральные газофракционирующие установки (ЦГФГ), где разделяется на индивидуальные углеводороды и товарные фракции.

При анализе влияния различных параметров на сепарацию, прежде всего, определяют полноту извлечения газа из нефти и унос капелек нефти вместе с газом. Эти показатели зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, температуры и объема поступающей нефтегазовой смеси и конструкции сепараторов.

Обычно газ отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разрежении: первая ступень - 0,7 - 0,4 МПа, вторая ступень - 0,27 - 0,35 МПа, третья - 0,1 - 0,2 МПа. Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов.

Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом: при увеличении давления в сеператоре уменьшается содержание пропана, бутанов, пентанов и высших углеводородов, увеличивается содержание метана.

Заметное влияние на выделение из нефти газа оказывают центробежные силы, возникающие при тангенциальном вводе газонефтяного потока в сепаратор. В промышленности широкое применение нашла конструкция сепаратора, состоящего из цетробежного разделителя и буферной емкости. Эта конструкция получили название гидроциклонного сепаратора.

Следует отметить, что, несмотря на совершенствование техники и технологии сепарации нефти и газа, промысловые сепараторы остаются громоздкими и дорогостоящими аппаратами. Их работа основана малоэффективном гравитационном принципе, и они малопроизводительны; сепараторы перестают работать, когда нефтегазовая смесь образует пену; потери энергии, заключенной в нефтегазовом потоке при снижении давления в ступенчатом разгазировании, приводит к необходимости применения в дальнейшем для сбора и транспорта нефти и газа дополнительно насосных и компрессорных агрегатов.

Получить абсолютно стабильную нефть, т.е. совершенно неспособную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже снижение давления ее паров до 0,002 МПа, на которое расчитана дыхательная аппаратура резервуаров, не исключило бы потери нефти от испарения при больших и малых «дыханиях». Поэтому понятие о стабильных и нестабильных нефтях в какой-то мере условно.

Стабилизация является завершающей стадией промысловой стадией промысловой сепарации нефти. Увеличением числа ступеней сепарации и подбором давлений на них можно добиться получения заданного давления насыщенных паров. Однако радикальным решением извлечения легких углеводородов из нефти является стабилизация с использованием ректификационных колонн. При не высоком содержании растворенных газов до (1,5% мас.) используется одноступенчатая установка стабилизации (рис.2а). Нестабильная нефть I после сепаратора газа 1 поступает в ректификационную колонну 2, где за счеи тепла из нагревателя (на схеме не указан) от нефти отделяются легкие углеводороды. Последние конденсируются в конденсаторе 3 и в сепараторе 4 разделяются на несконденисированный углеводородный газ III и жидкую фазу IV, содержащую углеводороды С3 - С5 с примесью гексанов. С низа колонны 2 выводят стабильную нефть VI. В случае повышенного содержания газа в нефти используется двухступенчатая стабилизационная установка (рис.2б), где в первой колонне при давлении до 0,5 МПа от нее отгоняют бензиновую фракцию, а снизу выводят стабильную нефть VI. Широкая бензиновая фракция после сепаратора 4, в которой отделяется газ III, поступает в колонну вторичной ректификации, где она разделяется на газ III, сжиженные углеводороды С3 - С4 IV и легкую бензиновую фракцию VII, состоящую из углеводородов С4 - С7. Вторая колонна работает под давлением до 1,2 МПа. Нефть с низа первой колонны, лишенная легких фракций, частично подается на циркуляцию в трубчатую печь. Часть конденсата из сепаратора второй колонны подается насосом на орошение, а избыток направляется на ГПЗ для разделения. Стабилизированный бензин VII после охлаждения направляется в отдельную емкость либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на НПЗ.

В результате стабилизации нефти получают широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) от метана до гептана и выше. Состав этой фракции определяется количеством стабилизированной нефти и методом стабилизации.

1.2 Описание технологических процессов очистки нефти

1.2.1 Технологическая схема трехступенчатой очистки нефти

Технологическая схема трех ступенчатой очистки нефти

1.2.2 Технологическая схема двухступенчатой очистки нефти

Операторная логическая модель получения товарной нефти

1.2.3 Технологическая схема одноступенчатой очистки нефти

Операторная логическая модель получения товарной нефти

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 кратности 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.

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 поступлением 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.

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, устанавливаемый 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).

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 основным 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 стекает 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.

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.

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.

Раздел 2. "Обзор технической и патентной литературы"

2.1 Факторы, влияющие на эффективность сепарации

На эффективность сепарации значительное влияние оказывают физико-химические свойства обрабатываемых продуктов и параметры процесса: температура и давление газожидкостной смеси, размер частиц капельной жидкости и концентрация их в газе, скорость газожидкостной смеси, поверхностное натяжение системы «газ -- жидкость». Остановимся отдельно на каждом из этих факторов.

Температура и давление. В процессах промыслового сбора нефти и газа, подготовки к транспорту и переработки возможны совместное движение или обработка указанных фаз, являющихся составными элементами многофазной системы (нефтегазоводяной смеси). Однако в процессе движения многофазной системы по технологической цепи промысловых сооружений наступает момент, когда дальнейшее совместное перемещение фаз либо проведение основного процесса становится нерациональным или практически невозможным. При этом необходимо отделить жидкую фазу от газовой.

Для определения условий газожидкостного равновесия используются законы Рауля и Дальтона, согласно которым константа равновесия характеризуется отношением молярных долей компонента в равновесных газовой и жидкой фазах или отношением парциального давления компонента к общему давлению системы. Отсюда следует, что с увеличением давления системы уменьшается молярная концентрация компонента в газовой фазе при одновременном ее возрастании в жидкой. Температура влияет на процесс в обратном направлении: с повышением температуры растет давление паров (а, следовательно, и молярная концентрация компонента) в газовой фазе при соответственном ее уменьшении в жидкой фазе.

Таким образом, законы Дальтона и Рауля раскрывают физическую сущность процессов, происходящих при сепарации под влиянием изменения основных параметров -- давления и температуры.

Одновременно необходимо учитывать, что с повышением давления плотность и вязкость газа увеличиваются, в то время как плотность твердых и жидких частиц, содержащихся в газе, остается постоянной. Поэтому скорость осаждения твердых и жидких частиц под действием силы тяжести с увеличением давления уменьшается. Однако увеличение давления неодинаково влияет на сепарацию газа от твердых и жидких частиц. Если отделение твердых частиц с увеличением давления всегда ухудшается, то для жидких частиц при этом возникают сложные явления, которые не поддаются учету. В самом деле, при повышении давления испарение жидкости уменьшается, а возможность конденсации паров, находящихся в газе, увеличивается, вследствие чего размеры жидких частиц также должны увеличиваться. Возможно, при определенном давлении наступит равновесие испарения и конденсации жидких капель. Изменение, давления может существенно изменить и удельный объем газа. При повышении давления возможность слияния капелек жидкости возрастает, и эффективность сепарации соответственно также должна повыситься. При повышении температуры плотность газа уменьшается, а вязкость увеличивается. Поэтому скорость осаждения сравнительно крупных частиц (твердых) будет увеличиваться за счет уменьшения плотности газа, а скорость осаждения мелких частиц будет уменьшаться за счет увеличения вязкости. Для частиц жидкости явления, вызываемые изменением температуры и давления газа в сепараторе, гораздо сложнее, так как они в этом случае могут как конденсироваться, так и испаряться.

Таким образом, анализ влияния изменения температуры и давления газа на сепарацию показывает, что для отделения твердых частиц наиболее благоприятны низкое давление и высокая температура, а для отделения жидких частиц, наоборот, -- высокое давление и низкая температура.

Размер взвешенных частиц и их концентрация в газе. При сепарации газа от жидкости последняя может находиться как в пленочном, так и в капельном состоянии, причем размеры капель могут изменяться от тысячной доли микрометра до миллиметра и более. Взвешенные в газе частицы, диаметр которых меньше 2 мкм, обычно считаются перманентными суспензиями из-за чрезвычайно низких скоростей оседания, а также вследствие того, что они невидимы невооруженным глазом. При сепарации большое значение имеют концентрация частиц жидкости в единице объема газа и общее количество жидкости, поступающей в сепаратор.

Представим себе сепаратор, который отделяет, например, 80 м3 жидкости на 1 млн. м3 газа, причем 8 л этой жидкости находится в виде капель диаметром до 10 мкм. Сепаратор удаляет всю жидкость, за исключением 4 л, поступающих в виде капель диаметром до 10 мкм. Эффективность удаления частиц диаметром до 10 мкм составляет всего лишь 50%, тогда как общая эффективность сепарации равна 99,99%.

Предположим далее, что этот сепаратор попал в условия, где в него поступает только 2 м3 конденсата на 1 млн. м3 газа, и вся жидкость представлена частицами диаметром до 10 мкм. При той же эффективности удаления частиц диаметром 50 мкм, что и в первом случае, общая эффективность сепарации составит 50%. Таким образом, эффективность сепаратора -- понятие относительное, так как все зависит от того, при каких условиях работает сепаратор и каков минимальный размер капелек жидкости, которые он может отделить.

Поверхностное натяжение. Размер частиц жидкости в газе, образованных механическим перемешиванием, изменяется обратно пропорционально поверхностному натяжению, т. е. чем больше поверхностное натяжение системы «газ -- жидкость», тем меньше * размер капелек жидкости и наоборот. Поверхностное натяжение также значительно влияет на прочность жидкостных пленок. Известно, что чем меньше поверхностное натяжение системы «жидкость -- твердое тело», тем легче потоку газа разрушить жидкостную пленку на мельчайшие капельки, которые могут быть вынесены из сепаратора.

Обычно при сепарации в промысловых условиях поверхностное натяжение изменяется незначительно и не оказывает существенного: влияния на эффективность сепарации. Однако в лабораторных условиях его всегда следует учитывать. Нельзя распространять результаты опытов, проведенных с воздушноводяными смесями, на промысловые условия сепарации. Существенную роль в процессе сепарации играет скорость газа. Для гравитационных сепараторов уменьшение скорости газа ведет всегда к повышению эффективности их работы. Для инерционных сепараторов повышение скорости (до определенного предела) ведет к увеличению эффективности.

2.2 Влияние формы сепаратора на его конструкцию

В зависимости от формы сепараторов четыре главных секции его могут быть расположены по-разному.

Например, в вертикальном сепараторе первая секция расположена в средней части сосуда, в горизонтальном она расположена перед входом нефтегазовой смеси, в сферическом -- в средней или верхней частях сосуда.

В вертикальном сепараторе осадительная секция обычно имеет диаметр сосуда. В горизонтальном эта секция занимает лишь половину сосуда, так как нижняя часть занята жидкостью. В двухцилиндровом горизонтальном сепараторе для этой цели используется объем верхнего цилиндра. В сферических сосудах для осадительной секции используется почти весь внутренний объем.

Секция окончательной очистки, как правило, расположена в верхней части вертикальных и сферических сепараторов.

В горизонтальных сепараторах секция окончательной очистки находится на противоположном конце от входного патрубка.

Секция сбора жидкости располагается обычно на дне сферических и вертикальных сепараторов. В одноцилиндровом горизонтальном сепараторе жидкость занимает от одной трети до половины нижней части цилиндра. В двухцилиндровом горизонтальном сепараторе в зависимости от конструкции для этой цели используется от половины до полного объема нижнего цилиндра.

Вертикальный сепаратор имеет бесспорные преимущества перед сепараторами других типов, если в потоке газа содержится много механических примесей (грязи, песка), так как он имеет хороший сток и легко очищается.

Такие сепараторы требуют мало места для установки. Однако высота вертикальных сепараторов при использовании их в передвижных или крупноблочного исполнения установках создает серьезные трудности при их монтаже и эксплуатации.

В вертикальном сепараторе, хотя скорость газа должна быть вазкой при прохождении через осадительную секцию, сепарация будет хуже, так как направление падающих частиц противоположно направлению газового потока.

Горизонтальные сепараторы хорошо устанавливаются на салазках, легко монтируются и обслуживаются.

Имеют эти сепараторы и недостатки, основной из которых -- отсутствие естественного грязеотстойника и хорошего дренажа. Другой недостаток -- большая занимаемая площадь.

Основным преимуществом сферических сепараторов является их компактность. Они наиболее экономичны, особенно при обработке газов высокого давления. При одном и том же объеме сферические сепараторы наименее металлоемки по сравнению с сепараторами других форм. Они хорошо монтируются на салазках, требуют салазки меньших размеров, чем горизонтальные сепараторы, и обладают большей полезной площадью для работы и обслуживания

2.3 Конструкции сепараторов

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя. Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Одна из распространенных конструкций нефтегазовых сепараторов -- центробежные разделители, получившие название гидроциклонных сепараторов. Принцип сепарации в них основан на использовании центробежных сил, которые придаются нефтегазовому потоку на входе в сепаратор за счет специальных устройств -- гидроциклонов. Центробежные (гидроциклонные) сепараторы применяются также для очистки отсепарированного газа от конденсата и механических примесей. Центробежные сепараторы применяют, в основном, в качестве входных и промежуточных ступеней очистки в установках промысловой подготовки газа, а также на магистральных газопроводах. Известны случаи применения центробежных сепараторов на концевой ступени очистки.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (рис.11) 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.

1 -- емкость; 2 -- однотомный гидроциклон; 3 -- направляющий патрубок; 4 -- секция перетока; 5 --каплеотбойник; 6 -- распределительные решетки; 7 -- наклонные полки; 8 -- регулятор уровня

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. Вертикальные сепараторы применяют в основном для сепарации нефти с низким газовым фактором; горизонтальные - для нефти с высокими газовым фактором и содержанием воды, широко используют также сферические сепараторы. Вертикальные гравитационные сепараторы применяют для обустройства промыслов в основном при двухтрубных системах сбора и устанавливают на I, II и последующих ступенях сепарации на скважинах или групповых сборных пунктах. Сепараторы имеют две основные модификации: ГТ - с тангенциальным вводом и ГЩ - со щелевым вводом.

...