Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Модернезированный сепаратор системы подготовки нефти Бешкульского месторождения

Модернезированный сепаратор системы подготовки нефти Бешкульского месторождения

Анализ существующих технологических схем предварительной подготовки нефти. Факторы, влияющие на эффективность сепарации. Определение пропускной способности горизонтального сепаратора. Схема сбора и транспортировки продукции на Бешкульском месторождении.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 27.02.2015
Размер файла 2,6 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Вертикальные сетчатые сепараторы применяют на промыслах в качестве концевых сепараторов в установках НТС, промежуточных и концевых сепараторов на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ), при очистке газа от жидкости перед подачей его на факел. В случае необходимости высокоэффективной очистки газа, например, перед абсорбером осушки сетчатый сепаратор может быть применен в качестве входного.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа. Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 12).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

А -- основная сепарационная секция; К -- осадительная секция; В -- секция сбора нефти; Г-- секция каплеудаления; 1 -- патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 -- раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 -- регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 -- жалюзийный каплеуловитель; 5 -- предохранительный клапан; 6 -- наклонные полки; 7 -- поплавок; 8 -- регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 -- линия сброса шлама; 10 -- перегородки; 11 -- уровнемерное стекло; 12 -- дренажная труба

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальные сепараторы применяют при обработке большого количества газа. Достигается это более удачной компоновкой в горизонтальных аппаратах сепарирующих секций и эффективных отбойных устройств. Горизонтальные аппараты легко монтируют в транспортабельные блоки, удобны в обслуживании и ремонте. Уменьшить перепад давлений, срабатываемый в штуцерах, вибрации, которые возникают при дросселировании потока газированной жидкости, а также поддерживать большую стабильность давления в кольцевом пространстве скважины и осуществлять первичное отделение газа от жидкости при повышенном давлении по сравнению с атмосферным позволяют устьевые сепараторы. Устьевые сепараторы применяют, прежде всего, для бурения при равновесии давлений. Обычно на буровой устанавливают два сепаратора: один рассчитан на рабочее давление 8 -- 10 МПа, второй -- на избыточное давление около 1 МПа.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис.13) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8.

Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

1 -- технологическая емкость; 2 -- наклонные желоба; 3 -- пеногаситель; 4 -- выход газа, 5 -- влагоотделитель; 6 -- выход нефти; 7 -- устройство для предотвращения образования воронки; 8 -- люк-лаз; 9 -- распределительное устройство; 10 -- ввод продукции

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Способы оценки качества сепарации нефти от газа и эффективности работы нефтегазовых сепараторов.

Сепарация газа от нефти начинается, как только давление нефти снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте или стволе скважины. Выделение газа из нефти увеличивается с уменьшением давления.

Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления, в скважине к ее устью и дальше в газосепаратор. Перемещаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, расширяющихся и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и в то же время опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в сепаратор. Перед входом в газосепаратор продукция скважины всегда состоит из двух фаз жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз зависит от состава головных углеводородов в пластовой нефти, давления, поддерживаемого в газосепараторе, и давления насыщения нефти в пластовых условиях. Если в скважину поступает из пласта нефть и дополнительно газ, то к газонефтяному сепаратору подойдут этот дополнительный газ и газ, выделившийся из нефти вследствие снижения давления от давления насыщения до давления, установленного в газосепараторе, а также оставшаяся нефть с окклюдированным в ней газом. В газосепараторе происходят два основных процесса: отделение свободного газа и выделение из нефти окклюдированного газа; отделение газа, выделившегося в результате перепада давления нефти у входа в газонефтяной сепаратор и поддерживаемого в нем. Вследствие того, что выделение основной массы газа из нефти закончилось перед входом в сепаратор, основным процессом в нем является отделение газа от нефти, процесс же выделения газа из нефти является вспомогательным, происходящим практически при постоянном давлении.

Процессы очистки газа от основной массы частиц жидкости, попавших в сепарационную секцию, и очистка нефти от основной массы газа в виде пузырьков, попавших в секцию сбора жидкости, завершаются в газонефтяном сепараторе. Выделение капель нефти из потока газа может происходить под влиянием гравитационной, инерционной и пленочной сепарации.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием силы тяжести. Инерционная сепарация происходит при резких поворотах потока газа. В результате этого жидкость, как более инертная, выпадает из потока газа, осаждаясь на жидкость, находящуюся в газонефтяном сепараторе, или на внутреннюю его поверхность, а газ, как менее инертный, перемещается к входу в газоотводную трубу. На этом же принципе основана циклонная сепарация, осуществляемая подачей газа в центробежный циклон, в котором жидкость отбрасывается к внутренней поверхности циклона и затем стекает вниз в жидкостное пространство газонефтяного сепаратора, а газ выходит через центральную трубу циклона. Циклонная сепарация при определенных условиях весьма эффективна. Циклон можно установить внутри газонефтяного сепаратора либо снаружи. Примером наружного расположения циклона может служить циклонный газонефтяной сепаратор, разработанный в Гипровостокнефти.

На количество и размер частиц жидкости, попадающих в газонефтяной сепаратор, существенное влияние оказывают условия ввода в него продукции скважины, а на количество частиц газа в виде пузырьков, попадающих в секцию сбора жидкости, -- конструкции подвода жидкости в нижнюю часть газонефтяного сепаратора и вывода жидкости из него. Ввод продукции скважин в газонефтяной сепаратор осуществляют различно. Подвод жидкости в сепаратор может быть осуществлен стеканием ее с поверхности корпуса непосредственно или по наклонно расположенной плоскости, находящейся внутри газонефтяного сепаратора, или непосредственно сбросом на ее поверхность. Последнее не рекомендуется. Промысловыми наблюдениями установлено, что жидкость при ее опускании в газонефтяном сепараторе увлекает за собой под поверхность нефти находящийся в секции сбора жидкости газ из осадительной секции и газ, находящейся в пене расположенной на поверхности нефти, в секцию жидкости. Глубина проникновения жидкости под поверхность слоя нефти, находящейся в этой секции зависит от значения её кинетической энергии, представляющей произведение массы на квадрат скорости, т.е. .

I - вход газонефтяной смеси; II - выход нефти; 1 - гидроциклон; 2 - ёмкость; 3 - сливные полки; 4 - отбойник для предварительной сепарации газа и гашения пены; 5 - отбойник окончательной сепарации; 6 - регулятор давления; 7 - регулятор уровня; 8 - исполнительный механизм.

Снижение скорости опускания жидкости будет способствовать уменьшению количества газа, увлекаемого под поверхность слоя жидкости, а непосредственный её сброс на поверхность слоя нефти - его увеличению. При этом полезно развить поверхность жидкости, стекающую в секцию сбора жидкости, для создания благоприятных условий выделения из неё окклюдированного газа.

Таким образом, работа сепаратора любого типа характеризуется тремя показателями:

· степенью разгазирования нефти или усадкой её;

· степенью очистки газа, поступающего в газопровод, от капелек нефти;

· степенью очистки нефти, поступающей в товарные резервуары или в нефтепровод, от пузырьков газа.

Степень разгазирования нефти в газонефтяном сепараторе может характеризоваться двумя показателями:

где унос газа и жидкости;

унос газа;

массовый расход нефти соответственно до и после сепаратора;

массовый расход газа соответственно после сепаратора и до него.

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:

Поскольку в газонефтяном сепараторе происходит выделение пузырьков газа, улавливание капель жидкости и приведение системы нефть -- газ в состояние термодинамического равновесия, то качество его работы будет характеризоваться следующими основными соотношениями.

Концентрация капельной жидкости в потоке газа,

где коэффициент уноса капельной жидкости газом,

содержание капельной жидкости в объеме газа при нормальных условиях.

Концентрация свободного газа в потоке нефти:

где объемное содержание свободного газа в объеме нефти при давлении и температуре сепарации. Унос неравновесного газа в потоке нефти,

где относительное содержание газа в нефти при и , излишне растворенного по сравнению с тем случаем, когда система нефть -- газ находится в состоянии термодинамического равновесия;

рабочий газовый фактор при и .В качестве вспомогательного показателя, характеризующего неравновесность системы нефть -- газ, можно использовать относительную разность между истинным значением давления насыщения паров нефти

Современные конструкции сепараторов позволяют получать на выходе нефть и газ с таким качеством, что концентрация свободного газа в нефти, составляет не более 4 %, унос неравновесного газа -- не более 10 %, концентрация капельной жидкости в газе -- не более .

Различными могут быть также требования, предъявляемые к степени очистки газа и жидкости после их предварительного разделения в сепараторе. В принципе возможно создание сепаратора, который обеспечивал бы полное разделение и очистку газа и жидкости, но это экономически не оправдано. Поэтому на основе обобщения теоретических и экспериментальных исследований разработаны определенные количественные и качественные показатели, которые независимо от типоразмера сепаратора и выполняемых им функций достаточно полно характеризуют эффективность его работы и степень технического совершенства.

К показателям, которые характеризуют степень очистки газа и жидкости, т.е. эффективность работы сепаратора, относятся значения удельных уносов капельной жидкости и свободного газа из сепаратора. Очевидно, технически более совершенным будет тот сепаратор, который при прочих равных условиях обеспечивает более высокую степень очистки газа и жидкости и имеет высокую производительность, т.е. обеспечивает более эффективное разделение и очистку при больших скоростях движения газа и жидкости по сечению сепаратора. Таким образом, для полной оценки эффективности работы газонефтяного сепаратора наряду с показателями, и необходимо учитывать и степень технического совершенства сепаратора, которая может быть охарактеризована диаметром капель жидкости, уносимых из сепаратора газовым потоком, предельным значением средней скорости движения газа в свободном сечении сепаратора временем задержки (пребывания) нефти в сепараторе.

Унос из сепаратора большого количества жидкости недопустим, так как это вызывает серьезные осложнения в эксплуатации газопроводов. Известно, что я обеспечения экономичной работы газопроводов допустимые значения удельного уноса капельной жидкости не должны превышать 25-50г/1000м3 в условиях сепарации. На основе анализа результатов испытании выпускаемых промышленностью нефтяных сепараторов по удельному уносу капельной жидкости и опыта работы промысловых газопроводов экономически целесообразно принять в качестве временной нормы значение коэффициента уноса, равное 50см3/1000 м3 в условиях сепарации.

Как отмечалось ранее, значительный унос с нефтью большого количества газа может вызвать серьезные нарушения в ведении нормального технологического процесса сбора и подготовки нефти, как-то: резкое возрастание потерь легких углеводородов, повышение пожаро-взрывоопасности территории сборных пунктов и т.д. Подобного рода осложнения могут возникнуть в том случае, если нефть с большим количеством свободного газа поступает в негерметизированные резервуары, предназначенные для ее учета, откачки или временного хранения.

Кроме того, в системах сбора, предусматривающих перекачку газонасыщенных нефтей, большое содержание в них свободного газа может значительно снизить подачу насосов и даже привести к срыву их. Экспериментально установлено, что содержание свободного газа в нефти до 4 - 8 % приводит к снижению подачи центробежных насосов на 50-70 %. Нормы уноса нефтью свободного газа на газонефтяные сепараторы не регламентированы. Однако рядом исследователей установлено, что заметное нарушение в работе технологических насосов происходит при содержании в нефти свободного газа свыше 2 %. В подобных случаях в качестве нормы уноса нефтью свободного газа может быть принято значение коэффициента уноса газа, равное при давлении и температуре сепарации. По значению можно судить об интенсивности уноса газа жидкостью (или о степени ее очистки). Это значение зависит от многих факторов: плотности и вязкости жидкости, температуры, способности нефти к вспениванию и др. Если показатель свидетельствует об эффективности отделения газа от нефти, то степень технического совершенства сепаратора может быть охарактеризована временем задержки нефти в сепараторе , которое должно выбираться с учетом влияния названных факторов. Установлено, что для невспенивающихся нефтей значение может изменяться от 1 до 3 мин. Для вспенивающихся нефтей будет иное. Толщина слоя крупноячеистой пены и ее стабильность зависят от содержания в нефти поверхностно-активных веществ. Слой пены существенно снижает производительность сепаратора, так как затрудняет всплытие пузырьков газа в газовое пространство сепаратора. Это вызывает необходимость увеличения до 5-20 мин. в зависимости от стабильности пены и конструкции сепаратора. Выбор конкретного значения для различных условий работы сепаратора возможен только по результатам исследования уноса газа.

Время задержки должно рассчитываться для каждого исследуемого сепаратора с целью установления оптимального его значения в зависимости от расхода жидкости, уровня ее в сепараторе и основных физико-химических свойств жидкости. В общем случае

предварительный подготовка нефть сепарация

где

высота уровня жидкости в сепараторе;

площадь сепаратора;

объемный расход жидкости на выходе из сепаратора при давлении и температуре сепарации, .

Как уже отмечалось, для определения степени технического совершенства сепаратора необходимо, кроме , и , регламентировать значения диаметра капель жидкости и максимальной скорости газа в свободном сечении сепаратора .

Допустимый диаметр капель жидкости, уносимых газом, может быть установлен исходя из условий, что существует такой размер частиц жидкости, при котором движение их происходит по той же траектории, что и струи газа, т.е. выпадения их за счет гравитационного и инерционного осаждения не происходит.

Исследованиями различного рода дисперсных потоков установлено, что диаметр частиц, при котором их движение идентично с движением прилегающих объемов среды, не должен превышать 10 мкм. Оседание капель жидкости диаметром менее 10 мкм возможно только за счет процессов диффузии, столкновения и слияния жидких частиц, а также столкновения частиц жидкости с твердой поверхностью и их прилипания на стенке аппарата.

Таким образом, оценка эффективности процесса сепарации и технического совершенства конкретного газонефтяного сепаратора сводится к определению следующих параметров:

· степени очистки газа от капельной жидкости и жидкости от пузырьков газа, которая характеризуется коэффициентами уноса и ;

· показателей технического совершенства сепаратора, которые характеризуются:

1. Предельным значением средней скорости газа в свободном сечении сепаратора ;

2. Временем задержки жидкости в сепараторе ;

Значения и ‚ рассчитывают при давлении и температуре сепарации и значении уровня жидкости в горизонтальном сепараторе , равном 0,5D. Значение в случае испытания вертикального сепаратора должно соответствовать номинальному (расчетному) его значению.

Анализ патентной литературы.

Для проведения патентных исследований определяется предмет поиска по теме дипломного проекта, подлежащей исследованию.

Предмет поиска: «Нефтегазовый сепаратор»

Поиск проводится по отечественному патентному фонду. Источник информации об отечественных изобретениях по Международной классификации изобретения МПК:

Е21В 43/34, В01D 19/00, Е21В 43/38.

Целью исследований является установление уровня развития техники в данной области и анализ применимости прогрессивности решений в дипломном проекте.

Для составления полного списка изобретений, имеющих отношение к теме поиска, пользуются годовыми систематическими указателями к официальным бюллетеням.

В разрабатываемый план наиболее подходят следующие изобретений:

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА

ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,

ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (19) RU

(11) 2343277 (13) C1

(51) МПК

E21B43/34 (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: по данным на 29.03.2010 - действует

1. (21), (22) Заявка: 2007114651/03, 18.04.2007

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

18.04.2007

(46) Опубликовано: 10.01.2009

(56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования, РД 39-0004-90, ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1990, с.47. RU 93037000 А, 20.01.1996. RU 2254898 C1, 27.06.2005. SU 1510860 A2, 30.09.1989. SU 1360764 A1, 23.12.1987. RU 2753 U1, 16.09.1996. FR 2424751 A1, 30.11.1979.

Адрес для переписки: 450097, г.Уфа, ул. Заводская, 15/1, ЗАО НТК "МОДУЛЬНЕФТЕГАЗКОМПЛЕКТ", ген. директору В.А. Крюкову (72) Автор(ы): Саяпов Марат Хамзинович (RU), Крюков Виктор Александрович (RU), Крюков Александр Викторович (RU)

(73) Патентообладатель(и): Закрытое акционерное общество Научно-техническая компания "МОДУЛЬНЕФТЕГАЗКОМПЛЕКТ" (RU)

(54) НЕФТЕГАЗОВЫЙ СЕПАРАТОР СО СБРОСОМ ВОДЫ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разделения продукции скважин на нефть, газ и воду.

Обеспечивает повышение производительности сепаратора, эффективности и качества разделения. Сущность изобретения: сепаратор содержит горизонтальный цилиндрический корпус, тарельчатый ввод с центробежной насадкой, выпрямляющую и переливную перегородки, между которыми размещен пакет коалесцирующих насадок. Согласно изобретению между выпрямляющей и переливной перегородками размещены последовательно два пакета коалесцирующих насадок, которые разделены вертикальной перегородкой, делящей исходный поток газожидкостной смеси на параллельные потоки. Для этого каждый пакет коалесцирующих насадок имеет одинаковые гидравлические сопротивления. При этом один из параллельных потоков имеет возможность прохождения через первый по ходу движения газожидкостной смеси пакет коалесцирующих насадок, а другой поток имеет возможность прохождения через вертикальную перегородку, а затем - через последовательно установленный пакет коалесцирующих насадок (Рис.14)

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА

ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,

ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (19) RU

(11) 2177359 (13) C2

(51) МПК 7 B01D19/00

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: по данным на 29.03.2010 - прекратил действие, но может быть восстановлен

(21), (22) Заявка: 99125688/12, 30.11.1999

(24) Дата начала отсчета срока действия патента: 30.11.1999

(46) Опубликовано: 27.12.2001

(56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: ТРОНОВ В.П. Промысловая подготовка нефти. - М.: Недра, 1977, с.129. RU 2090239 С1, 20.09.1997. SU 1468912 А1, 30.03.1989. SU 701136 А1, 27.03.1996. SU 986448 А1, 07.01.1983. US 4200550 А, 29.04.1980.

Адрес для переписки: 423450, Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 75, ОАО "Татнефть" им. В.Д.Шашина, Ш.Ф.Тахаутдинову (71) Заявитель(и): Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина

(72) Автор(ы): Тронов В.П., Ширеев А.И., Исмагилов И.Х., Махмудов Р.Х., Шаталов А.Н.

(73) Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина

(54) СПОСОБ СЕПАРАЦИИ ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сепарации газоводонефтяных смесей. Способ включает предварительное расслоение смеси в концевом делителе фаз, отбор из него нефти, газа и воды и подачу их отдельными потоками в сепаратор с последующей сепарацией. Из концевого делителя фаз отбирают промежуточный слой и вводят в автономную массообменную секцию секционного каплеобразователя с теплоносителем и далее через коалесцирующую секцию направляют на ступень глубокого обезвоживания. Непосредственно при вводе промежуточного слоя в массообменную секцию в него подают горячую воду после ступени обезвоживания из расчета 20-40%. Технический результат состоит в повышении производительности блока сепарации (Рис.15)

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА

ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,

ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ

(19) RU (11) 2103501 (13) C1

(51) МПК 6 E21B43/34

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: по данным на 29.03.2010 - прекратил действие

(21), (22) Заявка: 95118497/03, 31.10.1995

(46) Опубликовано: 27.01.1998

(56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования. РД39-0004-90. Уфа, ВНИИСПТнефть, 1990, с.31 - 32. (71) Заявитель(и): Акционерное общество открытого типа "Ратон"

(72) Автор(ы): Крюков В.А., Аминов О.Н., Тимошенко В.И., Ермилов В.С.

(73) Патентообладатель(и): Акционерное общество открытого типа "Ратон"

(54) СЕПАРАЦИОННАЯ УСТАНОВКА

(57) Реферат:

Использование: в сепарационных установках в частности, может быть использован в установках для первичного разделения продукции нефтяных скважин на нефть, газ и воду в системе сбора и подготовки. Обеспечивает работоспособность устройства на разных этапах разработки нефтяного месторождения. Сущность изобретения: устройство включает входной нефтегазовый сепаратор с депульсатором, нагреватель и газоводоразделитель. Он скомпонован, с дополнительным депульсатором. Последний связан с депульсатором входного нефтегазового сепаратора горизонтальной перемычкой. Она расположена на одной высоте с горизонтальными участками обоих депульсаторов. Устройство имеет также отстойник для воды газосепаратора, буферные емкости для нефти и воды, насосы для откачки нефти и воды. Все составные функциональные элементы скомпонованы в виде модулей. Они составляют общий технологический блок. Они соединены трубной обвязкой с возможностью их включения или исключения из технологического блока в зависимости от стадии эксплуатации месторождения (Рис.16.)

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА

ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,

ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ

(19) RU (11) 2046632 (13) C1

(51) МПК 6 B01D19/00

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: по данным на 29.03.2010 - прекратил действие

(21), (22) Заявка: 92002591/26, 27.10.1992

(46) Опубликовано: 27.10.1995

(56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: Авторское свидетельство СССР N 1327909, кл. B 01D 19/00, 1987. (71) Заявитель(и): Институт проблем транспорта энергоресурсов

(72) Автор(ы): Саетгалеев М.Г., Крюков В.А., Карамышев В.Г., Князев М.А. (73) Патентообладатель(и): Саетгалеев Марс Галеевич

(54) СЕПАРАТОР

(57) Реферат:

Изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности для разделения продуктов скважин на нефть и газ в системе сбора, подготовки и транспорта нефти и газа. Сепаратор содержит вертикальный цилиндрический корпус, патрубки входа и выхода разделенной продукции и установленные внутри нисходящие и восходящие винтовые лопасти в виде диффузора. Входной патрубок выполнен сплющенным параллельно стенке цилиндра корпуса, что позволяет совместно с расходящимися винтовыми лопастями газожидкостному потоку расширяться постепенно и плавно. На газожидкостную смесь влияют центробежные, гравитационные и расширяющие поток гидродинамические силы. Взаимодействием этих сил мы разделяем смесь нестационарного течения. Так, например, при пробковом течении газожидкостной смеси идет плавное разделение газа от жидкости и интенсифицируется сепарация.

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА

ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,

ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ

(19) SU (11) 1464329 (13) A1

(51) МПК 5 B01D19/00

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: по данным на 29.03.2010 - прекратил действие

(21), (22) Заявка: 4268300/26, 26.06.1987

(46) Опубликовано: 15.01.1994 (71) Заявитель(и): Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры

(72) Автор(ы): Окороков В.А., Белов В.Г.

(54) НЕФТЕГАЗОВЫЙ СЕПАРАТОР

(57) Реферат:

Изобретение относится к устройствам для разделения газожидкостных сред, склонных к пенообразованию, в частности к сепарации пенистых нефтей в процессе их промышленной подготовки, и может использоваться в нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей и нефтехимической отраслях промышленности. Цель изобретения - увеличение производительности аппарата за счет интенсификации процесса разрушения пены и повышения эффективности разделения водонефтяной смеси. Нефтегазовый сепаратор содержит корпус с патрубками ввода смеси и вывода нефти, воды и газа. Внутри корпуса размещена насадка в виде пластин с отверстиями. Пластины выполнены W -образными, а отверстия в них смещены относительно гребней и впадин.

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА

ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ

ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ

(19) RU (11) 54526 (13) U1

(51) МПК

B01D19/00 (2006.01)

(12) ПАТЕНТ НА ПОЛЕЗНУЮ МОДЕЛЬ

Статус: по данным на 29.03.2010 - действует

(21), (22) Заявка: 2006100364/22, 10.01.2006

(24) Дата начала отсчета срока действия патента: 10.01.2006

(46) Опубликовано: 10.07.2006

Адрес для переписки: 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Тукая, 33, ОАО "Татнефть" НГДУ "Елховнефть", технический отдел (72) Автор(ы): Нугайбеков Ардинат Галиевич (RU), Афлетонов Радик Абузарович (RU), Калимуллин Фарит Закиевич (RU), Хохлов Виктор Александрович (RU), Надыршин Раис Гумерович (RU), Ахметова Альфия Нурулловна (RU), Фахрутдинов Рево Зиганшинович (RU), Султанов Альберт Ханифович (RU), Дияров Ирик Нурмухаметович (RU)

(73) Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

(54) НЕФТЕГАЗОВЫЙ СЕПАРАТОР

Формула полезной модели

Нефтегазовый сепаратор, включающий в себя емкость, штуцер ввода нефтегазовой смеси, штуцер вывода газа, штуцер вывода нефти, распределительное устройство, сливные полки, вертикальный и горизонтальный каплеотбойники, отличающийся тем, что днища сливных полок изготовлены из перфорированного стального или пластмассового листа или металлической сетки с определенными шагом и размерами отверстий и диаметра проволоки, причем отверстия на днище полок отбортованы вниз, при этом на тыльной стороне днищ предусмотрены

поперечные перегородки, нижняя кромка которых имеет треугольно-зубчатый профиль, а по длине аппарата предусмотрена труба-перемычка, соединяющая зоны, разделенные секцией сливных полок (Рис.17.)

Проведя анализ патентной литературы, были выявлены достоинства и недостатки сепараторов и сепарационных установок. Данные сепараторы производят очистку нефти от газа, воды, мехпримесей. Общим недостатком представленных сепараторов является невозможность осуществления глубокой сепарации нефти от мелких пузырьков растворённого газа. В качестве прототипа, т.е. наиболее близкого аналога принимаем «Нефтегазовый сепаратор» открытого акционерного общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина. На основании этого предлагается нефтегазовый сепаратор, позволяющий проводить сепарацию нефти от растворенного газа [12].

2.4 Описание предлагаемой модернизации

Устройство относится к нефтяной промышленности, в частности к дегазации нефти в сепараторах.

Техническая задача - создание устройства, способного осуществлять сепарацию нефти от растворённого газа.

Технический результат - повышение эффективности сепарации нефти за счет подачи рабочего газа через перфорированные трубы под слой нефти.

Он достигается тем, что устройство имеет перфорированные трубы, выполненные из спечённых металлических шариков, расположенные горизонтально под слоем нефти и образующие циркуляционный контур с компрессором, ёмкостью и газосборником. Пузырьки рабочего газа при подъёме поглощают более мелкие пузырьки растворённого газа и выносят их на поверхность нефти.

Пример конкретного осуществления устройства.

Предлагаемое устройство изображено на рис.18

Устройство содержит компрессор (1), ёмкость с нефтью (2), перфорированные трубы (3) и газосборник (4), образующие циркуляционный контур.

Устройство работает следующим образом. Рабочий газ из компрессора (1) подаётся в ёмкость с нефтью (2) через перфорированные трубы (3). Образующиеся пузырьки рабочего газа за счёт подъёмной силы всплывают в толще нефти. При их подъёме вблизи растворённого пузырька газа в тонком слое нефти, разделяющем пузырьки, давление падает и возникает сила, двигающая маленький пузырёк к большому (Рис.19.)

Fтр. - сила трения, Н; Fп. - подъемная сила, Н; Fсбл. - сила сближения, Н.

Происходит «слипание» пузырьков, при котором их разделяет стенка толщиной в молекулу нефти. Поскольку давление в газовом пузырьке обратно пропорционально радиусу, меньший пузырёк поглощается большим. Таким образом, происходит сепарация нефти от растворённого газа. Отсепарированный газ собирается в накопительном газосборнике (4), из которого поступает в компрессор и в сеть.

За счет организованной подачи пузырьков рабочего газа под слой нефти происходит сепарация нефти.

Устройство позволяет повысить эффективность сепарации нефти за счет подачи рабочего газа через перфорированные трубы под слой нефти.

В этом разделе были рассмотрены основные виды нефтегазосепараторов, их назначение и конструктивные особенности, область применения, факторы, влияющие на эффективность выделения газа из нефти в сепараторах.

Патентные исследования по фонду изобретений показали, что тема разрабатывалась, однако внимание разработчиков к исследуемой теме неравномерно по годам. Пик изобретательской активности приходится на 1996 год. При разработке темы основное внимание уделялось повышению качества готового продукта, снижению материальных затрат, улучшению технологии процесса.

Раздел 3. "Расчетная часть"

3.1 Исходные данные для расчета нефтегазового сепаратора

Разнообразие технологических процессов, влияние на сам процесс сепарации многочисленных факторов, таких как физико-химические свойства нефти и газа, газовые факторы, условия сбора и транспорта продукции скважин и др., обусловили чрезвычайное многообразие сепараторов, как по типоразмерам, так и по конструктивному исполнению. Независимо от конструктивного исполнения, сепараторы должны обеспечивать разделение газовой фазы от жидкой, необходимую степень очистки газовой фазы от капельной влаги, максимальное извлечение из нефти газовой фазы (проведение процесса в условиях, близких к равновесным между нефтью и газом), разрушение пены, поступающей в сепаратор, и создание условий, уменьшающих пенообразование в самом сепараторе, необходимый гидрозатвор, обеспечивающий нормальную эксплуатацию в условиях пульсирующих потоков и предотвращающий попадание свободного газа в нефтесборные коллекторы. Анализ перечисленных требований показывает, что их выполнение находится в прямой зависимости от двух параметров - производительности сепаратора по газу и по нефти. При выборе сепараторов для конкретных условий эксплуатации и при конструировании новых аппаратов знание этих параметров является необходимым.

Расчет сепаратора должен содержать исходные данные и собственный расчет. Исходные данные определяют требования (исходные условия), предъявляемые к аппарату (условия расчета). Расчет осуществляют для основных сепарационных секций и элементов, корпуса, патрубков подвода и отвода газа и жидкости.

Исходные данные:

Давление сепарации ……………………………..6

Рабочий газовый фактор …………………………..20

Плотность нефти …………………………………..878

Плотность газа …………………………………….0,831

Поверхностное натяжение на границе

нефть - газ ………………………………………....25

Температура газа в сепараторе ……………………….....20

Тип отбойной насадки………………………………….... сетчатая

Расположение насадки……………………………….горизонтальное

Живое сечение отбойной насадки ………………0,98

Необходимое количество сепарации газа ………...

Коэффициент скорости ……………………………….0,1

Обводненность добываемой продукции, В………………….0,85

Газовый фактор G, …………………………………….20

Объемный расход жидкости V,………………………420

3.2 Определение пропускной способности горизонтального сепаратора и его конструктивных размеров

Целью расчета является определение конструктивных основных размеров сепаратора.

1. Диаметр определяется из условия рационального размещения отбойной насадки с учетом удельной нагрузки сепаратора по нефти.

где минимальный уровень жидкости,

предел регулирования,

высота слива жидкости,

диаметр входного патрубка, м

2. Определение длинны сепаратора:

(1)

где диаметр сепаратора, м

длина отбойной насадки, м

диаметр выходного патрубка, м

3. Объем сепаратора равен:

(2)

При заполнении сепаратора по высоте объем жидкости составит 1,475.

4. Максимальная пропускная способность горизонтального сепаратора по газу при давлении в сепараторе 0,6 МПа и температуре 293 К составит (все поперечное сечение горизонтального сепаратора занято потоком газа)

(3)

где диаметр нефтегазового сепаратора, м;

доля поперечного сечения сепаратора, занятая потоком газа,

давление в сепараторе,

температура в сепараторе,

(4)

где объемный расход жидкости,

обводненность добываемой продукции;

отношение объема газа, выделившегося из нефти.

По определению

(5)

где Vг(p) --объемный поток газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе (объем газа приведен к нормальным условиям), м3/сут;

Vн -- объемный поток нефти, поступающей в сепаратор, м3/сут. Если известно G(p) и найдено Vг(p), то

(6)

5. Определение фактической удельной нагрузки по нефти:

(7)

Фактическая удельная нагрузка меньше рекомендуемой -

6. Определение уноса нефти с газом:

(8)

В трапе должны быть созданы условия, при которых отдельные пузырьки газа, еще не выделившиеся в газовую среду, а находящиеся в потоке нефти в нижней части трапа, успели бы всплыть из нефти прежде, чем нефть выйдет из сепаратора.

Эти условия состоят в том, чтобы скорость движения нефтяного потока была меньше скорости всплывания газового пузырька, в нефти: < .

Скорость

(9)

Скорость по формуле Стокса:

(10)

где d -- диаметр пузырьков газа, примем его равным 0,02 см:

-- плотность газа в условиях трапа; = г/см3;

-- плотность нефти;

= 0,878; --абсолютная вязкость нефти, примем ее равной 0,02 пуаза.

Здесь можно пренебречь малой плотностью газа ; знак минус показывает, что скорость частицы газа направлена вверх, т. е. она всплывает в нефти.

Так как = 0,5 см/сек < = 0,95 см/сек, то пузырьки газа диаметром больше 0,2 мм не будут увлекаться потоком нефти, а будут всплывать и присоединяться к газовой среде в трапе.

3.3 Расчет обечайки сепаратора

Цилиндрические обечайки являются одним из основных элементов технологических аппаратов. Обечайки большей частью изготавливаются вальцовкой из листового проката. Так как из одной, а в данном случае из нескольких обечаек образуется цилиндрический корпус аппарата. В данном сепараторе обечайка нагружена внутренним избыточным давлением.

Исходные данные:

Диаметр корпуса, м 1,2

Длина обечайки, м 3

Рабочее расчетное давление, МПа 0,6

Материал аппарата 0,9Г2С

Допустимые напряжения, МПа 162

По безмоментной теории расчёта оболочек рассчитываем толщину стенки:

(11)

PR - рабочее расчетное давление;

D - диаметр корпуса;

- коэффициент прочности сварных швов обечайки = 0,9;

- допускаемое напряжение,

(12)

SR - расчётная толщина стенки.

Действительная толщина стенки определяется по формуле:

(13)

- прибавка, состоящая из: (14)

- прибавка на коррозию,

- прибавка на минусовой допуск,

- технологическая прибавка

Принимаем

Допускаемое избыточное давление определяется по формуле:

(15)

Так как, то данный расчёт верен.

3.4 Расчет крышки сепаратора

Днища, так же как и обечайки, являются одним из основных элементов технологических аппаратов. Цилиндрические цельносварные корпусы горизонтальных аппаратов с обеих сторон ограничиваются днищами. Форма днищ, применяемая в отечественном аппаратостроении, бывает эллиптическая, полусферическая, в виде сферического сегмента, коническая и плоская. Конические и плоские днища бывают с отбортовкой на цилиндр и без отбортовки, а эллиптические -- только с отбортовкой. В данном сепараторе применены эллиптические днища. Так же как и обечайки, днища рассчитываются по безмоментной теории расчёта оболочек.

Теоретическая толщина стенки днища рассчитывается по формуле:

, (16)

R - радиус кривизны в вершине днища,

(17)

(18)

Реальная толщина стенки определяется по формуле:

(19)

- прибавка, состоящая из:

- прибавка на коррозию,

- прибавка на минусовой допуск,

- технологическая прибавка

Принимаем =8 мм.

Допускаемое внутреннее избыточное давление определяется по формуле:

МПа (20)

Так как , то расчёт правильный

3.5 Расчет фланцевого соединения

В технологических аппаратах для разъемного соединения составных корпусов и отдельных частей применяются фланцевые соединения преимущественно круглой формы. На фланцах присоединяются к аппаратам трубы, арматура и т.д. Фланцевые соединения должны быть прочными, жесткими, герметичными и доступными для сборки, разборки и осмотра.

Внутренний диаметр фланца D: 200мм.

Толщина обечайки S: 8 мм.

Толщина втулки принята S0=10 мм, что удовлетворяет условию:

S<S0<S1,3 8<10<10,4 (21)

S0-S<5 10-8=2<5 (22)

Толщина S1 втулки по формуле:

(23)

(24)

Тогда толщина втулки из (23):

Высота втулки по формуле:

(25)

Отсюда

Принимаем

Эквивалентная толщина втулки фланца:

(26)

Подставив значения получим:

Определяем диаметр болтовой окружности:

(27)

где толщина втулки

диаметр болта, принимаем равным [1]

нормальный зазор между гайкой.

Принимаем

Находим наружный диаметр фланца:

(28)

где, а=40 мм - для шестигранных гаек М20 [1]

Принимаем D=330 мм=0,3 м.

Наружный диаметр прокладки:

(29)

где е=30 мм - для плоских прокладок при dб=20 мм.

Подставив значения получим:

Средний диаметр прокладки определяется по формуле:

(30)

где в = 12 мм - ширина плоской неметаллической прокладки для диаметра аппарата D=200 мм. [1]

Количество болтов по формуле:

(31)

где шаг расположения болтов при [1]

Тогда

Принимаем кратное четырем.

Высота (толщина) фланца:

(32)

где =0,34 для р=1,6МПа и приварных встык фланцев

Принимаем

Расстояние между опорными поверхностями гаек для фланцевого соединения с уплотнительной поверхностью типа шип-паз (ориентировочно):

(33)

высота стенки прокладки.

Отсюда

Равнодействующая внутреннего давления определяется по формуле:

(34)

Тогда равнодействующая внутреннего давления имеет значение:

Находим реакцию прокладки:

(35)

где для паронита

b0 - эффективная ширина прокладки:

(36)

Тогда

Усилие, возникающее от температурных деформаций:

(37)

где - коэффициенты линейного расширения материала фланца (09Г2С) и материала болта (35Х).

ф=12,2•10-6 1/0С

б=12•10-6 1/0С

- расчетная температура неизолированных фланцев;

- расчетная температура болтов;

модуль упругости для болтов из стали 35Х;

площадь поперечного сечения для болтов диаметром М20;

- количество болтов;

податливости болтов, фланцев и прокладки, определяемые по формулам:

(38)

(39)

(40)

где расчетная длина болта;

(41)

(42)

(43)

(44)

Тогда подставим значения и получим:

Окончательно получаем по формуле (37):

Коэффициент жесткости фланцевого соединения находим по формуле:

(45)

Болтовая нагрузка в условиях монтажа до подачи внутреннего давления:

(46)

где допустимое давление паронитовой прокладки.

Тогда

Болтовая нагрузка в рабочих условиях:

Приведенный изгибающий момент:

(47)

где соответственно допускаемые напряжения для материала фланца при и расчетной температуре

Проверка прочности и герметичности соединения.

Условие прочности болтов выполняется:

(48)

где допустимое нормальное напряжение болта при 20 С.

(49)

Условие прочности неметаллической прокладки из паронита:

(50)

где [qпр]=130 МПа - для паронита;

Тогда

Максимальные напряжения в сечении фланца, ограниченные размером S1:

(51)

где D*=D=0,2 м, при D >20 S1 (0,8200,020);

(52)

Тогда

Максимальные напряжения в сечении, ограниченном размером S0:

где при и

График для определения

(53)

Тогда

Напряжения во втулке от внутреннего давления:

- тангенциальные:

(54)

- меридиональные:

(55)

Условие прочности для фланца, ограниченного размером S1=20 мм выполняется, если:

(56)

где [] = 350 МПа для стали 09Г2С

Подставив значения получим:

Условие прочности для фланца, ограниченного размером S0=10мм выполняется:

(57)

(58)

Подставим и получим:

Условия герметичности, определяемое по формуле углом поворота фланца, также выполняется, если:

(59)

где [] = 0,009 рад - допускаемый угол поворота приварного встык фланца при D=200 мм:

Фланцевое соединение подобрано и просчитано правильно.

3.6 Расчет укрепления отверстий в стенках сепаратора

Различные отверстия в стенках корпуса, днища сварного аппарата для штуцеров и люков ослабляют стенки и поэтому должны быть большей частью укреплены. Укрепление осуществляется патрубком штуцера, утолщением укрепляемой стенки и укрепляющим кольцом. Наиболее рациональным и поэтому наиболее предпочтительным укреплением является укрепление патрубком штуцера.

Диаметр обечайки, м 1,2

Длина обечайки, м 3

Диаметр штуцера, м 0,25

Длина штуцера, м 0,2

Внутренний радиус отбортовки, мм 10

Расчетная толщина обечайки, мм 3,6

Исполнительная толщена обечайки, мм 8

Расчетная толщина штуцера, мм 1

Исполнительная толщена штуцера, мм 5

Внутренний диаметр штуцера, м 0,2

Материал штуцера 10Г2

Расчетная толщина стенки штуцера определяется:

(60)

где рабочее давление, МПа

диаметр штуцера, м

коэффициент прочности сварных швов штуцеров

допускаемое напряжение, МПа;

прибавка на коррозию.

- прибавка, состоящая из:

- прибавка на минусовой допуск,

- технологическая прибавка

Исполнительная величина равна:

Определение расчетного диаметра отверстия:

(61)

где диаметр патрубка, м

внутренний радиус отбортовки, м

расчетная величина обечайки, м

прибавка на коррозию, м

Находим наибольший диаметр отверстия штуцера, не требующего дополнительного укрепления:

(62)

т.к. укрепление отверстия диаметром необходимо.

Расчетный диаметр отверстия, не требующего укрепления, при отсутствии избыточной толщены стенки обечайки:

(63)

Расчетная длина штуцера:

Условие укрепления отверстия отбортовкой выполняется:

Минимальное расстояние между отверстиями, когда их ещё можно считать одиночными:

(64)

где DR -диаметр укрепляемого элемента;

3.7 Расчёт опор корпуса

Установка технологических аппаратов на фундаменты или специальные несущие конструкции осуществляется большей частью с помощью опор. Непосредственно на фундаменты устанавливаются лишь аппараты с плоским днищем, предназначенные главным образом для работы под наливом. В зависимости от рабочего положения аппарата различают опоры для вертикальных аппаратов и опоры для горизонтальных аппаратов. Горизонтальные аппараты независимо от их размещения (в помещении или на открытой площадке) устанавливают на седловых опорах.

Нормативный метод расчета регламентирован ГОСТ 26202 - 84 (СТ. СЭВ 2574 - 80). Расчётные нагрузки в горизонтальном аппарате, установленным на двух сёдловых опорах:

Реакция опоры для аппарата, установленного на двух опорах:

, (65)

где G - сила тяжести аппарата в рабочем состоянии.

(66)

Изгибающий момент в середине аппарата:

(67)

Изгибающий момент в сечении над опорой над опорой:

(68)

где: L=3м - длина обечайки;

D=1,2м - диаметр обечайки;

f1, f2, и f3 - коэффициенты, принимаемые по графикам 3,4 и 5[1]

(69)

Подставляя все в формулы - получим:

Горизонтальная сила (перпендикулярная к оси аппарата):

(70)

=0,2 - коэффициент, определяемый по графику 6 [1].

Горизонтальная сила трения (параллельная оси аппарата):

(71)

Площадь опорной плиты должна выбираться конструктивно и должна удовлетворять условию:

(72)

где: =10МПа - допустимый предел прочности бетона.

В соответствии с ОСТ 26-1265-75 и конструктивными параметрами сепаратора принимаем площадь опорной плиты равной:

тогда напряжение сжатие бетона равно:

Расчетная толщина опорной плиты:

(73)

где коэффициент, определяемый по графику 7 [1]

ширина поперечных ребер, м

расстояние между поперечными ребрами, м

допустимое напряжение для материала опорной плиты, МПа

Исполнительная толщина опорной плиты:

Раздел 4. "Технологическая часть"

4.1 Схема сбора и транспортировки продукции на Бешкульском месторождении

На Бешкульском месторождении газожидкостная смесь по шлейфам диаметром 114 мм поступает на сборный пункт (рис.25). Комплекс сооружений на Бешкульском СП функционирует как пункт сбора, сепарации и перекачки нефти. Отсепарированный нефтяной газ используется на собственные нужды. Водонефтяная смесь с СП насосами НБ-125-1 при давлении до 4 МПа откачивается по нефтепроводу диаметром 219 мм длиной 123 км на Головные сооружения №1 Олейниковского месторождения для обезвоживания, обессоливания и последующей перекачки в товарный парк нефти Головных сооружений № 2 для отгрузки в железнодорожные составы (рис.25). Динамика добычи нефти по месторождению показана в таблице.

Таблица 1

Динамика добычи нефти на Бешкульском месторождении

Месторождение

Показатели

Ед.

изм.

Годы

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Бешкульское

Добыча нефти

тыс.т

24,9

29,8

24,5

20,4

17,3

15,4

Обводненность

%

57

68,0

72,9

76,4

82,8

85,1

4.2 Добыча скважинной жидкости на Бешкульском месторождении

По состоянию на 01.01.2007 г. в действующем фонде Бешкульского месторождения 12 скважин, две из которых (скв.№ 22, 27) работают фонтанным способом и десять (скв. 2, 17, 21, 23, 25, 26, 28, 29, 30, 32) дренируют залежи штанговыми глубинными насосами с установленными на их приеме газопесочными якорями.

На месторождении используются: насосы 25-175-RHAM-14-4-4, 25-225-ТНМ-14-4-4, НН2Б-44; насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм; штанги диаметром 19 и 22 мм; станки-качатели СК6-2,1 (табл.2).

Средний дебит одной скважины составляет по нефти 5,2 т/сут.; минимальная обводненность добываемой жидкости 67%;, максимальная обводненность 94% (табл.2).

Все скважины Бешкульского месторождения переоборудованы согласно стандарта ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть».

Наработка на отказ по скважинам, оборудованным УШГН, достигает в среднем 430 суток, что значительно превышает минимально допустимый срок работы скважинного оборудования равный 365 суток. Анализ наработки на отказ позволяет охарактеризовать среднюю работоспособность насосного оборудования. Межремонтный период в целом по месторождению составляет 485 суток, это самый высокий показатель по всем месторождениям ТПП «Астраханьморнефтегаз».

Добытая скважинная жидкость по нефтесборным коллекторам поступает на «Бешкульский» сборный пункт, где происходит ее частичная подготовка и транспортировка на ГС-1.

Таблица 2

Технологический режим работы фонда скважин Бешкульского месторождения

№ скважины

Способ эксплуатации

Устьевое давление, МПа

Затрубное давление, МПа

Забойное давление, МПа

Пластовое давление, МПа

Коэффициент продуктивности, м3/(сут•МПа)

Дебит по жидкости, м3/сут

Объемная обводненность, %

Тип насоса

Завод-изготовитель насоса

Диаметр плунжера, мм

Глубина спуска насоса, м

Тип станка-качалки

Число качаний, 1/мин

Длина хода, м

Динамический уровень, м

Длина хвостовика, м

Диаметр хвостовика, мм

Фонтанная арматура

2

ГНЭ

2,9

3,1

13,83

14,91

25

27

90

25-175-THM-14-4-2-2

ИЖ-Н-М

44

609

СК6-2,1-2500

7

2,1

567

684

62

110/3

17

ГНЭ

2,5

2,9

13,11

14,07

25

24

80

25-175-THM-14-4-2-2

ИЖ-Н-М

44

891

СК6-2,1-2500

7

1,8

0

29

62

110/4

21

ГНЭ

1,3

1,6

13,41

14,46

27,1

28,6

92

25-225ТНМ-14-4-4

ИЖ-Н-М

57

525

СК6-2,1-2500

7

2,1

63

825

62

90/5

22

фон

2,1

2,7

13,44

14,2

38

29

6,2

?

?

?

1341

?

?

?

?

?

?

90/5

23

ГНЭ

0,21

1,3

13,2

13,76

28,7

16

74

НН2б-44-30-12-2ИПН

Пермь

44

592

СК6-2,1-2500

7

1,5

590

789

62

90/5

25

ГНЭ

1,33

1,84

13,16

13,95

26,9

21,2

67

НН2б-44-30-15НПВ-ФН

Пермь

44

752

СК6-2,1-2500

7

2,1

0

614

62

26

ГНЭ

1,1

1,5

13,55

14,12

37,9

21,7

80

25-175-THM-14-4-2-2

44

993

СК6-2,1-2500

7

2,1

110

389

62

90/5

27

фон

2,1

2,8

13,48

14,13

37

24

80

?

?

?

1295

?

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены