|
Модернизация нефтегазового сепаратора системы подготовки неф
|
|
| engineerklub | Дата: Понедельник, 27.09.2021, 16:28 | Сообщение # 1 |
 Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33467
Статус: Online
| Модернизация нефтегазового сепаратора системы подготовки нефти Бешкульского месторождения
Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ
Описание:
Модернизация нефтегазового сепаратора системы подготовки нефти Бешкульского месторождения-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
1.3. Сепарационные установки и область их применения.
Сепарацией называется процесс отделения одного компо¬нента от других (например, газа от жидкости). Сосуд, в кото¬ром происходит сепарация, называется сепаратором. Отде¬ление газа от жидкости происходит в газосепараторе. Сепарационная установка может состоять из одного сепаратора и больше в зависимости от пропускной способности его и крат-ности сепарации (однократная, многократная или одноступен¬чатая 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 сепа¬раторов 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 газожидкост¬ной смеси).
II. Осадительная секция, в которой происходит дополнитель¬ное выделение пузырьков газа, увеличенных нефтью из сепарационной секции.
Для более интенсивного выделения окклюдиро¬ванных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти и эффективность ее сепарации. Наклонные пло¬скости 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 га¬зом — в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций, а также от вязкости нефти и времени пребы¬вания ее в сепараторе.
IV. Каплеуловительная секция, располо¬женная 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 при¬менялись 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.
СКАЧАТЬ
|
| |
| |
| engineerklub | Дата: Понедельник, 27.09.2021, 16:29 | Сообщение # 2 |
|
Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33467
Статус: Online
| 1 — выкидная линия; 2 — специальным клапан; 3 — отвод; 4 — предохранительный кла¬пан; 5 —ввод; 6 — люк; 7 — газоотводящая труба; 8 — отбойники; 9 — жалюзи; 10 — ко¬зырек; 11 — регулятор уровня; 12 — змеевик для подогрева
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 допу¬стить прорыва газа в нефтяную линию или нефти в газовую линию. Количество газа, выделившегося из нефти, зависит от
давления: чем меньше давление, тем больше выделится свобод¬ного 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 уста¬новки, 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 со¬оружение сепарационных установок и другие технико-экономические показатели. Во избежание этого применяют горизонталь¬ные 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 дав¬ление 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 — допусти¬мое рабочее давление; М — модернизирован¬ная.
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 се¬паратора
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 от¬сек имеет люк-лаз, предохранительный клапан и дренажные штуцеры.
В сепарационном отсеке для более полной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрена нефтеразливная полка 2.
Рис. 7. Принципиальная схема установки типа УПС-3000
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, устанавли-ваемый над отстойной секцией.
СКАЧАТЬ
|
| |
| |
| engineerklub | Дата: Понедельник, 27.09.2021, 16:29 | Сообщение # 3 |
|
Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33467
Статус: Online
| Работа установки происходит следующим образом. Продук¬ция 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 регу¬лятор уровня отводится в отсек Б, откуда через каплеотбой¬ник 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 се¬парации монтаж узла предварительного отбора газа не тре¬буется.
Водонефтяная эмульсия из отсека А перелавливается в от¬сек Б под действием давления газа. Допустимый перепад дав¬ления между отсеками Б и А не более 0,2 МПа (в зависимо¬сти от длины каплеобразователя между отсеками).
Для улучшения отделения воды от эмульсии предусмотрено предварительное смешение продукции скважин с водой, посту¬пающей из установки подготовки нефти. Трубопровод (каплеобразователя) между отсеками А я Б может быть выполнен из трубы определенного диаметра и длины в зависимости от тре¬буемого 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 че¬рез входной распределитель 3. При этом основная часть струй, вытекающих из
распределителя, движется радиально, а мень¬шая часть — в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата и теряя кинетическую энергию, струи эмульсии отражаются и принимают горизон¬тальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода от¬водится через перфорированный трубопровод 8. Предвари¬тельно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верх¬ней 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 ме¬жду собой
подачей и давлением нагнетания насосных агрега¬тов: 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 насос¬ные станции подачей 500; 1000; 2000 м3/сут. Дожимные насос¬ные станции большей подачи комплектуются из двух техно¬логических 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).
Рис.8. Принципиальная схема установки БН
Насосная станция типа БН (рис.8) состоит из техно¬логического, щитового, канализационного блоков и свечи ава¬рийного сброса газа.
Технологический блок состоит из двухточного гидроцик¬лона 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.
СКАЧАТЬ
|
| |
| |
| engineerklub | Дата: Понедельник, 27.09.2021, 16:31 | Сообщение # 4 |
|
Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33467
Статус: Online
| 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 по¬дачи 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 по¬ток газонефтяной смеси. Жидкость, имеющая большую плот¬ность, под действием этой силы, прижимается к стенке и сте-кает по ней в малый отсек А.
Далее нефть из емкости через приемные патрубки откачи¬вается насосами в напорный нефтепровод. На выкидном кол¬лекторе, 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 сепа¬рации 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 управ¬ления
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;
СКАЧАТЬ
|
| |
| |
