Устройство нефтяных сепараторов цеха добычи нефти и газа ТПП

И только через достаточно долгий период времени (цилиндр 3) происходит практически полное разделение фаз и система приходит в состояние термодинамического равновесия. Следует подчеркнуть, что присутствие дисперсной зоны приводит к значительному увеличению сложности расчёта размера оборудования. Во многих случаяхиспользование времён удерживания нефти и газа в сепараторе позволяет значительно упростить данные расчёты, хотя принципиально возможно описание системы с помощью вычисления скоростей осаждения/всплытия капелек дисперсной фазы в непрерывной фазе.На рисунке 2.3 представлено принципиальное устройство и технологические особенности работы трёхфазного сепаратора, в частности, показано, что на входе в сепаратор происходит постепенное разделение смеси на газовую и дисперсную зону, которая затем постепенно размывается.Трёхфазные сепараторы могут иметь как горизонтальную, так и вертикальную ориентацию. Принципиальное устройство применяемого в ЦДНГ-3 ТПП «Когалымнефтегаз» горизонтального трёхфазного сепаратора представлено на рисунке 2.3.Рис. 2.3.Принцип работы трехфазного сепаратораНа данном рисунке показано, что скважинная продукция поступает в емкость сепаратора и ударяется о входную перегородку, что приводит к резкому снижению импульса потока. Первичное разделение жидкости и газа происходит именно на данной перегородке; также как и в случае двухфазной сепарации, после прохождения многофазной смеси через входную перегородку, капли жидкости будут уноситься потоком газа в составе жидкой фазы, а пузырьки газа – всплывать из жидкости. В большинстве случаев в конструкции входной перегородки предусмотрена установка переточной трубы, которая подаёт двухфазную смесь нефть-вода ниже уровня раздела фаз газ-нефть.Внутрикорпусные устройства активно используются для повышения эффективности работы сепараторов. Большинство устройств, которые были описаны в разделе «нефтегазовые сепараторы» также нашли своё применение и в трёхфазных сепараторах. Однако существует ряд устройств, которые используются исключительно в случае трёхфазной сепарации. К ним относятся, например, коалесцирующие устройства.Коалесцирующие устройства – это специальные устройства, которые помещают в сепаратор для увеличения диаметра частиц дисперсной фазы, в результате чего увеличивается скорость их осаждения. Таким образом, с помощью данных устройств можно уменьшить размеры сепаратора. Коалесцирующее устройство может представлять собой набивочный материал пластинчатого типа с поперечным потоком или набивку матричного типа.Переливные перегородки. Как уже было упомянуто ранее, отличительнойособенностью процесса трёхфазной сепарации является образование дисперсной зоны между слоями нефти и воды. Конструкция выходной перегородки имеет принципиальное значение для точного разделения фаз, при этом жидкость из дисперсной зоны не должна попасть в выходные патрубки сепаратора. Поэтому для контроля межфазного уровня необходимо измерить разницу плотностей нефти и воды. Наличие эмульсий может препятствовать такому измерению. Уровни нефти или воды можно измерить плавающими датчиками уровня, которые сочетают простоту конструкционного решения и надежность в процессе эксплуатации.Рассмотрим основные типы переливных перегородок, которые используются в конструкции трёхфазного сепаратора.Простая переливная перегородка. Переливная перегородка является простой по конструкции и относительно недорогой. Она позволяет легко различать водную и нефтяную фазы в течение относительно короткого периода времени. Однако при этом необходимо обеспечить точный контроль межфазного уровня, а наличие отсека сбора нефти сокращает объем части сепаратора, предназначенной для сепарации. Емкость и переливная перегородка. В данной конструкции нефть и межфазные уровни фиксируются соответственно перегородками для нефти и воды. В связи с этим используются только плавающие датчики уровня. В данном примере отсек сбора воды сокращает объем части сепаратора, предназначенный для сепарации.Емкость и вертикальная труба: альтернативная конструкция предусматривает откачку нефти и воды с помощью насосов по вертикальным трубам вверх аппарата. Регуляторы уровня нефти и воды используются для контроля за включением/отключением насоса.3 ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ НЕФТЯНЫХ СЕПАРАТОРОВ3.1ПрочностныйрасчетаппаратаВ качестве материала корпуса аппарата принимаем сталь Х18Н10Т, пригодную для работы при контакте с нефтепродуктами. Коррозия этой стали равномерна, и составляет: w=0,14 мм/год.Толщина стенки аппарата:где Рр − расчётное давление, МПагде Р − давление в аппарате, МПа;Рг − гидростатическое давление столба жидкости, однако так как Рг мало по сравнению с Р, его можно не учитывать.φ-коэффициент прочности сварных швов, φ=0,9[σ]=η.σ* − нормативное допускаемое напряжение, МПа;η − коэффициент, зависящий от вида заготовки.Для листового проката η=1.σ*=152 МПа, откуда [σ]=152 МПаРасчетная толщина стенки равна:=0,008 мИсполнительная толщина стенки равна:где С – прибавка на коррозию, которая находится по формуле:где Т=10 лет − срок эксплуатации аппарата; w–годовой коэффициент коррозии, примем в данных условиях равным 1,2 мм.С0 − округление до ближайшего целого значения.S=0,008+ 10 . 0,0012 =0,0092 м 10ммПримем толщину стенки цилиндрической обечайки 20мм как стандартную толщину для аппарата такого диаметра. Крышку и днище выберем эллиптические, так как они являются наиболее распространёнными [2, 3]. 3.2Расчёт и подбор патрубков для подвода и отвода потоковВнутренний диаметр штуцеров для подвода и отвода исходной смеси продуктов рассчитывается на основе уравнения массового расхода и округляется до ближайшего стандартного значенияпо уравнению:где Q– расход потока,м3/с;При этом скорости потоков для жидких сред в расчетах принимаем в интервале 0,1..1,0 м/с (для снижения турбулентности потока),скорости потока газа – 10…30 м/с.Вход исходной смеси:м = 600 мм.Выход газа:= 400 мм.Выходжидкойфазы:3.3 Подбор фланцевых соединенийПрисоединение к аппарату трубной арматуры, а также технологических трубопроводов для подвода и отвода жидких и газообразных продуктов осуществляется с помощью штуцеров или вводных труб. На практике достаточно часто применяютсяфланцевые штуцера – разъемные соединения, имеющие высокий показатель надежности и работоспособности [9, c.658].Для разъемного соединения составных корпусов и отдельных частей химических аппаратовиспользуются фланцевые соединения, преимущественно круглой формы. С помощью указанных соединений к аппаратам присоединяются трубы, арматура и т.д. В соответствии с проведенными выше расчетами, были подобраны следующие фланцевые штуцера (таблица 3.1).Таблица 3.1Размеры фланцевых штуцеров с внутренним базовым давлением ОСТ 26-426-79 [9, c.662].НазначениеDy,ммDf,ммh,ммdб,ммzs,ммВход исходной смеси60064020301616Выход газа4004401830816Выход нефтепродукта300330141644В аппарате используются болты М20 М10 из углеродистой стали класса прочности 10.9. Определим крутящие моменты затяжки болтов в зависимости от класса прочности с помощью данных таблицы 3.2.Таблица 3.2Крутящие моменты затяжки болтов [2, 9]Резьба/шаг ммКласс прочности болтов10.910/1.562,420/2.5519,43.4 Вспомогательное оборудование и контрольно-измерительные приборыДля достижения эффективного разделения газ/жидкость и жидкость/жидкость в вертикальных сепараторах очень важно иметь постоянный режим потока по всей длине аппарата. Иначе в аппарате будут образовываться зоны турбулентности, которые будут уменьшать время отстоя жидкости по сравнению с временем отстоя при равномерно распределенном (ламинарном) потоке. Ламинарный режим обеспечивается при помощи перфорированных перегородок. Как показали испытания и газодинамические расчеты, и, что более важно, практический опыт эксплуатации, отсутствие таких перегородок может неблагоприятно повлиять на процесс сепарации.Сетчатый каплеотбойник, который также можно интегрировать в перфорированные перегородки, представляет собой сплетенную проволочную сетку, скрепленную решеткой. Проходя через сетчатый каплеотбойник, капли жидкости ударяются о сетку, на поверхности которой они укрупняются. По достижении определенного размера капли жидкости срываются и под действием силы тяжести падают на дно аппарата.Оптимальным является размещение пяти сетчатых каплеотбойников диаметром3,0 м.Таблица3.3Техническая характеристика сепаратора С-11 [12]Наименование параметраЕдиница измеренияАппарат и технологические трубопроводыДавление рабочеекгс/см²128,4Давление расчетноекгс/см²14,13Давление гидравлическое пробное на прочностькгс/см²17,9 ± 0,895 (179 ± 8,95)Температура рабочаяºСОт 20 до 40Температура расчетнаяºС50Рабочая средаПриродный газ, сод.H2S до 5%Рассчитываемый сепаратор (11) предназначен для разделения газопродуктовой смеси на две фазы – газ и жидкая скважинная продукция.Контроль за давлением и температурой в сепараторе осуществляется датчиком давления РТ 002, датчиком температуры ТТ 002, локальным индикатором температуры ТI 001. Датчик PISHL 003 осуществляет защиту от понижения или превышения предельно допустимых значений давления в сепараторе, с выводом сигнала в интегрированную систему аварийной остановки. Уровень жидкой фазы в сепараторе контролируется уровнемером LIT 001 и регулируется клапаном LV-002 от регулятора LIC 001. Уронемер LIT 002 контролирует сверхнизкий и сверхвысокий уровень жидкой фазы в сепараторе с выводом сигнала в интегрированную систему аварийной остановки. Для визуального наблюдения за уровнем жидкой фазы в сепараторе установлено уровнемерное стекло LG 005. Защиту от избыточного давления в сепараторе обеспечивают два пружинных предохранительных клапана PSV-004А/004В с установочным давлением 141,3 бар.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ рамках представленного курсового проекта было проведено рассмотрение применяемых в нефтегазовой промышленности видов сепарации газонефтяных и, в общем виде, газожидкостных смесей, охарактеризовано назначение, рассмотрены классификация и конструкции сепараторов.Рассмотренное разрабатываемое цехом добычи нефти и газа №3 ТПП «Когалымнефтегаз». Южно-Ягунское месторождение в гидрогеологическом отношении относится к западно-сибирскому артезианскому бассейну – одному из крупнейших аккумуляторов подземных вод нашей планеты.Дожимная насосная станция (ДНС) применяются на участках, разрабатываемыхЦДНГ-3, вследствие недостаточности пластовой энергии для транспортирования нефтегазовой смеси к установкам предварительного сброса воды (УПСВ) ицеху подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Дожимная насосная станцияЦДНГ-3 предназначена для отделения нефти от газа, отделения капельной жидкости от газа и дальнейшейтранспортировки выделенной нефти при помощи центробежных насосов. Транспортировка газа осуществляется под давлением сепарации.В ДНС-3 ЦДНГ-3 ТПП «Когалымнефтегаз» используются трехфазные сепараторы, позволяющие разделять скважинную продукцию на пластовую воду, нефть и углеводородные газы. Отсепартрованные нефть и газ подаются в трубопровод для дальнейшей переработки. Принцип работы и устройство трехфазных нефтегазовых сепараторов подробно описано в разделе 2, в разделе 3 приведены механические расчеты аппаратов.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫАхметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. – 672 с.Внутренние устройства –современные решения в области сепарации. Каталог продукции компании CDS[Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.ma-samara.com/files/certificates/factsheet-internals_07_rus_-.pdfДунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. – М.: ФГУП Из-во «Нефть и га» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. – 448 с.Дытнерский Ю.И. (ред.). Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по проектированию. – М.: Химия, 1983 г. – 272 с.Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии. Ч.1. Теоретические основы процессов химической технологии. Учебник для вузов. Изд. 2-е. М.: Химия,1995. – 400с.Кабиров М.М., Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. – 70 с.Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. – 9-е изд. – М.: Химия, 1973. – 750 с.Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов. Пер. с англ. – М.: Недра, 1987. – 349 с.Коллектив авторов. Лекции по сбору и подготовке скважинной продукции. – Уфа, :УГНТУ, 2003. – 36 с.Коптева В.Б. Опоры колонных аппаратов. Тамбов: Издательство Тамбовского государственного технического университета, 2007. – 24 с.Лапидус А.Л. и др. Газохимия. Часть 1. Первичная переработка углеводородных газов. – M.: Недра, 2004. – 246 с.Лащинский А.А., Толчинский А.Р. Основы конструирования и расчета химической аппаратуры. Справочник. – Л.: Машгиз, 1970. – 753 с.Леонтьев, С. А. Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважинной продукции: учебное пособие / С. А. Леонтьев, Р. М. Галикеев, О. В. Фоминых. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. – 116 с.Плановский А.Н, Николаев И.П. Процессы и аппараты химической и нефтехимической технологии. 5-изд. – М.:Химия, 1987 г. – 847 с.Покрепин Б.В Сбор и подготовка скважинной продукции. – Курс лекция для учащихся в нефтегазовых училищах. – Москва 2010. – 102 с.Рудин М. Г., Драбкин А. Е. Краткий справочник нефтепереработчика. – Л.: Химия, 1980. – 328 с.