Выпускной квалификационной работы «Технологическая установка для извлечения из нефти растворенных газов термохимическим методом»

метки: Сепаратор, Нефть, Смесь, Нефтегазовый, Пузырек, Патрубок, Поступать, Данный

Нефть, добываемая из земных недр, как правило, содержит растворѐнные газы. Продукция нефтяных скважин, представляет собой многокомпонентную трехфазную систему, состоящую из нефти, газа и пластовой воды. В состав нефтей входят различные газы органического (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н 10) и неорганического (сероводород Н2Б, углекислый газ СО2 и гелий Не) происхождения. Это значительно влияет качество нефти и еѐ эксплуатационные свойства. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти, с целью уменьшения коррозийного воздействия на трубопровод и оборудование нефтеперекачки . Высокая потребность в углеводородном сырье и его ограниченность в запасах требуют развития энергосберегающих технологий и повышение качества товарной нефти. В связи с этим работы, направленные на извлечение из нефти растворѐнных газов, являются актуальными. Из этого следует, что очень важной задачей является подготовка нефти. В частности, проведение дегазации. Дегазация- это извлечение из добываемой нефти растворѐнных в ней низкомолекулярных углеводородов — метана, этана и частично пропана, а также сероводорода, азота и углекислого газа. Проводится с целью сокращения потерь бензиновой фракции от испарения и обеспечения однофазного транспорта нефти, а также для повышения эффективности работы насосных агрегатов. Дегазация нефти осуществляется с помощью сепарации. Для сепарации используется специальное оборудование и всевозможные методы, обеспечивающие наиболее эффективное разделение газообразной и жидкостной фаз[1].

Существующие методы сепарации нефти не лишены недостатков. Поэтому целесообразно использовать новые методы.

Целью данной работы является усовершенствование технологической установки для сепарации нефти, используя при этом, комбинированный термохимический метод. Суть данного метода в предварительном нагреве нефти и добавлении пеногасителя, что позволит провести более качественную очистку нефти от растворѐнных газов.

Основными задачами выпускной работы является изучения технологий сепарации нефти и разработка рекомендаций по модернизации существующего оборудования. 1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

1.1 Сепарация газа от нефти

При уменьшении давления меньше давления насыщения происходит сепарация газа от нефти. Начинается она ещѐ в условиях пласта, затем осуществляется в стволе скважины, промысловых и сборных трубопроводах, аппаратах по подготовке продукции скважин. В сторону меньшего давления стремится выделившийся газ: в пласте — к забою скважины, в скважине — к ее устью и далее в нефтегазовый сепаратор (рис 1.) [5].

Выпускной квалификационной работы: «Обзор методов интенсификации ...

... зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Одни из методов интенсификации на ЮТМ это применение ... с декабря по апрель. Расстояние по зимнику от площади работ (район скважины Юр–5) до пос. Куюмба 100 ... отложений, так как в них содержатся главные скопления нефти и газа. Продуктивные отложения рифея Юрубченского месторождения в стратиграфическом ...

Рисунок 1 – Пример нефтегазового сепаратора

Сепарационные установки, как правило, используют для извлечения газа от нефти, либо без частичного обезвоживания, либо с использованием технологии, которая позволяет непрерывно осуществлять процессы отделения растворенного газа и пластовой воды от нефти.

Основные параметры, которые задают в процессе сепарации — это давление и температура, регулируя которые, можно создать необходимые условия для полноценного выделения газа из нефтепродукта.

В большинстве случаев, сепарацию нефтегазовой смеси проводят в несколько ступеней. Это позволяет получить наиболее чистый продукт.

Нефтегазовая смесь, извлекаемую из скважин сперва при высоком давлении сепарируют на первой ступени, где отделяется значительная часть газа, после чего нефть сепарируют при среднем и низком давлениях, где она практически полностью дегазируется. При выходе товарной нефти с факельной утилизацией нефтяного газа учитывается зависимость схемы сепарации: термобарических условий на ступенях и числа ступеней сепарации[6,7,8] .

Число ступеней и давление сепарации нефти на них, расположение установок по сепарации определяется с учетом:

1. энергетических возможностей нефтяных месторождений;

2. физико-химических характеристик свойств добываемого нефтепродукта;

3. конечного использования углеводородного сырья (технологической схемы последующей подготовки и транспорта нефти и нефтяного газа до пунктов их потребления).

Оптимизировать давления на первой ступени сепаратора особенно необходимо для месторождений с легкими нефтями с высоким начальным содержанием растворенного газа[6].

Если для создания нужного качества товарной нефти на одной из ступеней сепарации, разгазирование нефти осуществляется под вакуумом, то сепарацию называют вакуумной, а если нефть подогревается при дегазации, то горячей.

Отделение воды и газа от нефти производится с целью:

1. получения нефтяного газа, для последующего использования, как топливо и химическое сырье;

2. уменьшение перемешивания нефти, газа и воды, с целью понижения гидравлических сопротивлений;

3. уменьшения образования пены, за счет выделяющихся пузырьков газа;

4. уменьшения колебаний давления в трубопроводах при дальнейшей транспортировке нефти от сепараторов до установки подготовки нефти[5].

В результате того, что структура нефтегазового потока неоднородна, возникают нагрузки на трубопровод, сопровождающиеся колебаниями давления и приводящие к возникновению коррозии, трещин и его разрушению. Особенно, это происходит в результате переменного прохождения пробок газа и пробок нефти при пробковой структуре газонефтяного потока.

Эффективность процесса сепарации, как правило, зависит от:

1. времени зaдержки жидкости в сепараторе , чем больше время пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив;

2. средней скорости гaзa в свободном сечении сепаратора. Знaчения для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с. Степень очистки газа от жидкости в зависимости от скорости газа;

Топливно-энергетические ископаемые: (нефть, газ, уголь, горючие ...

... Дебит скважин, помимо физических свойств коллектора, его мощности и насыщения, определяется давлением растворённого в нефти газа и краевых вод. При добыче нефти скважинами не удаётся целиком извлечь всю ... Россия дают больше половины всей мировой добычи. Уголь добывают в основном в экономически развитых странах: ФРГ, Великобритания, Польша, Австралия, ЮАР и др. Энергетическая проблема связана с ...

3. физико-химических свойств нефти и газа: поверхностного натяжения, предрасположенности к пенообразованию, вязкости. Нефть легче дегазируется, когда она обладает наименьшим натяжением поверхности на границе с газом;

4. особенностей конструкции сепарационных установок: способ ввода нефтегазовой смеси, наличие сливных полок, каплеотбойников и др.;

5. жидкостного уровня в сепарационной установки. Слой жидкости в нижней части сепаратора гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор;

6. показателей температуры и давления в сепарационном аппарате;

7. расходов нефтегазовой смеси: коэффициент уноса газа при большом расходе увеличивается, поскольку полностью газ выделиться просто не успевает. В случае высокого газового фактора повышение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе [5].

1.2 Основное назначение нефтегазовых сепараторов

Сепаратор — это устройство, который осуществляется процесс разделение продукта нефтегазовых скважин. Сепаратор используется при подготовки продуктов, добываемых в скважинах, как часть системы, производящей чистую нефть.

В целом система подготовки нефти может включать в себя разное оборудование: нагреватели, баки для промывки, различной конструкции резервуары, электростатические коагуляторы, сепараторы, отстойники, электродегидраторы, газоочистители, депульсаторы и т.д. в различных формах.

Нефтегазовые сепараторы служат для получения нефтяного газа, выделившегося из нефти при ее движении по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору, который используется как ценный химический продукт или как топливо; для снижения перемешивания нефтегазоводяного потока и гидравлических сопротивлений в трубопроводах; разложения и отделения от нефти образовавшейся пены; предварительного отделения воды от нефти при добыче нестойких или разрушенных в трубопроводе нефтяных эмульсий; существенного снижения колебаний потока при транспортировании нефти.

В значительной мере большое влияние на устойчивость работы оборудования перекачки нефти оказывает последний фактор. Если существенно не снизить или не убрать колебания давлений нефти при сепарации, то оборудование транспорта и подготовки нефти, будет работать нестабильно, а это значит, что подготовка нефти на этих установках не будет соответствовать ГОСТу.

1.3 Факторы , влияющие на работу сепараторов

На работу любого оборудования, осуществляющего процессы разделения нефтепродукта на фазы, большое влияние оказывают следующие факторы:

1. Физико-химические свойства нефти. В нефтях с большой плотностью, как и в стойких нефтяных эмульсиях, пузырьки газа выделяются от жидкости и поднимаются крайне медленно. Из этого следует, что пропускная способность сепаратора для этих нефтей и эмульсий будет очень низкой, т. е. унос пузырьков газа в сепараторе будет высоким.

2. Производительность сепараторов или скорость подъема уровня нефти в сепараторе. При увеличении производительности подключенных к сепаратору скважин, растет скорость подъема уровня в сепараторе. Это означает, что относительная скорость всплывания пузырьков газа будет меньше, и сепарация нефти от газа будет плохой. Когда скорость подъема уровня нефти в сепараторе высокая, пузырьки газа, которые имеют малый размер, порядка 0,1 мм и меньше, в результате действия гравитационных сил, возникающих вследствие разности плотностей, не успевают подняться до уровня нефти и уносятся из сепараторов потоком этой нефти. Малые капельки нефти, находящиеся в газовой фазе также не успевают осесть на уровень нефти и увлекаются потоком этого газа за пределы сепаратора. В последнем случае помогают специальные устройства, так называемые каплеотбойные насадки.

Давление насыщения нефти газом

... объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (b) или об С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент ... Часть металлов попадает в нефт Газоконденсаты. Не только газ способен растворяться в нефти, но и нефть может растворяться в газе. Это происходит при определённых условиях, а именно: ...

3. Давление и температура нефти в сепараторе. С повышением давления в сепараторе растет и плотность газа, а значит, меньше скорость всплытия пузырьков газа в нефти и падения нефтяных капелек в потоке газа. Высокое давление в сепараторах приводит к ухудшению их работы. Температура нефти и газа в сепараторе играет две роли: при увеличении температуры снижается вязкость нефти µ и растет скорость подъема пузырьков газа из нефти, а это приводит к улучшению разделения нефти от газа; с увеличением температуры газовой фазы происходит увеличения вязкости, это означает, что скорость оседания капелек нефти в газе будет уменьшаться, что в следствии увеличит унос капелек нефти за пределы сепаратора.

4. Способность нефти к пенообразованию и ее стойкость к разрушению. Пенообразующие нефти весьма трудно поддаются сепарации и пока еще нет большого спектра эффективных средств (кроме силикона) по уменьшению образования стойких пен в сепараторах. В ряде случаев пены в сепараторах разрушаются механическим способом и реже физико-химическим, используя силикон.

5. Конструктивные элементы внутреннего устройства сепараторов. Большую роль в сепарации играет внутреннее устройство сепаратора. В любых сепараторах предусмотрены разнообразные устройства, повышающие эффективность процессов отделения нефтегазожидкостной смеси.

6. Обводненность нефти. Наличие в нефти воды и возможность получения стойких вязких эмульсий.

Таким образом, множество различных факторов влияют на пропускную способность сепараторов, и как правило, избежать воздействие всех, не представляется возможным.

1.4 Общая классификация сепараторов

Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:

• по назначению:

1)замерные;

2)сепарирующие.

• по геометрической форме:

1)цилиндрические;

2)сферические.

• по положению в пространстве:

1) вертикальные;

2)горизонтальные;

3)наклонные.

• по характеру основных действующих сил:

1)гравитационные;

2) инерционные;

3)центробежные;

4) ультразвуковые и.т.д.

• по технологическому назначению делятся на:

1) двухфазные — применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу;

2) трехфазные — служат для разделения потока на нефть, газ и воду; сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;

3) концевые сепараторы — применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары; сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы; сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу.

Нефть, газ и основные продукты их переработки

... Для получения из нефти технически ценных продуктов ее подвергают переработке. Первичная переработка нефти заключается в ее перегонке. Перегонку производят на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов. При перегонке нефти по­лучают ...

• по рабочему давлению:

1)высокого давления 6 МПа;

2)среднего давления 2,5 – 4 МПа;

3)низкого давления до 0,6 МПа;

4)вакуумные (давление ниже атмосферного)[5].

1.5 Примеры сепараторов, их конструкция и работа

В данном разделе подробно рассмотрим конструкцию и принцип

действия некоторых сепараторов, используемых на нефтегазовых промыслах.

1.5.1 Вертикальный сепаратор

В сепараторах нефтепродуктов любого типа, как правило, можно выделить четыре секции. Эти секции можно наглядно представить на вертикальном сепараторе (рис.2 , рис.3).

Первая секция самая основная, на ней начинается процесс сепарации нефти, потому она получила название сепарационной (рис.2, I).

Во второй, осадительной секции (рис.2, II), происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из первой секции. Чтобы происходило более интенсивное выделение окклюдированных пузырьков газа и нефти, нефть направляют по наклонным плоскостям тонким слоем, что увеличивает длину пути движения нефти, следовательно и эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости, как правило, изготавливают с небольшим порогом, содействующим выделению газа из нефти.

Третья секция – секция сбора нефти (рис. 2, III), которая занимает самое нижнее положение в сепараторе. Она предназначена для сбора и для вывода нефти из сепаратора. Нефть, которая приходит в эту секцию, может находиться здесь либо в однофазном состоянии, либо смешанная с газом – в зависимости от того, как эффективно сработали сепарационная и осадительная секции, а также времени нахождения нефти в сепараторе.

Четвертая, каплеуловительная секция (рис. 2, IV), расположена в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоками газа.

Работу любого сепаратора, который устанавливают на нефтяном месторождении, можно охарактеризовать двумя основными показателями: количеством капильной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции IV, а также количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из третьей секции. Чем ниже эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

Сепаратор, имеющий жалюзийную насадку (рис. 2), работает следующим образом. Нефтегазовую смесь под давлением направляют через патрубок 1 к раздаточному коллектору 2, который имеет щель по всей длине для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 6, которые увеличивают путь движения нефти, что способствует выделению окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа. Капельки нефти, отбиваются жалюзийной насадкой 4, после чего стекают в поддон и направляются по дренажной трубе 13 в нижнюю часть устройства.

В сечении жалюзи условно показаны две капли нефти: большая а, которая, пройдя две гофры, прилипает к стенке жалюзи и стекает по стенке вниз, и мелкая б, пролетевшая с потоком газа все гофры, не прилипнув ни к одной из них.

Каплеулавливающая насадка 4 существует различной конструкции. Работает она следующим образом на следующих принципах: столкновении потока газа с различными перегородками; использовании центробежной силы; изменении направления и скорости потока; использовании коалесцирующей набивки.

Перегородки 10 используются для успокоения уровня при пульсирующей подаче продукции скважин, а датчик регулятора уровня поплавкового типа 7 с исполнительным механизмом 8 – для циклического вывода нефти из корпуса сепаратора. Через патрубок 9, на котором установлена задвижка, сбрасывается скопившаяся грязь.

Современные прогнозы отечественных и мировых запасов нефти и ...

... Эксперты резюмируют: во многих отраслях нефть можно заменить газом. Россия не только производит больше газа, чем любая другая страна, но ... запасы включают в себя весь достоверно обоснованный объем нефти, который может быть извлечен из данного месторождения в ... SEC и основывается исключительно на анализе геологических признаков, без учета экономических факторов. По данной классификации, в зависимости ...

В верхней части сепаратора располагается предохранительный клапан 5, рассчитанный на сбрасывание газа при достижении в сепараторе давления выше нормы, предусмотренной технологическими процессами.

На газовом патрубке сепаратора есть регулятор давления «до себя» 3, поддерживающий необходимое давление в корпусе сепаратора.

В нижней части корпуса сепаратора устанавливается водомерное стекло 11 с отключающимися краниками 12, которое предназначено для измерения количества подаваемой жидкости.

Достоинства вертикальных сепарационных установок:

• относительная простота регулирования уровня жидкости;
• легко очищаются от отложений парафина и механических примесей;
• занимают сравнительно небольшую площадь

Но, не смотря на все эти достоинства, вертикальные нефтегазовые сепараторы также имеют существенные недостатки, такие как:

• малая производительность при одном и том же диаметре аппарата (в сравнении с горизонтальными сепараторами);
• малая эффективность сепарации;
• меньшая устойчивость процесса сепарации при поступлении пульсирующих потоков;
• Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддержанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра.

В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепараторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах, требуется время от времени промывать соляровым маслом загрязненные стекла, отключая их соответствующими кранами от сепаратора.

Рисунок 2 – Общий вид вертикального сепаратора

I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция; III – секция сбора нефти; IV – секция каплеуловительная; 1 – ввод продукции скважин; 2 – раздаточный коллектор; 3- регулятор уровня «до себя»; 4 – каплеуловительная насадка; 5 — предохранительный клапан; 6 – наклонные плоскости; 7 – датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 – исполнительный механизм; 9 – патрубок; 10 — предохранительный клапан; 11 – водомерное стекло; 12 – отключающие краники; Gy – масса газовых пузырьков, уносимых с нефтью из сепаратора; 13 – дренажная трубка.

Рисунок 3 – Вертикальный сепаратор 1.5.2 Горизонтальный сепаратор

Горизонтальные сепараторы широко используются на месторождениях нефти. Они имеют повышенную пропускную способность, лучшее качество сепарации нефти, а также отличаются простотой в техническом обслуживании и осмотре в сравнении с вертикальными сепараторами. Горизонтальные двухфазные сепараторы выпускаются двух видом: типа УБС и типа НГС.

Также производятся горизонтальные трѐхфазные сепараторы. По мимо разделение нефти и газа, также они предназначаются для отделения и сброса свободной воды. К сепараторам данного вида относятся установки типа УПС.

Сепарационные установки, перечисленные в предыдущих абзацах данного раздела, используются на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).

Бывают случаи, когда пластовой энергии месторождения не достаточно для того, чтобы транспортировать нефтегазовую смесь до ЦППН, в таких случаях в работу включаются дожимные насосные станции (ДНС).

Дипломная работа по разработке нефти

... Целью работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по ... автономного округа. Владельцем лицензии на право геологического изучения и добычи нефти и газа в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка является ООО «Таймырнефть» ( ...

Как правило, сепарационные горизонтальные установки типа НГС имеют очень большое распространение. Они нашли широкое применение как на первой ступени сепарации нефти, так и на последующих, включая даже последню горячую ступень сепарации.

Конструкция сепаратора типа НГС (рис.4,5) имеет в своѐм составе горизонтальную емкость 1, оснащенную входным патрубком 2, патрубками для выхода нефти 10 и газа 7. Во внутренней части емкости прямо у входного патрубка нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3, а также наклонные желоба 4 и 5, получившие название дефлекторы. Рядом с выходным патрубком для газа установлены сетчатые каплеотбойники, вертикального 6 и горизонтального 8 типа. Также сепаратор оборудован штуцерами и муфтами для монтажа приборов регулирующих его работу.

Нефтегазовая смесь поступает в сепаратор через входной патрубок 2, где меняет своѐ направление на 90 градусов. После чего данная смесь с помощью распределительного устройства 3 последовательно направляется по верхним наклонным желобам 4 в нижние 5. Во время движения смеси по наклонным желобам, из неѐ выделяется газ, который проходит сперва вертикальный каплеотбойник 6 , а потом попадает в горизонтальный 8 . С большой эффективностью очистки газа от капелек жидкости данные каплеотбойные устройства позволяют отказаться от дополнительной сепарации газов. Газ, который выделился в сепараторе поступает через патрубок 7 в газосборную сеть.

Рисунок 4 – Нефтегазовый сепаратор типа НГС

После сепарации нефть, скопившаяся в нижней части сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на последующую сепарацию. Для устранения процессов образования ворон и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.

Комплекс приборов и средств автоматизации обеспечивает:

• автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в

сепараторе;

• автоматическую защиту установки (прекращения подачи нефтегазовой

смеси в сепаратор)

• сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы

установки.

Рисунок 5 – Горизонтальный сепаратор типа НГС

1.5.3 Сепараторы первой ступени с предварительным сбросом воды

Применение сепараторов на нефтедобывающих и промысловых производствах имеет весь большое значение. Сепараторы, которые используются в настоящее время, значительно отличаются по своей конструкции и методам разделения нефтепродукта, но далеко не все из их числа получили широкое распространение на промыслах.

В связи с этим, рассмотрим виды сепараторов, наиболее используемые на для сепарации на нефтепромыслах и производствах, а также соответствующие всем техническим требованиям, которые предъявляют при их использовании[9].

Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения

... г/дм3 47 3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки Установка комплексной подготовки нефти и газа предназначена для сепарации нефти, газа и отделения пластовой воды. На УКПНГ осуществляются следующие процессы: ... °С, с целью создания в сепараторе С-100 температуры летнего периода. В этом сепараторе осуществляется сброс пластовой воды и первичная сепарация нефти. На уста

Сепараторы первой ступени

Большое распространение на нефтегазовых промыслах, для сепарации первой ступени, получил сепаратор, отличительной особенностью которого является предварительный отбор газа (рис. 6).

Принцип работы данного сепаратора следующий:

Через наклонные трубопровода 1 и 2 нефтегазовая смесь подаѐтся в корпус сепаратора. Угол наклона трубопровода 1 находится в пределах 30–40 градусов, а для трубопровода 2 данный угол имеет значение в диапазоне 10–15 градусов.

Трубопровод 2 имеет три или четыре вертикально приваренных трубки 3, которые имеют диаметр 50–100 мм. Данные трубки концами приварены депульсатору газа 5. Депульсатор 5 подводит газ к корпусу каплеуловителя 8.

В каплеуловителе 8 установлены перфорированная перегородка 6, которая служит для выравнивания потока газа, и жалюзийная кассета 7.

Проходя жалюзийную кассету 7, капельки нефти, уносимые депульсатором 5, прилипают к стенкам жалюзи и скапливаются на них в сплошной пеленки, после чего стекают вниз корпуса сепаратора. Проходя корпус каплеуловителя 8, газ направляется в эжектор 9 , из которого под собственным давлением попадает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Освободившись от большей массы в трубопроводе 2, нефть поступает в сепаратор, где проходит сплошную перегородку 14, успокоитель потока 13 и две наклонные плоскости 10, в результате прохождения через которые увеличивается путь движения нефти, что способствует выделению из нефтегазовой смеси пузырьков газа, которые не успели скоалесцировать и выделиться проходя наклонный трубопровод 2. Газ, выделившийся на нижней части сепаратора 10, проходит отвод и вместе с газом, отделенным в верхней части, поступает в эжектор 9, после чего также транспортируется на ГПЗ.

Контролирует уровень нефти в сепараторе датчик уровнемера поплавкого типа 11 с исполнительным механизмом 12. Рисунок 6 – Схема сепаратора первой ступени с предварительным отбором газа

Вязкие нефти, и нефти, склонные к пенообразованию, в сепараторе данного типа имеют малую эффективность сепарации. Также плохо проходит разделение газа в том случае, если в сепаратор поступает обводнѐнная нефть, как правило, высокой вязкости[9].

Сепараторы трехфазные

Вместе с нефтью из скважин также добывается пластовая вода, которая, как правило, находится в виде отдельной фазы или же стойкой водонефтяной эмульсии в зависимости от степени перемешивания.

При отделении нефти от газа и воды используют трѐхфазные сепараторы (рис.7) , а также установки с предварительным сбросом воды (УПС).

Работа этих сепараторов обусловлена, как правило, обеспечением транспортирования выделившегося из нефти газа под собственным давлением 0,6 Мпа.

Предназначены они для разделения частично обводнѐнной нефтегазовой смеси, для сброса свободной пластовой воды, а также сепарации газа от нефти перед подачей еѐ на установки подготовки нефти.

Такие сепараторы используют для сбрасывания свободной пластовой воды, при отделении газа от нефти, а также для разделения частично обводненной нефти перед подачей ее на установки подготовки нефти.

Характерной особенностью данного вида сепарационных аппаратов является использование емкости с двумя отсеками: сепарационного 3 и отстойного, которые сообщаются между собой через каплеобразователь 12.

Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском ...

... забойный штуцер. Режим работы скважины (дебиты нефти. газа и воды, давление забойное ... Фонтанная арматура скважин морских месторождений с подводным устьем имеют ... емкости (газовые сепараторы, трапы), где происходит отделение газа от нефти. При высоком ... установкой электроцентробежного погружного насоса (УЭЦН) Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Область применения ... Уньвинское ...

Принцип работы сепаратора следующий.

Обводнѐнная нефтегазовая смесь поступает через входной патрубок 1 в сепарационный отсек 8. В этом отсеке также, как и в отстойном, поддерживается постоянное давление при помощи регулятора давления 2. Газ, прошедший сепарацию, подаѐтся на ГПЗ. Обводнѐнная нефть с небольшим количеством газа из отсека 8 по каплеобразователю 12 перетекает в отстойный отсек, там нефть отделяется от газов и воды.

Далее нефть отводится по верхнему патрубку 7 на УПН, а вода, с помощью исполнительного механизма 9, работающего за счѐт датчика регулятора 8, выходит в резервуар-отстойник. В случаях, когда нефть поступает в сепаратор в виде стойкой эмульсии, с УПН в каплеобразователь 12 подводится горячая отработанная вода, в которой содержатся поверхностноактивные вещества, ускоряющие процесс разрушения этой эмульсии. Через исполнительный механизм 9 и сборник воды 10 происходит сброс отделившейся воды.

В сепараторе предусмотрен дырчатый распределитель эмульсии 11 , а также дырчатый сборник нефти 6, которые соответственно предназначены для равномерного распределения эмульсии по всему аппарату и сбора нефти.

В корпусе сепаратора имеется дырчатый распределитель эмульсии 11 и дырчатый сборник нефти 6, предназначенные соответственно для равномерного распределения эмульсии по всему сечению аппарата и сбора нефти[9].

Рисунок 7 – Трехфазный сепаратор

Сепараторы концевые

После того как нефть перерабатывается на УПН, она поступает на последнюю ступень сепарации нефти. Перед последней ступенью сепарации, как правило, нефть нагревают до 80-100 , и из неѐ выделяются газы, содержащие много бензиновых фракций, которые при нормальных условиях являются жидкостями.

В концевых сепараторах извлекаются все легкие углеводород (C1 — С4), которые при нормальных условиях являются газами, но тяжелые углеводороды (С5 — С6) должны оставаться в нефти и транспортироваться на НП3.

После концевых сепараторов нефть с указанной выше температурой поступает в парк товарных резервуаров (рис. 8), не имеющих, как правило, плавающих крыш и понтонов. Если в этой нефти будут содержаться углеводороды в виде растворенных или окклюдированных газов, то это может вызвать загазованность территории резервуаров товарного парка, отравление людей и возможность возникновения пожаров, а также вызвать разрушение крыш резервуаров при интенсивном выделении в них неотсепарированных углеводородов в концевых сепараторах[9].

В настоящее время, как правило, используются такие сепараторы, в результате прохождение через которые нефть не содержит лѐгкие углеводороды.

Один из таких сепараторов (рис. 8) работает следующим образом.

Нефть после УПН по нефтепроводу 1 подается в paздаточный коллектор 2 с форсуночными разбрызгивателями 3, которые предназначенны для дробления капель нефти, что приводит к увеличению их поверхности контакта с средой газа. Оседая в газовой среде, мелкие капельки нефти попадают на жалюзийную каплеуловительную сетку 4 и стекают с нее в виде струек или крупных капель. Очищенная от газов нефть отводится из концевого сепаратора в товарные резервуары самотеком по нефтепроводу 12 при срабатывании датчика поплавкового типа и открытии исполнительного механизма 13.

Так как отделение от нефти растворенных газов в сепараторе осуществляется при больших температурах, то в газ переходит значительное количество бензиновых фракций. Данные фракции должны быть извлечены из газа.[9].

Большое количество бензиновых фракций содержится на второй ступени сепарации. Газ, пройдя вторую ступень сепарации, подводится по газопроводу 6 к эжектору 7 , выполняющего роль компрессора. Газ, который поступает по газопроводу 6 с давлением около 0,3Мпа, является рабочим агентом данного эжектора 7. При выходе газа из сопла с большой скоростью создаются условия вакуума для дополнительного выделения из нефти газа и возможности выхода его из сепаратора по отводу 8.

Рисунок 8 – Концевые сепараторы

а – с поплавковым уровнемером; б – с шибером.

Газовая смесь, поступающая с рабочим и низким давлением, из эжектора 7 подаѐтся в оребрѐнный холодильник 9, температура которого держится на уровне 0 .

В результате температурного воздействия пентаны и гексаны конденсируются, после чего поступают вместе с газом в сепаратор 11. В сепараторе 11 происходит их разделение.

Применяя описанные концевые сепараторы, можно значительно ускорить наступление равновесия между нефтью и газом, что сокращает время пребывания нефти в сепараторе и ускоряет процесс еѐ подготовки. Также глубокое извлечение углеводородов в концевых сепараторах, гарантирует минимальные потери легких углеводородов на всем пути от промысла до НПЗ[9].

Чтобы охладить газ в оребрѐнных холодильниках 9 в условиях с средней температурой – , используются вентиляционные установки или холодильные машины (в летнее время), которые приводятся в действие электродвигателем 10 . Если не применять данные устройства, то товарные парки промыслов и резервуары магистральных газопроводов будут терять большое количество лѐгких фракций нефти.

Чтобы отвести нефть из концевого сепаратора устанавливается исполнительный механизм 13, приводимый в работу от уровнемера поплавкового типа.

Для отвода нефти из концевого сепаратора может быть установлен исполнительный механизм 13, работающий от уровнемера поплавкового типа. Часто такие механизмы из-за разных причин работают нечетко, поэтому происходит нарушение работы сепаратора, что требует постоянного внимания операторов за работой этих механизмов.

Конструкция приспособления по поддержанию постоянного уровня нефти в концевых ступенях сепараторов, лишенная описанных выше недостатков (рис. 8, б), работает следующим образом. Товарная нефть из концевых сепараторов 4, установленных на пьедесталах 3, по самотечным нефтепроводам 2 поступает в сборный коллектор 1, на котором установлен общий стояк 11 с расширительной камерой.

В расширительной камере 9 установлены направляющие 8, по которым перемещается шибер 7 с помощью тяги 6 и штурвала 5. Поднимая или опуская шибер 7, изменяется проходное сечение для перепуска нефти, поступающей из концевых сепараторов 4 в сообщающийся отвод 10, благодаря чему изменяется и уровень в этих сепараторах. Таким образом, изменением положения одного шибера 7 можно достигать одновременного одинакового изменения уровней во всех параллельно работающих сепараторах. Разность уровней в концевых сепараторах 4 и расширительной камере 9 определяется гидравлическими сопротивлениями, возникающими при течении нефти по нефтепроводам 1, 2 и 11, и степенью открытия шибера 7.

Строго говоря, на приведенной схеме в концевых сепараторах уровни нефти должны быть разными: в крайнем левом — самыми высокий, в среднем — пониже и в крайнем правом — самый низкий, если диаметры самотечных нефтепроводов 2 одинаковые и поступление нефти в эти сепараторы одинаковое. Отвод 10, как и нефтепроводы 2, работает на самоизливе за счет разностей уровней нефти в концевых сепараторах 4 и в резервуарах ТП. Поэтому концевые сепараторы 4, как правило, поднимаются над поверхностью земли на высоту 14 — 15 м, а максимальные уровни нефти в резервуарах товарного парка поддерживаются на высоте 11 — 12 м, что обеспечивает необходимую пропускную способность самотечных нефтепроводов 1, 2, 10 и 11[9].

1.5.4 Сепараторы центробежные (гидроциклонные)

К центробежным или гидроциклонным сепараторам чаще относят двухфазные сепараторы, которые обеспечивают эффективность сепарации нефти от газа за счѐт изменения направления потока и применения каплеуловителей газа (рис.9).

Сепараторы данного типа нашли широкое применение на «Спутниках» для отделения нефти от газа при количественном измерении их значений по каждой скважине.

Принцип работы центробежных сепараторов следующий.

Смесь нефти газа тангесально поступает в гидроциклонную головку 2. За счѐт действия центробежной силы, которая возникает в гидроциклонной головке 2, нефть отбрасывается к стенкам этой головки, а более лѐгкий газ сосредотачивается в центре. С помощью козырька 1 газ и нефти выходят из гидроциклонной головки 2 раздельно.

После чего нефть самотѐком отправляется по сливной полке 4 на разбрызгиватель 6, изготовленный в виде уголков.

Далее в нижней емкости 14 нефть поступает на сливную полку 12 и стекает с неѐ по левой стороне успокоителя уровня 13, перетекая через кромку которого, накапливается в нижней емкости 14, в результате чего возрастает уровень данной этой нефти.

До тех пор, пока заслонка 8 с помощью тяги 10 не повернѐтся на нужный угол и не перекроет сброс газа в газовою линию, уровень нефти будет подниматься.

После чего, в результате повышения давления в верхней 8 и нижней 14 емкостях сепаратора, откроется исполнительный механизм 11, и нефть пройдет через него.

Чтобы контролировать количество прошедшей нефти через исполнительный механизм 11 , как правило, в выкидной линии монтируют объѐмный расходомер ТОР-1.

Газ, который выделяется из нефти, проходит в верхней емкости 3 уголковые каплеуловители 5 и жалюзийную кассету 7 , которая обеспечивает эффективность очистки газа от капелек нефти[9].

Рисунок 9 – Общий вид центробежного двухемкостного сепаратора.

1 – направляющий козырек; 2 – гидроциклонная головка; 3 – верхняя емкость; 4 и 12 – сливные полки; 5 – уголковые каплеуловители; 6 – разбрызгиватель; 7 – жалюзийная кассета; 8 – заслонка; 9 – датчик уровнемера поплавкого типа; 10 – тяги; 11 – исполнительный механизм; 13 – успокоитель уровня нефти; 14 – нижняя емкость. 1.6 Заключение к литературному обзору

На основе аналитического обзора установлено, что индивидуальное использование известных методов в процессе сепарации нефти от газа недостаточно эффективно, потому что не позволяют очистить нефть от газа с большой эффективностью.

Предварительный нагрев, подача реагента(пеногасителя) и использование циклонного(центробежного) сепаратора нефти, значительно интенсифицируют процесс сепарации.

Таким образом, максимальной эффективности извлечения растворѐнного газа из нефти можно добиться, применяя комплексное воздействие, а именно предварительное нагревание нефтепродукта с добавлением реагента, препятствующего образованию пены, и действие центробежных сил (сепаратора) в одной технологической установке. Это позволит получать на выходе очищенную нефть, пригодную для дальнейшей переработки, а также газ, который очищают и используют как ценное сырье.

Поэтому, целью данной работы является разработка технологической установки для извлечения из нефти растворенных газов термохимическим методом.

В задачи входит: расчѐт основных параметров, разработка конструкции установки. Выбор и обоснование вспомогательного оборудования 2 КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

В данном разделе разработана технологическая схема установки для извлечения из нефти растворенных газов термохимическим методом. Разработан центробежно-вихревой сепаратор, непосредственно являющийся главным звеном этой установки, для чего были расчитаны необходимые параметры. Подобрано вспомогательное оборудование.

2.1 Постановка задач

Исходные условия :

1. Данная работа направлена на разработку технологической установки для извлечения из нефти растворѐнных газов термохимическим методом.

2. Данная установка предназначена для отделения нефтегазовой смеси на две фазы: нефть и газ.

3. Данная установка должна включать в себя модуль нагревания нефти, модуль добавления пеногасителя.

4. Нефтегазовая смесь поступают на данную установку после обезвоживания.

5. В качестве исходной среды рассматриваются нефтегазовую смесь, которая содержит в себе различные газы органического (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н 10) и неорганического (сероводород Н2Б, углекислый газ СО2 и гелий Не) происхождения.

6. Данная установка должна обеспечивать эффективную очистку (до 99.9%) и обеспечивать производительность 5 т/ч

На основании данных условий, были поставлены задачи работы :

1. разработка технологической схемы установки и центробежновихревого сепаратора;

2. выбор технологического оборудования: аппаратов и машин;

3. расчѐт основных конструктивных параметров сепаратора;

• разработка эскизного чертежа сепаратора.

2.2 Разработка технологической схемы установки для извлечения из нефти растворённых газов термохимическим методом

Разработана технологическая схема установки для извлечения из нефти растворѐнных газов термохимическим методом. Данная схема представлена на рисунке 10.

Рисунок 10 – Технологическая схема установки

1 – резервуар с нефтегазовой смесью; 2,7 – центробежные насосы; 3 – теплообменник; 4 – насос-дозатор с бочком пеногасителя; 5 – нефтегазовый сепаратор; 6 – компрессор; 8 – газосепаратор; 9 – резервуар с очищенной нефтью.

Принцип работы данной установки:

Нефтегазовая смесь из резервуара 1 выходит по трубопроводу на приѐм центробежного насоса 2. Насос 2 , в свою очередь, прогоняет смесь через теплообменник 3. В теплообменнике нефтегазовая смесь нагревается до температуры 100-120 °C , после чего подается насосом в нефтегазовый сепаратор 6, перед входом в который смешивается с пеногасителем с помощью специально установленного на трубопроводе насоса-дозатора. В сепараторе нефть отделяется от газа и откачивается центробежным насосом 7 в резервуар для очищенной нефти 9. Газ, выделившийся из нефти, проходит каплеотбойную сетку и откачивается компрессором 7 , после чего подаѐтся в газосепаратор 8 для дальнейшей очистки (рис 10.) .

Данная схема позволяет максимально эффективно использовать сепарационную установку для извлечения из нефти растворѐнных газов, используя при этом метод предварительного нагрева нефтегазовой смеси, с целью уменьшения вязкости нефти и улучшения процессов разгазирования, и последующим добавлением силиконового пеногасителя, уменьшающего пенообразование нефти, что в итоге позволяет с большей вероятностью получить очищенный продукт.

Более подробная информация с описанием конструкции нефтегазового сепаратора, принципом его работы, описана в следующем разделе.

2.3 Центробежно-вихревой сепаратор, его конструкция и принцип действия

В ходе работы был разработан центробежно-вихревой сепаратор (рис.11).

Принцип работы сепаратора следующий:

Нагретая до 120 , смешанная с пеногасителем нефтегазовая смесь, попадает в корпус сепаратора 2 через входной патрубок тангенсального входа 2 и под действием центробежных сил откидывается к стенкам сепаратора.

Откинутая к стенкам сосуда нефть, благодаря действию гравитационных сил, движется по нисходящей спирали в нижнюю часть сепаратора.

В ходе движения из смеси выделяются пузырьки газа, которые всасываются через в выходную трубу 7 , где проходят через лопастной каплеотбойник 6 , и выходят через патрубок 9 на прием компрессора.

Благодаря, установленному на выходе газов каплеотбойнику, капли нефти падают в нижнюю часть сепаратора.

В то время как происходит выделения газов, нефть накапливается в нижней части сепаратора, где установлен уровнемер 3, позволяющий контролировать уровень нефти. При достижении максимального уровня нефти уровнемер 3 срабатывает, и подает сигнал на клапан регулирования уровня нефти 4. После чего нефть выходит из сепаратора через выходной патрубок и подаѐтся на приѐм насоса.

Преимущества данного устройства:

• тангенсальный подвод нефтегазовой смеси, позволяющий улучшить центробежный эффект;
• простота конструкции;
• высокая эффективность сепарации;
• сравнительно малые габариты;
• высокая производительность.

Рисунок 11 – Центробежно-вихревой сепаратор

1 – патрубок тангенсального входа; 2 – корпус сепаратора; 3 – уровнемер; 4 – клапан регулирования уровня нефти; 5 – патрубок выхода нефти; 6 – лопастной каплеотбойник; 7 – труба для выхода газов; 8 – фланцевая крышка; 9 – патрубок выхода газов.

2.4 Выбор пеногасителя

Для того, чтобы предотвратить пенообразования нефтегазовой смеси, в ряде случаев используют силиконовые пеногасители. Данный вид пеногасительных реагентов превосходит органические аналоги по пеногасящей способности, работает быстрее и действует дольше. Отличаются такие пеногасители экономичностью (расход от 0,00001 до 1% веса) — их поверхностное натяжение очень мало и они быстро растекаются по пенящейся среде

— Химически инертны к большинству веществ — действуют независимо от компонентов, вызывающих вспенивание. Применяются в широком диапазоне температур — от -40°C до +250°C(что является важным фактором, поскольку нефтегазовая смесь нагревается до 120 °C).

Отличаются малой токсичностью, нелетучестью, способностью работать в различных средах, пожаровзрывобезопасностью.

Силиконовые пеногасители хорошо растворимы в углеводородах. Не оказывают корродирующего действия на металлы. При хранении стабильны. Не имеют запаха, не являются промышленными аллергенами, не обладают кумулятивными свойствами, экологически безвредны. Имеются санитарноэпидемиологические заключения.

Силиконовые пеногасители эффективно используется для гашения пены в процессах, сопровождающихся обильным, средним и малым пенообразованием.

Для установки извлечения из нефти растворѐнных газов, выбран пенагаситель марки Пента-461.

Это 100% композиционный пеногаситель, на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов. Рекомендуется в качестве пеногасящей или антивспенивающей добавки в водные (образует дисперсию при перемешивании) и неводные (жирорастворимые) системы. Обладает деаэрирующим эффектом. Биоразлагаем. Широко используется на нефтегазовых промыслах.

2.5 Выбор вспомогательного технологического оборудования

2.5.1 Насосы, для перекачивания нефтепродуктов с высокой температурой

Нефтяные центробежные насосы (рис.12) предназначены для применения в технологических установках нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, а также в других отраслях народного хозяйства для перекачивания нефти, нефтепродуктов, сжиженных углеводородных газов и других жидкостей, сходных с указанными по физическим свойствам (удельному весу, вязкости и пр.) и коррозионному воздействию на материал деталей насосов.

Перекачиваемая жидкость не должна содержать более 0,2% по массе твердых взвешенных частиц размером не более 0,2 мм.

Насосы, изготавливаемые в различных климатических исполнениях и различных категорий, предназначены для работы вне помещений и в помещениях, где по условиям работы возможно образование взрывоопасных газов, паров или смеси пыли с воздухом, и относящихся к различным категориям взрывоопасности.

Основные детали насоса изготовлены из чугуна и этим определяются температурные режимы насоса.

Исходя из того, что температура, с которой нефтегазовая смесь выходит из теплообменника, составляет порядка +100-120°С, выбираем насос типа НК(рис.13).

Проточная часть насоса выполнена из стали 12X18H9TЛ.

Эти насосы, перекачивающие рабочую среду от -80 до +200°С, имеют проточную часть из стали 12X18H9TЛ.

Этот тип насосов имеет конструктивное исполнение с одним или двумя рабочими колесами, расположенными на консоли вала. Одноступенчаты1 насос с подачей до 250 м3/час снабжен рабочим колесом с односторонним подводом жидкости.

Рисунок 12 – Внешний вид центробежного насоса.

Этот тип насосов имеет конструктивное исполнение с одним или двумя рабочими колесами, расположенными на консоли вала. Одноступенчатый насос с подачей до 250 м3/час снабжен рабочим колесом с односторонним подводом жидкости.

Чтобы данный насос работал нормально при температуре перекачиваемой жидкости выше 80°С масло в подшипниках, узлы уплотнения вала и стойки фундаментной плиты должны охлаждаться. Для этого в соответствующих деталях насоса предусмотрены полости, к которым подводится охлаждающая жидкость (пресная вода или антифриз).

К насосам с двойными торцевыми уплотнениями (сальниковые уплотнения в этих насосах практически не применяются) должна подводиться затворная жидкость — минеральные масла: индустриальное 20, турбинное 22, трансформаторное[10].

Рисунок 13 – Продольный разрез насоса типа НΚ

1 и 4 – подшипники; 2–вал; 3 – опорная стойка; 5 – сальниковое уплотнение; 6 – гайка рабочего колеса; 7 – рабочее колесо; 8 – корпус; 9 – крышка с входным патрубком.

2.5.2 Выбор каплеотбойника

Каплеотбойники устанавливают для удаления мелких капелек жидкостного тумана из газа и сокращения уноса жидкости в отходящий газ. На сегодняшний день наибольшее применение получили сетчатые и лопастные каплеотбойники.

В лопастном каплеотбойнике (рис.14) газ проходит ламинарным потоком через параллельные пластины, которые изменяют своѐ направление.

Кинетическая энергия жидкостного тумана меняется, вызываястолкновение и слияние капель на стенках лопастей. Жидкость стекает постенкам и собирается в нижней части ѐмкости. Лопастные сепараторы являются высоко эффективными внутрикорпусными устройствами и менее подвержены засорению по сравнению с сетчатыми каплеотбойниками.

Рисунок 14 – Лопастной каплеоотбойник

Обычно, в каплеотбойниках лопастного достигается 99,9% удаление капель нефти размером до 10 микрон. Западные производители обычно гарантируют уменьшение объема уносимой жидкости в обрабатываемом газе до 12мг/м3.

Российские поставщики гарантируют, что объем уносимой жидкости в сепараторах, оборудованных каплеотбойными элементами, не превысит 30мг/м3. Поскольку сетчатые каплейотбойники имеют существенные недостатки, связанные с засорением и ограничением условий использования, и значительно уступают лопастным, целесообразно использовать именно лопастные каплеотбойные насадки для сепарационной установки.

2.5.3 Насос-дозатор для подачи пеногасителя

Для подачи силиконового пеногасителя на трубопровод, был выбран насос-дозатор EMEC серии НPVM 10 04 (рис.15).

Рисунок 15 – Насос-дозатор

Насосы-дозаторы серии «Н» состоят из:

• корпус насоса;
• электронная схема;
• соленоид;
• мембрана;
• камера насоса.

Технические характеристики данного насоса указаны на таблице 1.

Таблица 1

Насос работает в периодическом режиме: каждый раз, когда импульс достигает магнита, создается магнитное поле. Магнитное поле толкает поршень. Мембрана, закрепленная на днище поршня сдавливает жидкость в камеру насоса. Жидкость выходит через клапан подачи реагента, в то время как всасывающий клапан закрыт. Когда импульс заканчивается, пружина возвращает поршень и мембрану в исходное положение. За счет вакуума, создаваемого при движении поршня, жидкость поступает в камеру насоса через всасывающий клапан, при этом клапан подачи реагента находится в закрытом положении. Производительность насоса пропорциональна количеству доз и внутреннему объему камеры насоса.

Корпус насоса

Корпуса насосов серии «Н» выполнены из пластика (IP65/ PP).

Монтаж производится на стене при помощи 4-х винтов.

Электронная схема

Электронная схема обеспечивает необходимыми электрическими импульсами магнит.

Соленоид

Соленоид, управляемый электронной схемой, обеспечивает необходимыми толчками поршень и мембрану. Перемещение поршня происходит в пределах 0,8 -1,6 мм.

Мембрана

Используемая в насосах-дозаторах серии «Н», мембрана (PTFE) имеет прекрасную химическую совместимость и механическую прочность.

Камера насоса

Камера насоса содержит всасывающий клапан, клапан подачи реагента и клапан ручного заполнения насоса[11].

Также данный насос будет оборудован специальным цилиндрическим бочком с пеногасителем. 2.5.4 Компрессор для откачки газа

Для откачки газа отделѐнного в сепараторе, в технологической установке будет использован газовый винтовой компрессор маслозаполненного типа производства Компании «Спецкомпрессор» (рис.16).

Данный компрессор отличаются долговечностью, минимальными затратами на эксплуатацию, непрерывным режимом работы, низким уровнем вибрации и шума.

Основные преимущества данного сепаратора:

1. высокая степень сжатия;

2. надежность в работе;

3. не нужен специальный фундамент;

4. отсутствие клапанов и трущихся деталей в полости сжатия,

повышающее надежность;

5. отсутствие механических преобразователей;

6. возможность обрабатывать газы с различной молярной массой;

7. работа со средой, содержащую капельную жидкость;

8. высокая энергоэффективность;

9. не требует больших начальных вложений и малые капитальные

вложения на ремонт;

10. не свойственна вибрация;

11.компактность;

12.низкая стоимость;

13. простота обслуживания;

14.малые габаритные размеры и вес.

В маслозаполненных винтовых компрессорах, как правило, ведущим является один ротор. Винты входят в зацепление друг с другом, и ведомый ротор автоматически вращается при вращении ведущего ротора. Масло, которое постоянно впрыскивается в винтовой блок, предотвращает металлический контакт между роторами. Кроме смазки винтового блока, масло выполняет ещѐ две важные функции: оно уплотняет зазоры между роторами, между роторами и корпусом компрессорного блока, а также отводит тепло. Внутри маслозаполненном винтовом компрессоре внутрь рабочей полости сжатия впрыскивается масло 8-10 л/м3/мин, которое перекрывает технологические зазоры и герметизирует компрессор. Для очистки сжатого воздуха от масла на нагнетании винтового компрессора устанавливается маслоотделитель.

Винтовой маслозаполненный компрессор марки «Спецкомпрессор» относятся к двухвинтовому типу компрессоров.

Рисунок 16 – Винтовой компрессор

Компрессор предназначен для сжатия различных газов: попутного нефтяного газа, метана, этана, пропана, пропилена и т.п., а также различных газовых смесей с содержанием сероводорода. Поэтому данный компрессор подходит для транспортировки газов, извлеченных из нефти. Особенности конструкции

Основными конструктивными элементами данного насоса являются ведущий и ведомый роторы, вращающиеся в опорных подшипниках качения. Корпус: из серого или ковкого чугуна с шаровидным графитом.

Роторы: из ковкого чугуна с шаровидным графитом для обеспечения лучшей коррозионной стойкости по сравнению с роторами из углеродистой стали. Подшипники: роликовые цилиндрические, воспринимающие радиальные нагрузки на стороне всасывания; роликовые конические, либо радиально-упорные, воспринимающие совместное действие радиальных и осевых сил на стороне нагнетания[12].

2.5.5 Кожухотрубный теплообменник

Поскольку наибольшее распространение в нефтегазовой промышленности получили кожухотрубные теплообменники (рис.17), будем использовать именно данный вид оборудования для нагрева нефтегазовой смеси до 100-120 .

Данный кожухотрубный аппарат является рекуперативным. Это значит, что оба теплоносителя находятся в постоянном движении, но разделены стенкой, через которую и осуществляется теплообмен.

Состоит из пучка металлических труб, которые с обеих сторон подсоединены к трубным решеткам. Конструкция помещена в стальной кожух (обычно цилиндрической формы) и укомплектована боковыми крышками. Аппарат снабжен парой входных и выходных патрубков, обеспечивающих прохождение двух видов теплоносителей.

Для повышения теплоотдачи, трубы могут снабжаться специальными ребрами. Один теплоноситель подается под давлением в межтрубное пространство, второй – циркулирует внутри труб. При этом соблюдается принцип противотока, как обеспечивающий оптимальную теплопередачу.

Главным достоинством данного аппарата и причиной его популярности является предельно простая, но очень надежная конструкция. К особенностям такого теплообменника следует отнести:

1. Прочный сварной кожух. Производится из листовой стали не тоньше 4 мм. Рассчитывается на значительное давление в системе.

2. Бесшовные стальные трубы диаметром от 12 до 57 мм. Для повышения теплоотдачи могут изгибаться в виде буквы «U» или «W».

3. Простое техобслуживание. Возможность очистки труб и межтрубного пространства.

4. Применяют при температуре от -70ºС до +350ºС.

Рисунок 17 – Кожухотрубный теплообменник

Кроме этого, кожухотрубные теплообменники обладают огромной площадью теплопередающей поверхности при относительно скромных размерах самого аппарата. Данный показатель доходит до тысяч квадратных метров.

2.6 Расчѐт основных параметров установки

2.6.1 Тепловой расчѐт

Целью теплового расчѐта является определение толщины тепловой изоляции сепаратора:

• где, – толщина тепловой изоляции;
• коэффициент теплопроводности материала изоляции;
• коэффициент теплоотдачи в окружающую среду(воздух);
• температура наружной стенки аппарата;
• температура окружающей среды;
• температура наружной поверхности теплоизоляционного слоя.

Температура, с которой нефтегазовая смесь попадает в сепаратор должна быть 100-120 ºС. Температура наружной поверхности любого оборудования не должна превышать 40 ºС, это необходимо для безопасной эксплуатации.

В связи с этим, зададим определенные исходные данные:

20 ºС

120 ºС

40 ºС

Коэффициент теплоотдачи можно рассчитать по приближѐнному уравнению :

где, ºС ºС ºС

В качестве изоляционного материала выбираем солевит:

Теперь пользуясь формулой (1) рассчитаем толщину тепловой изоляции сепаратора

= 35мм

2.5.2 Материальный баланс

Сепарация по своей физической сущности является сочетанием физических и массообменных процессов, протекающих между газовой и жидкой фазами, содержащими большое количество компонентов, т.е. является сложным многокомпонентным процессом. Соответственно массовый расход нефтегазовой смеси, это сумма двух составляющих, объѐмного расхода нефти и газа:

(2)

Исходные данные:

• производительность установки (объѐмный расход смеси) 5 т/ч;
• плотность нефтегазовой смеси ;
• процентное содержание смеси: нефть 90% +газ 10%.
• эффективность очистки 99,9%

Поскольку нам известен объѐмный расход смеси и процентное содержание компонентов этой смеси, а также эффективность работы установки, можно найти объемный расход обоих компонентов на выходе:

(3)

(4)

Чтобы найти массовый расход смеси, воспользуемся формулой:

(5)

Массовый расход газа и нефти соответственно равны:

0,1 × 5,79 = 0,579

0,9 ×5,79 = 5,21

2.6.3 Технологический расчѐт

Основной целью технологического расчета является определение диаметра и высоты сепаратора. Тип сепаратора, был задан первоначально, таким образом, необходимо определить размеры сепаратора циклонного типа с удлинѐнной цилиндрической частью для разделения смеси нефти и газа.

Зададим исходные данные:

= 630мм= 0,63 м

b = 6мм= 0,006м

где, – внешний диаметр; b – толщина стенки сепаратора.

Найдѐм внутренний диаметр цилиндрической части сепаратора:

(6)

Для того чтобы найти остальные размеры конструкции сепаратора, воспользуемся стандартными соотношениями для циклонных аппаратов с удлиненной цилиндрической частью:

• где – высота конической части сепаратора;
• высота конической части сепаратора;
• диаметр входного патрубка;
• диаметр выходного патрубка;
• диаметра днища;
• диаметр трубы для выхода газов.

Найдем объѐм цилиндрической части :

(7)

Далее, пользуясь формулой для объѐма усеченного конуса, найдѐм объем конической части сепаратора:

(8)

где ;

откуда

Зная объемы частей сепаратора, найдем объем сепаратора:

(9)

Длину трубы для выхода газа примем:

1,15 м

Толщина слоя нефти:

30мм

Пользуясь, ГОСТ 12820-01, выбираем диаметр фланцевой крышки

Количество отверстий во фланце с заданным диаметром равно:

Размеры шпилек для фланцевой крышки подбираем согласно выбранному диаметру плоского фланца.

Выбираем шпильки ГОСТ 9066-75 M27x150 (две гайки, одна шпилька).

Подбор стандартных стальных фланцев с размерами осуществляется согласно ГОСТ 1235 – 67. 3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВКИ

3.1 Мероприятия по безопасной эксплуатации и ремонту сепаратора

3.1.1 Установка сепаратора

Все работы по монтажу и обслуживанию должны проводиться под наблюдением персонала, имеющего специальный допуск. Монтаж сепаратора на объекте должен производиться с учетом габаритных и присоединительных размеров, требований технической документации и настоящего руководства по эксплуатации. При установке сепаратора работники должны быть снабжены предусмотренными для такого вида работ средствами защиты.

При монтаже и установке сепаратора следует соблюдать нормы и требования безопасности, действующие для котельной установки. Сепаратор устанавливается строго по вертикали на заранее подготовленный бетонированный фундамент либо на металлическую площадку. Опоры закрепляются при помощи анкеров к закладным фундамента. Установка сепаратора на опорной конструкции должна исключать зависание его на подводящих и отводящих трубопроводах. После установки сепаратора на опоры необходимо снять транспортную упаковку, установить контрольноизмерительные приборы, предохранительные устройства и произвести обвязку трубопроводами. При установке необходимо предусмотреть свободный, удобный и безопасный доступ к сепаратору для обслуживания и ремонта.

После установки и крепления сепаратора, обвязки и оснащения его арматурой необходимо выполнить гидравлическое испытание. После гидравлического испытания проводятся промывка сепаратора и трубопроводов, проверка работоспособности арматуры, регулятора уровня, предохранительного клапана, после чего сепаратор включают в работу. При монтаже сепаратор необходимо изолировать минеральной ватой толщиной 100 мм.

3.1.2 Эксплуатация, техническое обслуживание, ремонт сепаратора

Эксплуатация сепаратора должна осуществляться в соответствии с настоящим РЭ, инструкцией по эксплуатации и техническому обслуживанию котельной (котла), а также с учетом требований нормативной технической документации и требованиями безопасности.

К обслуживанию сепаратора допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие производственное обучение и инструктаж по технике безопасности.

Обслуживающий персонал один раз в три дня при обслуживании сепаратора, должен:

1. проверить герметичность фланцевых соединений и технологического оборудования на пропуск газа (нефти), при пропуске во фланцевом соединении подтянуть болты, при прорыве прокладки заменить ее;

2. проверить исправность манометра с помощью трехходового крана путем установки стрелки манометра в нуль, в случае, если стрелка не возвращается к нулевому положению шкалы на величину, превышающую половину допустимой погрешности, его следует заменить;

3. убедится в наличии пломбы, исправности стекла и корпуса манометра. Кроме указанной проверки, не реже одного раза в 6 месяцев производить проверку рабочих манометров контрольным, имеющим одинаковое с проверочным манометром шкалу и класс точности, с записью в журнале контрольных проверок;

4. проверить исправность предохранительного клапана принудительным кратковременным ―подрывом‖, заеданий клапана не должно быть;

5. проверить исправность запорной арматуры, в случае обнаружения протечек в сальниковом уплотнении его необходимо равномерно подтянуть, а при необходимости и добавить набивку. Арматуру, снабженную масленками, необходимо один раз в 3 месяца смазывать и проверять на плавность хода;

6. проверить наличие на сепараторе табличек с указанием сроков технического освидетельствования и правильность их оформления.

7. cледить за тем, чтобы срок освидетельствования не был просрочен. Своевременно оповещать ответственных лиц о подготовке сепаратора, для его технического освидетельствования;

8. проверить наличие табличек на предохранительных устройствах.

Сепаратор должен быть немедленно остановлен в следующих случаях:

• при повышении давления или температуры выше разрешенных технической характеристикой;
• при неисправности предохранительных клапанов;
• при обнаружении в основных элементах сосудов трещин, выпучин, уменьшения стенки на величину ниже расчетной, пропусков и потения в сварочных швах, течи во фланцевых соединениях;

• при неисправности или отсутствии контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации;
• при выходе из строя датчика уровня нефти;
• при нарушении технологического режима;
• при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сепаратору
• в аварийных ситуациях (при отключении электроэнергии, прекращении подачи продукции скважин и т.д.).

В данных ситуациях давление в сосудах должно быть стравлено до атмосферного. При возникновении пожара, угрожающего сепаратору, действовать согласно плану ликвидации возможных аварий (ПЛВА).

Причины аварийной остановки сепаратора должны записываться в сменный журнал.

Ремонт и обслуживание сепаратора должны проводиться своевременно, в соответствии с разработанным план-графиком ремонтных работ (рис. 18).

Рисунок 18 – Годовой план-график ремонтых работ.

К – капитальный ремонт; ТО – техническое обслуживание; Т – текущий ремонт.

Ремонт сепаратора и его элементов, находящихся под давлением, не допускается. При ремонте должны выполняться требования по технике безопасности, изложенные в отраслевых правилах и инструкциях.

До начала производства работ внутри сепаратора, соединенного с другими работающими сосудами общим трубопроводом, сепаратор должен быть отделен от них заглушками или отсоединен. Отсоединенные трубопроводы должны быть заглушены.

Применяемые для отключения сепаратора заглушки, устанавливаемые между фланцами, должны быть соответствующей прочности и иметь выступающую часть (хвостовик), по которой определяется наличие заглушки.

При работе внутреннем осмотре данного сепаратора, должны применяться безопасные светильники с напряжением не выше 12 В. Проверка внутреннего состояния проводится газоанализатором. При проверки используются индивидуальные средства защиты. После проверки концентрация газовой смеси не должна быть меньше 300 мг/м3 ..

Работы внутри сепаратора необходимо выполнять после оформления наряда-допуска на проведение данного вида работ с указанием ответственного лица.

После ремонта сепаратора ответственные лица за исправное состояние и безопасное содержание обязаны немедленно сообщить об этом контролирующим органам для проведения внеочередного освидетельствования (проводятся внутренний осмотр и гидравлическое испытание).

Результаты ремонта должны заноситься в паспорт сепаратора.

Требования к ручному инструменту

Ручные инструменты (молотки, зубила, пробойники и т.п.) не должны иметь:

1. на рабочих поверхностях повреждения (выбоины, сколы);

2. на боковых гранях в местах зажима их рукой заусенцев, задиров и острых ребер;

3. на поверхности ручек инструментов заусенцев и трещин, поверхность должна быть гладкой;

4. перекаленную рабочую поверхность.

5. длину зубила менее 150 мм, а длину крейцмейселя, бородка, керна более 150 мм.

Молотки и кувалды должны быть надежно насажены на деревянные ручки и расклинены заершенными металлическими клиньями.

Напильники и стамески должны иметь деревянные ручки с металлическими кольцами на концах.

Запрещается пользоваться неисправными приспособлениями и инструментом.

У ключей должны быть параллельные неизношенные и неисточенные губки.

Раздвижные ключи не должны быть ослаблены в подвижных частях.

Для переноски инструментов, если это требуется по условиям работы, рабочему должна выдаваться сумка или легкий переносной ящик, или специальная передвижная тележка.

Перед началом работы следует проверить все инструменты, неисправные заменить.

Электроинструменты должны храниться в инструментальной и выдаваться рабочему только после предварительной проверки совместно с защитными приспособлениями: резиновые перчатки, коврики, диэлектрические галоши и т.д.

Металлические корпуса электроинструментов, питающихся от сетей напряжением выше 42 В переменного тока и выше 110 В постоянного, в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках должны быть заземлены или занулены, за исключением электроинструментов с двойной изоляцией или питающихся от разделительных трансформаторов.

Электрический инструмент, работающий от сети с напряжением выше 42 В, должен иметь шланговый провод или многожильные гибкие провода типа ПРГ с изоляцией, рассчитанной на напряжение не ниже 500 В, и штепсельную вилку с удлиненным заземляющим контактом.

Для обеспечения бесперебойной работы сепаратора необходимо не реже 2 раз в смену производить контроль:

1. за давлением внутри сепаратора;

2. за работоспособностью предохранительного клапана;

3. за наличием нормального уровня нефти в корпусе.

Техническое обслуживание сепаратора должно осуществляться в соответствии с графиком технического обслуживания.

Техническое обслуживание сепараторов производится по мере необходимости, но не менее одного раза в год и включает в себя осмотр и выявление дефектов узлов и деталей сепаратора, а именно: наружный осмотр, проверку сварных и фланцевых соединений, проверку состояния поверхностей нагрева на наличие следов интенсивной коррозии, эрозии и отложения солей.

Удаление нефтепродуктов должно производиться в следующем порядке:

1. остановить сепаратор и вывести его из эксплуатации;

2. снизить давление;

3. очистить сепаратор от остатков нефти;

4. удалить остатки пеногасителя и шлама;

5. произвести осмотр;

6. при необходимости очистить внутреннюю поверхность промывкой, заменить прокладки;

7. произвести ревизию установленной арматуры;

8. запустить систему в работу.

Ремонт сепаратора и его элементов во время работы не допускается. При длительном ремонте, а также недостаточной плотности отключающей арматуры ремонтируемое оборудование следует отглушить. Толщина заглушек должна соответствовать параметрам рабочей среды.

Длительность межремонтного цикла сепаратора очистки нефти составляет 3 года.

При капитальном ремонте производятся:

1. замена каплеотбойной насадки;

2. комплексная очистка внутренней части сепаратора;

3. внутренний осмотр корпуса аппарата с замером толщины стенок;

4. ревизия и ремонт, опрессовка арматуры, датчика уровня нефти, автоматических клапанов на трубопроводах с заменой прокладок и ревизией уплотнения;

5. зачистка и шлифовка уплотнительных поверхностей на аппарате и деталях аппарата;

6. покраска оборудования и трубопроводов;

7. ремонт и замена изоляции на оборудовании и трубопроводах.

8. техническое освидетельствование аппарата в соответствии с правилами Госпромнадзора;

• При остановке на капитальный ремонт проводят визуальный и измерительный контроль внутренней поверхности корпуса сепаратора, сварных швов штуцеров, внутренних устройств, каплеотбойника, теплоизоляционного слоя.

При этом визуальным осмотром фиксируют состояние рабочих поверхностей, наличие трещин, следов коррозии и т.п.

Участки со вспученной поверхностью плакирующего слоя можно обнаружить с помощью светового луча, направленного по касательной к поверхности. Затем для контроля применяют методы цветной и магнитопорошковой дефектоскопии. Для обнаружения расслоений используют в основном ультразвуковую дефектоскопию и толщинометрию.

Для уменьшения объема работ на высоте монтаж оборудования и технологических конструкций выполняют в сборе или максимально укрепленными блоками, собираемыми внизу на стендах. До подъема монтируемые конструкции осматривают снаружи, проверяют соответствие геометрических размеров проекту.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Процессы переработки нефти и газа претерпели в своем развитии как качественные, так и количественные изменения, вытекающие из задач развития народного хозяйства нашей страны. В настоящее время в нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности широкое применение находят совмещенные процессы, для которых характерно использование многофункциональных аппаратов с одновременным протеканием стадий реакции, тепло- и массопереноса. Особенно актуально использование многофункциональных аппаратов в малогабаритных малотоннажных установках переработки углеводородного сырья для доведения показателей качества целевых продуктов до требований стандартов.

В выпускной работе рассмотрены всевозможные методы сепарации нефти от газа, применяемая техника и оборудование. Главной целью выпускной работы была разработка технологической установки для извлечения из нефти растворѐнных газов термохимическим методом.

Поставленная цель выполнена.

Список использованных источников

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/gazoseparator-2/

1. http://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_geolog/1686/Дегазация

2. Лутошкин Г. С.. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1983.—224 с.

3. Тронов В. П.. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань: «Фэн», 2002.—408 с.

4. Молчанов Г. В., Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для ВУЗов. – М.: Недра, 1984, 464 с.

5.

6. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений: Учебное пособие. — М,: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. — 320с.

7. Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции.: Учебное пособие. — Томск: Изд. ТПУ, 2004. — 268 с.

8. Торопов К.В. Выбор оптимального давления на первой ступени сепарации / К.В. Торопов, В.А. Павлов, В.А. Суртаев, А.О. Карапетян // Нефтяное хозяйство. 2008. — №11. — с.89-92.

9. http://otherreferats.allbest.ru/manufacture/00106331_0.html

10.

11. http://www.antris.com.ua/Base/Dosing/HPVM%201004.pdf

12. http://specialcompressor.com/kompressory/vintovyekompressory/газовые-винтовые-компрессоры/

13.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Графические материалы

1) Эскизный чертеж сепаратора (1 лист А3) 2) Чертѐж технологической схема установки (1 лист А3)