Технологический расчет и подбор стандартного оборудования для установок системы сбора и подготовки скважинной продукции (864752), страница 2
Текст из файла (страница 2)
ОПИСАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ, ЕМКОСТЕЙ ИАГРЕГАТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ НА УСТАНОВКАХ СИСТЕМЫСБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ1.1. Классификация аппаратов по движущей силе процессовВ основе классификации основных (типовых) процессов и аппаратовнефтепереработки и нефтехимии лежит способ создания движущей силыпроцесса. В этой связи основные процессы и аппараты химическойтехнологии делятся на следующие классы.Массообменные или диффузионные процессы связаны спереходом или перераспределением компонентов вещества из одной фазыв другую за счет сил диффузии.
Движущей силой является разностьконцентраций или градиент концентраций между фактическойконцентрацией компонента в одной фазе с равновесной концентрациейданного компонента в другой фазе, а скорость процесса определяетсязаконами массопередачи.Гидромеханическиепроцессысвязанысразделениемнеоднородных гетерогенных систем, а также с транспортировкой данныхсистем. Движущей силой является разность давлений или градиентдавления, а скорость процесса определяется законами гидромеханики.Теплообменные процессы связаны с передачей тепла от горячеготела (потока) холодному телу (потоку).
Движущей силой данного процессаявляется разность температур или градиент температур, а скоростьпроцесса определяется законами теплопередачи.Механические процессы связаны с переработкой твердыхматериалов. Движущей силой является разность сил, давлений илиградиент напряжения. Скорость механического процесса определяетсязаконами механики твердого тела.Химические процессы связаны химическом взаимодействиивеществ с образованием новых продуктов. Движущей силой процессаявляется разность концентраций реагирующих веществ, а скоростьпроцесса определяется законами химической кинетики [1].Данную классификацию можно перенести и на процессы,применяемые в системе сбора и подготовки скважиной продукции.
Всистеме сбора применяются массообменные процессы (сепарация нефти отгаза, стабилизация нефти, методы осушки нефтяного попутного иприродного газа), теплообменные процессы и гидромеханическиепроцессы (отстаивание нефти от воды и механических примесей,транспортировка одно-, двух- и трехфазных систем).Таким образом, можно выделить три класса оборудованияприменяемого на промысле:6- массообменное;- теплообменное;- гидромеханическое.1.2 Массообменное оборудование1.2.1. Сепарационное оборудованиеВ системе сбора и подготовки применяется различное сепарационноеоборудование, которое имеет различное исполнение и конструкцию.Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторахпроизводится с целью:1.
получения нефтяного газа, который используется как химическоесырье или как топливо;2. уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения засчет этого гидравлических сопротивлений;3. уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимисяпузырьками газа);4. уменьшения пульсаций давления в трубопроводах придальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени доустановки подготовки нефти (УПН).Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводусопровождается пульсациями давления, например, если поток имеетпробковую структуру, то происходит попеременное прохождение пробокнефти и пробок газа.
Возникающие циклические нагрузки на трубопроводприводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода.В виде схемы классификацию можно представить следующимобразом: [2,3]7ГоризонтальныеЦилиндрическиеПо расположениюПо форме корпусаПо количествусепарационных фазСферическиеПо месту втехнологической схемеВертикальныеВходныеПромежуточныеКонцевыеСепараторыДвухфазныеТрехфазныеПо основной сепарирующей силеГравитационныеИнерционныеПо типу сепарационного устройстваМногопатрубковыеНасыпныеОднопатрубковыеПо количеству центробежныхпатрубковЖалюзийныеПо конструкции насадкиСтрунныеЦентробежныеСетчатыеНасадочныеРисунок 1 – Классификация сепараторов по основным функциональным иконструктивным признакамСепараторы условно можно подразделить на следующие категории:1.
по назначению:- замерные;- сепарирующие;2. по геометрической форме:- цилиндрические;- сферические;3. по положению в пространстве:- вертикальные;- горизонтальные;- наклонные;4. по характеру основных действующих сил:- гравитационные;- инерционные;- центробежные- ультразвуковые и т.д.85. по технологическому назначению нефтегазовые сепараторыделятся на:- двухфазные – применяются для разделения продукции скважин нажидкую и газовую фазу;- трехфазные – служат для разделения потока на нефть, газ и воду;- сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны намаксимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;- концевые сепараторы – применяются для окончательногоотделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачейтоварной продукции в резервуары;- сепараторы-делители потока – используются, когда необходиморазделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;- сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный вводжидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данныхаппаратов по жидкости и газу;6.
по рабочему давлению:- высокого давления6,4 МПа;- среднего давления0,6 – 6,4 МПа;- низкого давлениядо 0,6 МПа;- вакуумные(давление ниже атмосферного).1.2.1.1. Конструкции сепараторов1. Вертикальный сепаратор:Сепаратор с жалюзийной насадкой (рис. 2) работает следующимобразом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 1 краздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для выходасмеси.
Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 6,увеличивающие путь движения нефти и способствующие тем самымвыделению окклюдированных (растворенных) пузырьков газа. В верхнейчасти сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийноготипа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти,отбиваемые в жалюзийной насадке 4, стекают в поддон и по дренажнойтрубе 13 направляются в нижнюю часть сепаратора.В сечении жалюзи условно показаны две капли нефти: большая а,которая, пройдя две гофры, прилипает к стенке жалюзи и стекает по стенкевниз, и мелкая б, пролетевшая с потоком газа все гофры, не прилипнув ник одной из них.9I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция; III – секция сборанефти; 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 2 - Общий вид вертикального сепаратораКаплеулавливающая насадка 4 может быть различной конструкции.Работа ее должна основываться на следующих принципах: столкновениипотока газа с различного рода перегородками; изменении направления искорости потока; использовании центробежной силы; использованиикоалесцирующей набивки (различного рода металлических сеток).Перегородки 10 в сепараторе служат для успокоения уровня припульсирующей подаче продукции скважин, а датчик регулятора уровняпоплавкового типа 7 с исполнительным механизмом 8 – для циклическоговывода нефти из корпуса сепаратора.
Через патрубок 9 с установленной нанем задвижкой сбрасывается скопившаяся грязь. В верхней частисепаратора располагается предохранительный клапан 5, рассчитанный насбрасывание газа при достижении в сепараторе давления выше нормы,10предусмотренной технологическими процессами. На газовом патрубкесепаратора имеется также регулятор давления "до себя" 3,поддерживающий необходимое давление в корпусе сепаратора.В нижней части корпуса сепаратора устанавливается водомерноестекло 11 с отключающимися краниками 12, предназначенное дляизмерения количества подаваемой жидкости.2.
Горизонтальный сепаратор:Газонефтяной сепаратор (Рис. 3) состоит из технологическойемкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2,пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращенияобразования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкостьснабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выходагаза 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в видежелобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтянойсмеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.1 — технологическая емкость; 2 — наклонные желоба; 3 — пеногаситель; 4 —выход газа, 5 — влагоотделитель; 6 — выход нефти; 7 — устройство дляпредотвращения образования воронки; 8 — люк-лаз; 9 — распределительноеустройство; 10 — ввод продукцииРисунок 3 - Горизонтальный газонефтяной сепараторГазонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительноеустройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю частьтехнологической емкости.
Стекая по наклонным полкам, нефтьосвобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходитпеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищаетсяот капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата.Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологическойемкости и отводится из аппарата через штуцер 6.Технические данные сепарационных установок типа НГС приведеныв приложении 11Дляповышенияэффективностипроцессасепарациивгоризонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.111 – выход газа, 2 – сливной патрубок, 3 – верхняя крышка, 4 – цилиндрическаячасть корпуса, 5 – питающий патрубок (с тангенциальным вводом любого сечения) дляподачи ГЖСРисунок 4 – Гидроциклонные устройства3. Сферический сепаратор:Сферические сепараторы применяются для разгазирования нефтипри разработке шельфовых месторождений, которые отличаются высокимдавлением.
Конструкции сферических сепараторов представлены нарисунке 5.12Выход газаВход ГЖСВыход нефтиРисунок 5 – Конструкции сферических сепараторов1.2.2. Стабилизационная колонна1.2.2.1. Стабилизационная колонна в технологическом процессеСтабилизация нефти, удаление из нефти, выходящей из нефтяныхскважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидкихфракций после первичной дегазации. Стабилизация нефти осуществляетсяна установках комплексной подготовки нефти (УКПН) или на головныхперекачивающих станциях.
На установках комплексной подготовки нефти13(УКПН) осуществляются процессы ее обезвоживания, обессоливания истабилизации. Процесс обезвоживания нефтяных эмульсий на УКПНничем не отличается от этого процесса на стационарных термохимическихустановках. Для обессоливания нефти на УКПН в поток обезвоженнойнефти добавляют пресную воду и тщательно перемешивают его, создаваяискусственную эмульсию. Затем эта искусственная эмульсия поступает вотстойники, где происходит отделение воды.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
