Расчет сепаратора.docx

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Лист

3КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Содержание

Введение 4

1Теоретические основы технологии и конструкции аппаратов 5

1.1 Горизонтальные сепараторы 7

1.2 Вертикальные сепараторы 9

1.3 Внутрикорпусное устроуство сепараторов 10

1.4 Трубные сепараторы 14

1.5 Трехфазная сепарация 15

1.6 Внутрикорпусное устроуство трехфазных сепараторов 18

2 Материальный баланс 21

3 Тепловой расчет 22

4 Аппаратурный расчет 23

4.1Технологический расчет 23

4.2Механический расчет 30

4.3Гидравлический расчет 37

Технологическая схема ЦПС 39

Автоматизация процесса 41

Заключение 44

Список использованной литературы 45


Лист

4КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Введение

После прорыва воды в составе скважинной продукции появляется

третья несмешивающаяся фаза - вода. Поддержание пластового давления при

разработке месторождения с помощью заводнения неизбежно приводит к

повышению концентрации воды в скважинной продукции. При достижении

определённого критического уровня обводнённости дальнейшая

эксплуатация месторождения становится нерентабельной. Поэтому

правильная конфигурация системы транспортировки, очистки и закачки воды

позволяет увеличить время разработки месторождения, а соответственно и

более полно извлечь нефть. Увеличение расстояния между скважинами и

системой подготовки нефти неизбежно приводит к необходимости

строительства установок по предварительному разделению фаз на пути от

куста скважин к установке подготовки нефти.

Установка предварительного сброса воды располагается в интервале

от куста скважин до ЦПС и позволяет увеличить пропускную способность

уже существующей системы нефтесбора. Таким образом, задача разделения

трёх фаз неизбежно возникает в процессе разработки месторождения.

Данную операцию можно осуществить последовательно в двух сепараторах

(нефть/газ и нефть/вода) или же использовать один трёхфазный сепаратор.

Оба варианта нашли своё применение в технологических схемах, каждый из

которых имеет свои положительные и отрицательные черты.


Лист

5КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

1 Теоретические основы технологии и конструкции аппаратов

Сепарацией газа от нефти называют процесс отделения от жидкой фазы

(нефти) газообразной фазы. Сепарация происходит при снижении давления и

повышении температуры, а также вследствие молекулярной диффузии

углеводородных и других компонентов, содержащихся в нефти, в

пространство с их меньшей концентрацией, находящееся над нефтью. Вывод

отсепарированного газа осуществляют в сепараторах, в которых

поддерживаются определенное давление и температура. Каждый такой пункт

вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. С

учетом того, что выделяемый газ и жидкость обладают избыточным

давлением, сепарацию фаз необходимо осуществлять в сосудах, работающих

под давлением (сепараторах).

Двухфазный сепаратор – самое простое оборудование (из разрешенных

к применению) для отделения газовой фазы от жидкой. Сепараторы бывают

горизонтальными и вертикальными.

По характеру действующих сил сепараторы делятся на:

1. Гравитационные, разделение фаз в которых происходит за счет

разности плотностей жидкости газа или твердых частиц газа.

2. Насадочные сепараторы, в которых фазы разделяются за счет сил

тяжести и инерции.

3. Центробежные, разделение в которых происходит за счет

центробежных и инерционных сил.

По форме и положению в пространстве сепараторы делятся на:

цилиндрические горизонтальные с одной или двумя емкостями;

цилиндрические вертикальные; сферические.

Существует множество сепараторов различных конструкций, но все

они, как правило, состоят из следующих секций.


Лист

6КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Основная сепарационная секция. Предназначается для отделения

основной части жидкости (нефти, газового конденсата, воды) от входящего

газожидкостного потока. Для обеспечения высокоэффективной

предварительной сепарации и равномерного распределения потока по

сечению аппарата применяют конструктивные устройства:

— тангенциальный ввод потока, при котором жидкость под

действием центробежной силы отбрасывается к стенке сосуда и стекает по

ней, а газ распределяется по сечению аппарата и выводится;

— отражательные устройства (пластины прямоугольной или

круглой формы, полусферы), устанавливаемые на входе в сепаратор;

— встроенный циклон, устанавливаемый на входе в горизонтальный

сепаратор;

— конструкции, позволяющие осуществить раздельный ввод газа и

жидкости в сепаратор.

Осадительная секция. В этой секции в газонефтяных сепараторах

происходит дополнительное выделение пузырьков газа из жидкости. В

газовых сепараторах жидкость в данной секции отделяется под действием

гравитационных сил, а газ движется в сосуде с относительно низкой

скоростью. В газовых сепараторах некоторых конструкций для снижения

турбулентности применяют различные устройства — пластины,

цилиндрические и полуцилиндрические поверхности.

Секция сбора жидкости. Служит для сбора жидкости, из которой почти

полностью в предыдущих секциях выделился газ при температуре и

давлении в сепараторе. Однако некоторое количество газа в ней имеется. Для

сепараторов объем данной секции выбирают так, чтобы он позволил

удержать отсепарированную жидкость в течение времени, необходимого для

выхода пузырька газа на поверхность и вторичного попадания в газовый

поток.

Секция каплеулавливания. Предназначена для улавливания частиц

жидкости в уходящем из сепаратора газе. Секция состоит обычно из


Лист

7КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

отбойных устройств (насадок) различного вида — керамических колец,

жалюзи, пакетов из плетеной проволочной сетки и т. д. Критерием

эффективности отделения капельной жидкости от газа является величина

удельного уноса жидкости, которая должна находиться в пределах от 10 до

50 мг/м3 газа.

Эффективность работы отбойных насадок зависит от нескольких

факторов, основными из которых являются: допустимая скорость набегания

газа, определенное количество жидкости, поступающей с газом, равномерная

загрузка насадки по площади ее поперечного сечения.

Кроме функций, выполняемых описанными секциями, в конструкциях

сепараторов должны предусматриваться элементы, предотвращающие

образование пены и гасящие ее, а также снижающие вредное влияние

пульсации газожидкостного потока на сепарацию жидкости и газа.

1.1 Горизонтальный сепаратор

На рисунке 1 схематически изображено устройство горизонтального

двухфазного сепаратора. Поток флюида 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. Под действием силы тяжести более крупные капли

жидкости, унесенные газом, падают на границу раздела фаз.


Лист

8КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Рисунок 1 - Схема устройства горизонтального сепаратора

Жидкость, протекая через емкость, отстаивается в секции сбора

жидкости в течение некоторого времени, необходимого для того, чтобы

увлеченные жидкостью пузырьки газа успели всплыть на поверхность и

присоединиться к основному объему газа. Эта секция также обеспечивает

буферный объем в случае наличия пульсаций входного потока. Затем

жидкость покидает емкость через клапан регулировки уровня, который

управляется уровнемером. Уровнемер регистрирует повышение уровня в

емкости и соответственно клапан открывается.

Газ, после прохождения через перегородку, течет горизонтально по

секции вторичной сепарации над жидкостью. В то время, когда газ протекает

через эту секцию, более мелкие капли жидкости, оставшиеся в газе после

каплеотбойника, оседают под действием силы тяжести и попадают на

границу раздела фаз.

Однако некоторая часть капель жидкости имеет такой маленький

диаметр, что они практически не могут осесть за время прохождения газа

через секцию гравитационной сепарации. Перед тем, как газ покинет

емкость, он проходит через коалесцирующую секцию или каплеотбойник. В

этой секции могут применяться металлические сетки, пакеты рифленые

пластины, а также другие насадки, которые улавливают мелкие капли

жидкости,


Лист

9КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

помогая им коагулировать и, увеличиваясь в размере, падать на границу

раздела фаз.

Давление в емкости контролируется клапаном регулировки давления,

который устанавливается на линии выхода газа. Датчик давления

регистрирует отклонение давления в емкости от нормального и подает

сигнал на открытие или закрытие клапана. Таким образом, управляя

расходом потока газа, покидающего емкость, поддерживается требуемое

давление в емкости. Обычно горизонтальные сепараторы эксплуатируются с

уровнем жидкости в емкости 50%, что также обеспечивает максимальную

площадь поверхности раздела фаз.

1.2 Вертикальный сепаратор

Как и в случае сепаратора с горизонтальной конфигурацией,

предварительное разделение фаз в случае вертикального сепаратора

осуществляется на входной перегородке. Жидкость стекает вниз в секцию

сбора жидкости и затем выходит из емкости через патрубок в нижней части

емкости. Пузырьки газа, выделившиеся из нефти, всплывают в направлении,

противоположном потоку жидкости и попадают в газовую секцию

сепаратора. Регуляторы уровня работают так же, как и в случае

горизонтального сепаратора.

Газ, отделившийся на входной перегородке, течет вертикально вверх по

направлению к газовому выходному патрубку. В секции гравитационной

сепарации капли жидкости, унесенные газом, падают вертикально вниз на

границу раздела фаз. Газ проходит через каплеотбойник прежде, чем

покинуть емкость. Давление регулируется аналогично горизонтальному

сепаратору.

Выбор типа сепаратора (горизонтальный или вертикальный)

осуществляют с учетом газового фактора. Вертикальные сепараторы

подходят для разделения смесей или с очень высокими или же с очень

низкими газовыми факторами. Именно вертикальные сепараторы

применяются в данных двух случаях потому, что регулировать уровень

раздела фаз при горизонтальной конфигурации сложнее, чем при

вертикальной. Кроме того, вертикальные сепараторы требуют меньше места

для установки, что становится принципиальным фактором при

проектировании системы подготовки нефти, расположенной, например, на

платформе. Также следует отметить, что вертикальный сепаратор легче (по

сравнению с горизонтальным) очищается от механических примесей (песок,

проппант, соли, асфальтены и т.д.).

Горизонтальные сепараторы нашли наибольшее применение в

нефтяной промышленности для разделения нефтегазовых потоков со

средними газовыми факторами. Их большим преимуществом является

лёгкость в установке и способность обрабатывать скважинную продукцию с

высокой тенденцией к пенообразованию. Сами процессы образования пены

на поверхности раздела фаз вызваны пузырьками газа, образовавшимися при

прохождении флюида через входную перегородку или же выделяющимися

непосредственно из секции для сбора жидкости. Следует подчеркнуть, что

процесс пенообразования приводит к уменьшению пропускной способности

сепаратора и снижению эффективности его работы. Горизонтальные

сепараторы лучше справляются с процессами пенообразования, так как

площадь поверхности раздела между двумя фазами больше в случае

горизонтальной ориентации сепаратора.

1.3 Внутрикорпусные устройства сепараторов

Эффективность сепарации зависит от внутреннего устройства

сепаратора. Следует отметить, что многие устройства, позволяющие

значительно улучшить эффективность сепарации являются

запатентованными. Многие поставщики в настоящее время предлагают свои

специальные высокоэффективные внутрикорпусные устройства. В данном

пособии будут рассмотрены основные типы внутрикорпускных устройств,

эффективность их применения, а также возможные недостатки и осложнения,

связанные с их установкой.

Как уже было показано ранее, входные перегородки устанавливаются на

входе в сепаратор; на них происходит резкое изменение импульса и

направления движения многофазного потока. Входная перегородка может

представлять собой плоскую пластину, швеллер из конструкционной стали,

сферическую тарелку или конус рисунок 2.

Последние два варианта создают меньше помех, чем пластины или

угловые профили, их использование снижает возможность возникновения

проблем повторного уноса жидкости и образования эмульсий.

Рисунок 2 - Входная перегородка

Также получили распространение центробежные входные устройства.

В частности компания Kvaerner Process Systems разработала

двухцилиндровое входное устройство. При использовании данного

оборудования происходит снижение образования пены и улучшение

распределения подаваемого флюида. Центробежные устройства могут быть

установлены на входном патрубке горизонтального или вертикального

резервуара и могут быть особенно действенны для улучшения пропускной

способности газа через сепараторы для нефти с высоким газовым фактором

рисунок 3.


Лист

12КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Рисунок 3 - Центробежное входное устройство

Волнорезы представляют собой вертикальные перегородки,

установленные в горизонтальных аппаратах перпендикулярно потоку, для

увеличения разрыва между газом и жидкостью.

Пеногаситель. Образование пены в газовой фазе может привести к

избыточному уносу жидкости в газовую фазу. Существует набивочный

материал, который может быть помещен на пути выхода газовой фазы. Он

ограничивает поток и создает дополнительную площадь поверхности, что

способствуют распаду пены.

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 рисунок 4 газ проходит ламинарным потоком

через параллельные пластины, которые изменяют своё направление.

Рисунок 4 - Лопастной каплеотбойник

Кинетическая энергия жидкостного тумана меняется, вызывая

столкновение и слияние капель на стенках лопастей. Жидкость стекает по

стенкам и собирается в нижней части ёмкости. Лопастные сепараторы


Лист

13КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

являются высоко эффективными внутрикорпусными устройствами и менее

подвержены засорению по сравнению с сетчатыми каплеотбойниками.

Сетчатые каплеотбойники изготавливаются из сетки обычно 0.05–0.5

мм в диаметре рисунок 5. При использовании устройств подобного рода,

особое внимание следует уделить скорости прохождения газа. Слишком

маленькая скорость не позволит каплям жидкости сталкиваться и сливаться,

а чрезмерная скорость приведет к повторному уносу капель. Сетчатые

каплеотбойники недорогие, однако, подвержены засорению. В связи с этим

они не пригодны для обработки газа, содержащего твердые частицы,

тяжелые фракции нефти или парафины. Кроме того, сетчатые

каплеотбойники эффективно работают только в определенном диапазоне

расходов газа.

Рисунок 5 - Сетчатый каплеотбойник

Обычно, в каплеотбойниках лопастного или сетчатого типа 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.

Антизавихрители. Образование завихрений может происходить на

выходе из аппарата. Эти завихрения препятствуют процессу сепарации и

способствуют уносу газа в выпускное отверстие для жидкости. Образование

завихрений можно предотвратить с помощью поддержания

соответствующего уровня жидкости выше выпускного штуцера, а также с

помощью установки гасителей завихрений. Обычно, требуется минимальный


Лист

14КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

уровень жидкости, равный 2D, для разделения газ/жидкость и 3D для

разделения жидкость/жидкость, где D – диаметр выходного штуцера.

Несколько типов антизавихрителей представлены ниже рисунок 6.

Рисунок 6 - Антизавихрители

Следует также особо отметить ряд конструктивных особенностей

сепараторов российской конструкции. Они обладают следующими

интересными конструктивными особенностями:

• конструкция входной трубы для предварительного дегазирования нефти

• наличием трубы для образования капель, активизирующей их слияние до

осаждения

• конструкцией аппаратов, препятствующих уносу газа, устанавливаемых над

основным сепаратором.

1.4 Трубные сепараторы (Установка предварительного отбора газа

УПОГ)

Трубный сепаратор представляет собой наклонную трубу большего

диаметра (обычно порядка 1000 мм). Данные сепараторы привлекают особое

внимание, так как они сочетают простоту технического решения с высокой

эффективностью, кроме того, следует отметить, что в западных проектах

такой тип оборудования отсутствует. В основе трубных сепараторов положен

принцип стабилизации входящего потока непосредственно до того момента,

когда многофазный поток попадет в сепаратор.


Лист

15КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Рисунок 7 – Структура потока газожидкостной смеси в сборном коллекторе большого и малого размера

На Рисунке 7 показана структура потока газожидкостной смеси. В

процессе транспорта от скважины до сепаратора нефтегазовая смесь

проходит через длинные линии сбора нефти с большими перепадами уровня.

Часто это приводит к пульсациям давления из-за отделения фаз и

образованию газовых пробок в системе нефтесбора. Как видите в

трубопроводе большого диаметра происходит разделение потока на нефть и

газ, что является крайне нежелательным при трубопроводном транспорте

нефтегазовой смеси по системе нефтесбора, так как приводит к появлению

дополнительного гидравлического сопротивления, неравномерности

поступления сырья на объекты подготовки нефти.

Для снижения влияния пульсаций потока многофазный поток с

высоким газовым фактором (более 60 м3/м3) на входе в УПН (УПСВ с ДНС)

следует подавать на установку предварительного отбора газа (УПОГ),

которая представляет собой наклонную трубу большого диаметра, из верхней

части которой газ подается в газовый коллектор высокого давления, а

основной поток далее направляется в сепаратор первой ступени.

1.5 Трехфазная сепарация

После прорыва воды в составе скважинной продукции появляется

третья несмешивающаяся фаза - вода. Поддержание пластового давления при

разработке месторождения с помощью заводнения неизбежно приводит к

повышению концентрации воды в скважинной продукции. При достижении

определённого критического уровня обводнённости дальнейшая


Лист

16КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

эксплуатация месторождения становится нерентабельной. Поэтому

правильная конфигурация системы транспортировки, очистки и закачки воды

позволяет увеличить время разработки месторождения, а соответственно и

более полно извлечь нефть.

В предыдущем разделе уже были рассмотрены основные особенности

централизации/децентрализации поверхностного оборудования с точки

зрения процессов разделения фаз. В частности было показано, что

увеличение расстояния между скважинами и системой подготовки нефти

неизбежно приводит к необходимости строительства установок по

предварительному разделению фаз на пути от куста скважин к установке

подготовки нефти. Установка предварительного сброса воды располагается в

интервале от куста скважин до ЦПС и позволяет увеличить пропускную

способность уже существующей системы нефтесбора.

Таким образом, задача разделения трёх фаз неизбежно возникает в процессе

разработки месторождения. Данную операцию можно осуществить

последовательно в двух сепараторах (нефть/газ и нефть/вода) или же

использовать один трёхфазный сепаратор. Оба варианта нашли своё

применение в технологических схемах, каждый из которых имеет свои

положительные и отрицательные черты.

Трёхфазные сепараторы, как уже было сказано ранее, позволяют разделить

три несмешивающихся фазы (газ/нефть/вода) на составляющие компоненты.

Давайте с помощью цилиндров, содержащих нефть, газ и воду, искусственно

смоделируем процессы, происходящие в данном оборудовании рисунок 8.

Рисунок 8 - Модель сепарации в системе нефть/газ/вода

Самое большое различие между процессами двух и трёхфазной сепарации


Лист

17КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

заключается в образовании дисперсной зоны между слоями нефти и воды.

Данная зона состоит из очень маленьких капелек одной фазы,

диспергированной в другой фазе; она не является чисто нефтяной или же

водной, а занимает промежуточной положение между ними (Цилиндр 1).

Дисперсная зона является нестабильной и в течение определённого времени

за счёт процессов коалесценции происходит постепенный переход

диспергированных капелек жидкости в непрерывную фазу (Цилиндр 2). За

счёт этого происходит частичное «размывание» дисперсной зоны, что, в

конечном счете, приводит к полному разделению фаз в системе нефть-вода

(Цилиндр 3). Таким образом, дисперсная зона играет роль «переправы»

между двумя несмешивающимися жидкостями: осаждающиеся капли воды

переходят в водную фазу, а капли нефти поднимаются через слой воды в

нефтяную фазу. Пузырьки газа, находящиеся как в нефтяной, так и в водной

фазах, поднимаются вверх. Таким образом, пузырёк газа, поднимаясь из

жидкой фазы с большей плотностью, должен последовательно преодолеть

зону воды, дисперсную зону и слой нефти.

Таким образом, в процессе трёхфазной сепарации одновременно должны

осуществляться четыре процесса:

• Пузырьки газа поднимаются в слое воды и нефти

• Капли воды осаждаются в слое нефти

• Капли нефти поднимаются в слое воды

• В дисперсной зоне происходит коалесценция капель дисперсной фазы с

соответствующей непрерывной зоной.

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 случаях

использование времён удерживания нефти и газа в сепараторе позволяет

значительно упростить данные расчёты, хотя принципиально возможно


Лист

18КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

описание системы с помощью вычисления скоростей осаждения/всплытия

капелек дисперсной фазы в непрерывной фазе.

На рисунке 9 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.

Рисунок 9 - Принцип работы трехфазного сепаратора

1.6 Внутрикорпусные устройства трехфазных сепараторов

Трёхфазные сепараторы могут иметь как горизонтальную, так и

вертикальную ориентацию. Принципиальное устройство горизонтального

трёхфазного сепаратора представлено на рисунке 9.

На 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.

На рисунке 10 показано принципиальное устройство вертикального

трёхфазного сепаратора. Через входное отверстие трёхфазный поток входит в


Лист

19КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

сепаратор. Сразу после прохождения через входную перегородку,

отделившийся газ проходит в камеру для газа, а нефть и вода поступают

через переточную трубу в нижнюю часть сепаратора, где и происходит

разделение смеси на составляющие фазы.

Рисунок 10 - Устройство вертикального трехфазного сепаратора

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

Рисунок 11 – Коалисцирующее устройство


Лист

20КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

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.


Лист

21КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

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.

Qсырья = Qнефти + Qводы + Qгаза; (1)

По условию задан газовый фактор равный 80 м3/м3 , примем расход газа

равным величине газового фактора, таким образом, расход газа равен 80

м3/сутки.

Рассчитаем Qводы из отношения

w=Qв

Qн−Qв

∗100 % ,(2)

где w – начальная обводненность нефти, % масс.

Qв=w∗(Q н−Qв)

100 %(3)

100 Qв=w∗Qн−w∗Qв (4)

Решаем данное уравнение, зная из условия, что начальная обводненность

равна 21,1 % масс., а расход нефти равен 3000 м3/сутки.

Получаем, что

Qв = 283, 593 м3/сутки

Таким образом,

Qсырья =80+283,593+3000 =3363,593 м3/сутки


Лист

22КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

3 Тепловой расчет

Целью теплового расчета является определение толщины тепловой

изоляции.

Толщину тепловой изоляции рассчитываем по формуле (5)

δиз=λиз

α н

⋅(t ст−tиз)( tиз−tокр ) , (5)

где δиз – толщина тепловой изоляции;

λиз – коэффициент теплопроводности материала изоляции;

αн – коэффициент теплоотдачи в окружающую среду (воздух);

tст ,tокр , tиз – соответственно температуры наружной стенки аппарата,

окружающей среды и наружной поверхности теплоизоляционного слоя.

Принимаем:

tст= 49 0 С;

tокр=20 0 С ;

tиз=40 0 С.

Коэффициент теплоотдачи можно рассчитать по приближенному

уравнению:

αн =9,74+0,07∙Δt = 9,74+0,07∙10=11,14 Вт/м2∙К, (6)

где Δt= tиз - tокр=40-20=200 С.

В качестве изоляционного материала выбираем солевит

λиз=0 , 098Вт / м⋅К , тогда

δиз=0 , 09811 , 14

⋅(49−40 )(40−20)

=0 ,0395865 м=39 ,5865 мм.


Лист

23КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

4 Аппаратурный расчет

4.1 Технологический расчет

Основной целью технологического расчета является определение диаметра и

высоты сепаратора. Тип сепаратора, был задан первоначально, таким

образом, необходимо определите размеры трёхфазного сепаратора для

разделения смеси нефти, газа и воды.

Для проведения расчётов необходимо перевести все величины в стандартную

систему измерений (СИ).

Qнефти=3000

м3

сутки∗сутки

24∗60∗60 с=0,03472 м3/с

(7)

Qвода=283,593

м3


24∗60∗60 с=0,00382 м3/с

(8)

Для того чтобы рассчитать расход газа в условиях сепарации, необходимо

учесть сжимаемость газа. С помощью уравнения состояния идеального газа

рассчитаем плотности газа при стандартных условиях и в условиях

сепарации.

PV= z∗mMr

∗RT , (9)

ρ=mV

= P∗Mrz∗R∗T

,(10)

где - плотность, кг/м3;

P – давление в сепараторе, Па;

Mr – молекулярная масса, г/моль;

R – универсальная газовая постоянная, Дж/моль·К;

T – температура в сепараторе, K;

z – коэффициент (фактор) сжимаемости газа.

Для того чтобы рассчитать плотность газа необходимо знать его

молекулярную массу и коэффициент сжимаемости газа, для этого необходим

состав газа.

Задаем состав газа Таблица 1 и рассчитываем молекулярную массу смеси

газов по формуле (11)

Таблица 1. Компонентный состав газа.

Компонен

т

Масс.% М, г/моль

С4Н10 25 58

i-С4Н10 5 58

С2Н16 30 30

С3Н18 25 44

СН4 15 16

М rсм=∑ x i∗Mr i(11)

Mr см=33,081 г / моль

Рассчитаем плотность газа при стандартных условиях:

ρст=1,015∗105∗33,081∗10−3

1∗8,31∗(273+20)=1,379 кг/ м3

Полученная плотность равна заданной плотности газа (1,4 кг/м3),

следовательно, состав газа подобран, верно.

Для того чтобы вычислить плотность газа в условиях сепарации

рассчитываем z для каждого компонента смеси газа.

Фактор сжимаемости является функцией приведенных параметров:

z=1− (0 .73 τпр−0 . 18 ) πпр , (12)

где τ пр , πпр - приведенные температура и давление, соответственно.


Лист

25КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Для соединений, нормальная температура которых не превышает 235К,

используют выражение для расчета критической температуры:

Т кр=1. 7 Т кип−2 (13)

Критическое давление (Па) рассчитывается по уравнению Льюиса:

πкр=КТ кр 105

Мr (14)

где Мr – средняя молекулярная масса;

К – константа, которая равна 6,3 – 6,4.

Рассчитываем плотность каждого газа по уравнению (15). Для расчета плотности смеси газов используем принцип аддитивности:

ρсм=∑ y i⋅ρi (15)

где см - плотность смеси газов, кг/м3;

i - плотность i-го компонента, кг/м3;

yi – объемная доля i-го компонента в смеси.

Таким образом, плотность газа в условиях сепарации составит:

ρсеп=10,463 кг / м3

Для того чтобы вычислить расход газа в условиях сепарации необходимо

расход газа при стандартных условиях умножить на плотность газа при

стандартных условиях и поделить на плотность газа в условиях сепарации.

Qгаза=Q ст−газ∗ρ ст−газ

ρгаз

=80

м3


24∗60∗60 с∗1,4

10,463=0,000124 м3/с

Производительность сепаратора по газу, как и в случае двухфазного

сепаратора, определяется максимальной скоростью газа, при которой капли

нефти успеют осесть в газовой среде.


Лист

26КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Данную скорость можно вычислить на основании уравнения Саудер-

Брауна.

Umax=K∗√¿¿¿

Обычно значение коэффициента уравнения Саудер-Брауна при

горизонтальной ориентации сепаратора и наличии лопастного

каплеотбойника принимают равным 0,12 м/с.

Umax=0,12∗√ (780−10,463 )10,463

=1,029 м /с

Таким образом, зная скорость и расход газа, мы можем посчитать

минимальную площадь сечения, необходимую для газовой фазы.

Amin=Qгаза

Umax

=0,0001241,029

=0,0001205 м2 (17)

Вычислим скорость осаждения капли воды в слое нефти. Зададим

дополнительное условие на размер капель воды в слое нефти, которые

должны быть больше, чем 500 нм (обводнённость нефти после сепарации

должна быть не более 10 %).

U p=g∗d p

2∗(ρd−ρc )18∗μc∗λ

(18)

где dp – диаметр капли воды, м;

ρd – плотность дисперсной фазы, кг/м3;

ρс – плотность непрерывной фазы, кг/м3 ;

μс – вязкость нефти, Па*с;

λ – поправочный коэффициент;

λ=2∗μс+3∗μd

3(μc+μd)(19)

Тогда скорость осаждения капли воды в слое нефти равна:

λ=(2∗μнефть+3∗μвода)

3 (μнефть+μвода)=2∗10+3∗1

3 (10+1)=0,74

U p=9,81∗¿¿


Лист

27КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Данное уравнение обычно используется для расчёта максимальной осевой

скорости потока, при этом обычно принимается, что данная скорость равна

скорости осаждения/всплытия капли, умноженной на пятнадцать:

U ax=15∗U p=15∗5,33∗10−3=7,99∗10−2 м /с (20)

Для того, чтобы предотвратить образование турбулентных завихрений между

нефтяной и водной фазами, аксиальные скорости движения этих двух фаз

должна быть постоянны. Рассчитаем минимальную площадь сечения

сепаратора, необходимую для разделения водной и нефтяной фаз.

Анефть=Qнефть

U ax

= 0,034727,99∗10−2 =4,34 м2 (21)

Авода=Qвода

U ax

= 0,003827,99∗10−2 =0,478 м2(22)

Площадь сечения сепаратора для отделения газа обычно принимается равной

¼ от общей площади сечения сепаратора:

А газ=14∗( А газ+ Анефть+А вода )⇒ (23)

А газ=( Анефть+ Авода)

3=

(4,34+0,478)3

=1,606 м2

Таким образом, суммарная площадь сепаратора равна:

Асеп=( А газ+ Анефть+ Авода )=4,34+0,478+1,606=6,424 м2 (24)

Минимальный диаметр сепаратора равен:

D=√ 4∗Aπ

=√ 4∗6,4243,14

=2,86 м (25)

Отношение длины сепаратора к диаметру называется коэффициентом

стройности сепаратора (SR – Slenderness Ratio). Для стандартных

сепараторов данное соотношение обычно остаётся примерно постоянным и

равно s=4,5.

Таким образом, минимальная длина сепаратора равна:

L=s∗D=4,5∗2,86=12,87 м (26)


Лист

28КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Объем сепаратора равен:

V=A∗L=6,424∗12,87=82,67688 м3 (28)

Рассчитаем уровни раздела фаз, расположение уровней раздела фаз показана

на рисунке 1.

Рисунок 12 - Уровни раздела фаз

Нахождение высоты сечения при известной площади сегмента может быть

решена в аналитической форме, однако более удобно пользоваться

специальной диаграммой, которая позволяет легко переходить от площади,

занятой фазой, к высоте сечения.

Рисунок 13 - Зависимость объема жидкости от уровня раздела фаз в горизонтальном сепараторе

Отношение A/D2 =0,78 по графику находим H/D, равное 0,17. Из отношения H/D находим Н. Таким образом, уровень раздела фаз вода/нефть равен 0,5м.


Лист

29КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Слой газа занимает ¼ от общей площади сечения в её верхней части, а

следовательно, уровень раздела фаз, равен

hгаза=0,25∗D=0,25∗2,86=0,715 м (29)

Высоту слоя нефти можно рассчитать как разницу между диаметром

сепаратора и толщинами слоёв нефти и воды:

hнефти=D−hгаз−hвода=2,86−0,5−0,715=1,645 м (30)

Рисунок 14 - Высоты раздела фаз


Лист

30КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

4.2 Механический расчет

Механический расчет включает расчет толщины обечайки; подбор

крышки, днища, фланцев и люка, расчет штуцеров и расчет и подбор опоры

аппарата.

Расчет толщины обечайки. Материал обечайки и днищ выберем сталь

09Г2С (ГОСТ 5520-62). Данная сталь характеризуется высокой коррозионной

стойкостью. При работе элементов химической аппаратуры в условиях

любых отрицательных температур за расчетную температуру принимают 20

°С.

Расчет толщины обечайки проводят в соответствии с ГОСТ 14249-80.

Исполнительную толщину тонкостенной гладкой цилиндрической

обечайки, нагруженной внутренним избыточным давлением, рассчитываем

по формуле:

s≥P ∙ D

2 ∙ [σ ] ∙ φ−P+c (31)

Причем для обечайки D≥200 мм должно соблюдаться условие

(s−c)/ D ≤ 0,1. (32)

Суммарную прибавку к номинальной расчетной толщине стенки

определяем по формуле:

с=с1+с2+с3 (33)

где С1 - прибавка на коррозию (1мм), С2 – прибавка на минусовое

отклонение по толщине листа, примем 0,7 мм, С3 – технологическая

прибавка, примем 0,5 мм.

с=1+0,7+0,5=2,3 мм

Допускаемое напряжение для выбранного материала сталь марки

09Г2С рассчитывает по следующей формуле:

[ σ ]=η∙ σ ¿ (34)

где η = 0,9 – коэффициент для взрывоопасных и пожароопасных сред;

σ* = 183 МПа – допускаемое напряжение для стали 09Г2С при 20 °С.

[ σ ]=0,9∙ 183=164,7 МПа


Лист

31КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

φ = 0,9 – коэффициент прочности сварных швов: стыковых,

выполненных автоматической или полуавтоматической сваркой с одной

стороны, с флюсовой или керамической подкладкой, при контроле 100 %

длины шва.

Толщину стенки обечайки рассчитываем по формуле:

S ≥P ∙ D

2 ∙ [σ ] ∙ φ−P+c= 0,6 ∙2,86

2 ∙164,7 ∙ 0,9−0,6+0,0023=0,0081 м (35)

Примем толщину стенки обечайки равной 11мм.

Проверка условия: (11−2,3)/2860≤ 0,1.

Допускаемое давление в обечайке определяем по формуле:

Pд=2 ∙ σд ∙ φ❑(s−Ck )

Dв+(s−C k)=

2 ∙ 164,7 ∙0,9 (11−1)2860+(11−1)

=0,033 МПа (36)

Расчет эллиптического днища и крышки. Расчет толщины крышки и

днища выполняется аналогично расчету толщины обечайки. Принимая

φднища=D a−d

Da

=2,86−0,012,86

=0,99(ослабление отверстием) , (37)

S ≥0,6 ∙2,86

2 ∙164,7 ∙ 0,99−0,6+0,0023=0,007575 м

Принимаем толщину днища равной толщине обечайки – 11 мм.

Наиболее распространенной формой днищ в сварных химических

аппаратах является эллиптическая форма с отбортовкой на цилиндр Для

данного аппарата подбираем два стандартных эллиптических отбортованных

стальных днища с внутренними базовыми размерами типа:

«Днище 3000×12-40-09Г2С ГОСТ 6533 – 68» (рисунок 5).

Рисунок 15.Схема днища по ГОСТ 1235 - 67


Лист

32КП ФЮРА 360000.000 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Лист

33КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Параметры данного днища приведены в таблице 2:

Таблице 2 - Параметры днища (крышки)

Dв, мм s, мм hн, мм h, мм F, м2 V, м3 Масса, кг

3000 12 750 400 10,1 3,817 970

Соединение обечайки с днищем и крышкой можно выполнить

цельносварным либо на фланцах. Выбираем стальной плоский приварной

фланец для присоединения крышки и днища к корпусу (ГОСТ 1235-67).

Внешний вид фланца приведен на рисунке 16.

Размеры фланца представлены в таблице 4.

Таблица 3 - Размеры фланца для днища и крышки.

D, мм smin Dб, мм Dф, мм h, мм болты Масса, кгdб z

3000 12 3110 3150 80 20 96 390

Подбор штуцеров.

Штуцеры должны соответствовать по конструкции и прочности

рабочему давлению внутри аппарата, при этом должны обеспечивать

высокую герметичность.

Штуцеры изготавливают из стальных труб необходимого размера. В

зависимости от рабочего давления внутри аппарата выбирают размеры

фланцев. Толщина стенок штуцеров должна определяться расчетом на

плотность по рабочему давлению в аппарате и нагрузкам, возникающим от

присоединенных деталей трубопроводов и арматуры, однако она не должна

быть меньше половины толщины стенки аппарата, к которому они

Рисунок 16.Тип фланца


Лист

34КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

привариваются. При выборе высоты штуцеров необходимо исходить из

условий закладки болтов во фланцы со стороны сосуда, а также с учетом

толщины слоя изоляции, закрепляемой на поверхности аппарата.

Расчет внутренних диаметров входного и выходных патрубков.

1. Расчет входного патрубка сырья (d1):

Примем скорость сырья ω= 1,5 м/с.

Расчёт диаметра патрубка ведём по формуле[2]:

dпатр=√ 4 ∙ Gπ ∙ω

(38)

d1=√ 4 ∙ 0,3473,14 ∙1,5

=¿542,85 мм.¿

2. Расчет выходного патрубка воды:

d2=√ 4 ∙ 0,003823,14 ∙ 1,5

=¿56,96 мм .¿

3. Расчет выходного патрубка нефти:

d3=√ 4 ∙ 0,034723,14 ∙ 2

=¿171,72 мм .¿

4. Расчет выходного патрубка газа:

Скорость газа равна 1,05 м/с.

d4=√ 4 ∙ 0,0001243,14 ∙ 1,05

=¿12,27 мм .¿

Рассчитанные диаметры округляются до ближайшего большего

значения. Результаты расчета и подбора штуцеров приведены в таблице 5.

Исходя из диаметров патрубков подбираем стандартные стальные

фланцы по табл.21.9[3] с размерами: ( ГОСТ 1235 – 67)

Рисунок 17 Схема фланца по ГОСТ 1235-67

Таблица 4 - Результаты расчета и подбора штуцеров.

Назначениештуцера

Dу, мм

dн, мм

Dф, мм

h, мм

Dб, мм

D1

, мм

m, кг

болты

dб z

Вход смеси 600 630 780 31 725 685 39,4 М27 20Выход газа 20 18 95 12 65 45 0,51 М12 4

Выход воды 250 273 390 25 350 320 10,7 М20 12Выход нефти

600 630 780 31 725 685 39,4 М27 20

Выберем люк (рисунок 18) с плоской фланцевой крышкой и

откидными болтами для обслуживания аппарата.

Рисунок 18. Люк.

Таблица 5 - Характеристики люка.

Dв, мм

Dф, мм

Dб, мм

h, мм

s, мм

s1, мм

L, мм

l,

ммl1,

мм

БолтыМасса,

кгdб, мм

z

400 610 540 63 590 50 16 440

260

М36

16 230


Лист

35КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

В связи со сложностью и дороговизной изготовления аппарата по

индивидуальному заказу, выберем стандартный сепаратор нефтегазовый со

сбросом воды НГСВ-1,0-3000. Параметры аппарата приведены в таблице.

Таблица 6 – Параметры аппарата

Диаметр,Dвн, мм

Длина, L, мм

Объем,V, м3

Срокслужбы, лет, не менее

Масса, кг

Давление Условное,МПа

Толщина стенки обечайки,мм

Люк-лаз,D, мм

Коли-чество опор, шт

3000 15240 100 20 25900 1,0 12 600 2

Конструкцией данного аппарата предусмотрена стремянка для обслуживания

аппарата. На выходе сепарированного газа установлен каплеуловитель

струнного типа. Высоту переливной перегородки примем согласно расчетам,

равную 612 мм.

Проведем расчет опор. Опоры для аппаратов в химической

промышленности выбираются из расчёта максимальной нагрузки, которую

опора должна выдержать во время испытания. Для выбора опоры аппарата

необходимо определить вес аппарата в случае его полного заполнения водой.

Масса аппарата 25900 кг. Объем аппарата 100 м3.

Масса жидкости будет равна:

M ж=ρ ∙V =1000∗100=100000 кг (39)

Масса аппарата при полном наполнении жидкостью

M❑=М ж+М апп=100000+25900=125900 кг (40)

Тогда вес аппарата равен 1,26 Мн или 1260 кН. Примем 2 опоры.

Нагрузка на каждую будет составлять 630 кН. Примем опоры П 630-1520-1

ОСТ 26-2091-93.


Лист

36КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Рисунок 19 Опора П 630-1520-1

Таблица 7 - Основные размеры опоры.

R, мм L, ммL1,

мм

l 1,

ммh, мм h 1, мм

s2,мм s 1,

ммm, кг

1520 2640 2660 1246 880 320 20 14 316,0

Подберем стандартные штуцера:

Таблица 8 – Параметры штуцеров

Вход смеси,Dy,мм

Выход газа Dy,мм

Выход нефти Dy,мм

Выход воды Dy,мм

Для предох-го клапана Dy,мм

Для дренажа Dy,мм

Для пропарок Dy,мм

600 400 300 300 200 150 50Выберем стандартные штуцера для датчиков автоматизации:

Таблица 9 – Параметры штуцеров для датчиков автоматизации

Для датчиков ур-

ня Dy,мм

Для датчиков ур-ня Dy,мм

Для регуляторов ур-

ня Dy,мм

Для сигнализатора ур-ня

Dy,мм

Для термом

етра Dy,мм

Для дифманом

етра Dy,мм

Для монометра Dy,мм

Для термометра сопротивления Dy,мм

Для указателя

ур-ня Dy,мм

150 65 50 50 50М27х2

25М20х1.,5

25М20х1.,5

25М20х1.,5

25


Лист

37КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

4.3 Гидравлический расчет

Расчет гидравлического сопротивления необходим для определения

затрат энергии на перемещение технологической среды и подбора насоса для

перемещения.

Гидравлическое сопротивление обусловлено сопротивлением трения и

местными сопротивлениями, возникающими при изменении скорости потока

по величине и направлению.

Для определения потерь на трение и местные сопротивления

рассчитывают критерий Рейнольдса:

Re=wD ρμ (41),

где w — скорость входного потока в аппарат, м/с;

D — диаметр аппарата, м;

ρ — плотность газа, кг/м3;

μ — вязкость газа динамическая, Па·с.

Динамическую вязкость газа посчитали в программе Hysys, μ=0,99*10-5

Па·с.

Скорость входного потока в аппарат примем равной 1,5 м/с.

Re=1,5⋅2 ,86⋅10 , 463

0 , 99⋅10−5=45339 ,6

,

т.е. режим движения среды турбулентный.

Абсолютную шероховатость стенок аппарата принимаем равной

Δ=0,1⋅10−3 м [22]. Тогда относительная шероховатость стенок аппарата равна:

e= ΔD

=0,1⋅10−3

2 , 86=3 , 497⋅10−4

(42)

Далее определяют следующие величины:

1е=2859 ,6

; 10⋅1

е=28596

;

560⋅1е=1601376

.


Лист

38КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Поскольку 10⋅1

е≤Re≤560⋅1

е , принимаем, что в аппарате имеет место

смешанное трение. В этом случае коэффициент трения определяется по

формуле [22]:

λ=0 ,11(е+68Re )

0 , 25

=0 ,11(3 ,32⋅10−5+684776504 )

0 , 25

=02 , 96∗10−3

(43).

Гидравлическое сопротивление аппарата рассчитаем по формуле [11]:

Δр= λLD

w2 ρ2 (44),

где L, D — длина и диаметр аппарата, м;

w — скорость газовой фазы, м/с;

ρ — плотность жидкой фазы, кг/м3.

Δр=2 , 96∗10−3⋅12 ,862, 86

⋅1 , 0292⋅7802

=5,5 Па.


Лист

39КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

5 Технологическая схема центрального пункта сброса.

Технологическая схема ЦПС приведена на рисунке 20.

Рисунок 20 – Технологическая схема ЦПС.

УПОГ – узел предварительного отбора газа; КДФ – концевой делитель фаз;

ТФС-1, ТФС-2 – трехфазный сепаратор первой, второй ступени

соответственно; ГС – газовый сепаратор; П – печь; О – отстойник; КСУ –

концевая сепарационная установка; РВС – резервуар. Поток 1 – продукция

скважин; поток 2 – предварительно подготовленный.

Сырье, поступающее на пункт сбора, разделено на два потока:

продукция скважин;

частично подготовленное - после разгазирования и

предварительного сброса воды.

Поток сырья 1 с давлением 0,6 МПа поступает на узел

предварительного отбора газа (УПОГ), где происходит отделение свободного

газа и трехфазный сепаратор (ТФС-1) объемом 50 м3, для частичного

разгазирования и сброса свободной воды. Остаточное содержание воды на


Лист

40КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

выходе из ТФС-1 составляет 10 %. Вместо УПОГ можно рекомендовать

использовать концевой делитель фаз (КДФ), остаточное содержание воды на

выходе из которого составляет до 1-2%. Газ с УПОГ (КДФ) и ТФС-1, пройдя

через газовый сепаратор ГС (давление 0,5 МПа), делится на три потока:

1. сжигается на факеле;

2. используется на собственные нужды;

3. отправляется внешним потребителям.

Перед входом в ТФС-1 в поток добавляется деэмульгатор. Ввод

реагента можно осуществлять в товарном или разбавленном виде.

Применение разбавленных растворов обеспечивает лучшее распределение

деэмульгатора в обрабатываемой нефтяной среде, уменьшает время

массообмена деэмульгатора с веществом адсорбированного слоя на глобулах

эмульгироавнной пластовой воды и приводит к снижению расхода

деэмульгатора на 15-20 %.

Нефть потока 1, пройдя предварительную подготовку, смешивается с

потоком 2 (нефть, прошедшая подготовку на ДНС и УПСВ). Полученный

поток смешивается с деэмульгатором и подается на печь, где подогревается

до 40-50 0С. Поток после печи поступает в два параллельно работающих

ТФС-2 объемом 200 м3 каждый для сброса пластовой воды и стабилизации

нефти при давлении 0,3 МПа.

Учитывая минерализацию пластовых вод, необходимо провести

процесс обессоливания нефти. Поэтому далее нефтяная эмульсия

смешивается с пресной водой и поступает в два параллельно работающих

отстойника объемом 200 м3 каждый для обессоливания и дальнейшего

обезвоживания. Процесс обессоливания нефти рекомендуется проводить в

одну ступень с глубоким обезвоживанием. После отстойника нефть с

содержанием воды 0,5 % поступает на концевую сепарационную установку

(КСУ), где при давлении 0,105 МПа и температуре 39-42 0С происходит


Лист

41КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

окончательная дегазация. Из КСУ нефть самотеком перетекает в товарный

резервуар (РВС) и далее насосом откачивается в нефтепровод.

6 Автоматизация трехфазного сепаратора.

Общепринятая технология сбора добытой из недр жидкости с кустов на

централизованных пунктах подготовки нефти для таких случаев не выгодна и

очень затратна. Это вызвано, в первую очередь, необходимостью связывать

добывающие скважины сетью дорогостоящих трубопроводов. Кроме того,

существующая нефтепромысловая практика предполагает отделение

свободной воды как можно раньше (до поступления продукта на установки

подготовки нефти), так как нагрев этой воды связан с большим расходом

тепла. Оказывается, гораздо практичнее непосредственно на местах вести

первичное выделение нефти и автотранспортом доставлять ее на

центральные пункты сбора товарной нефти. Целесообразность такого

способа тем выше, чем больше расстояния до центров подготовки и

значительнее обводненность нефти.

Основной технологической установкой начальной обработки

поступающей с добывающей скважины жидкости является

нефтегазосепаратор (НГС). Для решения задач освоения мелких

месторождений достаточно НГС, небольшой буферной емкости и узла

отпуска нефти в автоцистерны. Такая локальная технологическая установка

нуждается в автономном управляющем комплексе. Основным объектом

автоматизации является НГС, в котором под давлением 4 – 10 атм.

происходит выделение из поступающей жидкости трех ее фаз: газа, воды и

нефти. Технология процесса сепарации, обычно, требует контроля за

уровнем жидкости, уровнем раздела сред, давлением в секциях НГС с

последующим регулированием по этим параметрам. Отличительными

особенностями такого контроля являются взрывоопасные условия и работа с

аппаратами под давлением.


Лист

42КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Упрощенная технологическая схема процесса сепарирования приведена на

рисунке 21.

Рисунок 21 – Упрощенная технологическая схема процесса сепарирования.

Она включает в себя: Е1 – сепаратор нефтегазовый со сбросом воды,

FE – датчик расхода по газу, LC – прямоходный исполнительный механизм

типа МЭПК регулирующего клапана КМР, LS – сигнализатор верхнего

аварийного уровня, LT – уровнемер (уровень нефти и уровень раздела фаз в 1

отсеке и уровень во 2 отсеке), PC – регулятор давления прямого действия, PT

– датчик давления. Нефтегазовая смесь из сборного коллектора через

патрубок поступает в НГС. Отделившийся от жидкости газ через регулятор


Лист

43КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

давления прямого действия и расходомер под собственным давлением

следует в газопровод и далее транспортируется на ГПЗ. Отделившаяся в

первом отсеке НГС нефть перетекает во второй отсек, а вода из первого

отсека отправляется на блочную кустовую

насосную станцию (БКНС). Откачка воды регулируется положение уровня

раздела сред. Откачка нефти из второго отсека регулируется уровнем взлива

в этом отсеке. Традиционным решением задачи управления процессом

сепарации является оснащение НГС набором датчиков, равных количеству

контролируемых параметров.

Для установки таких датчиков требуется не меньше четырех люков для

уровнемеров и сигнализатора предельного уровня и фланцевое соединение

для датчика давления.


Лист

44КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Заключение

Курсовой проект расчета трехфазного сепаратора заключался в расчете

материального баланса, теплового расчета, были произведены

технологический, гидравлический и конструктивно-механический расчёты

сепаратора.

Вследствие проведенных расчетов были определены основные размеры

аппарата, конструкция корпуса и внутренних устройств. Сепаратор обладает

следующими характеристиками:

Тип сепаратора – горизонтальный с сетчатой отбойной насадкой.

Диаметр сепаратора равен 3000 мм, полная высота сепаратора 12870

мм. Толщина стенки корпуса 12 мм.

Подобраны диаметры штуцеров:

Для входа смеси – 600 мм.

Для выхода газа – 400 мм.

Для входа нефти –300 мм.

Для выхода воды – 300 мм.

Корпус и внутренние устройства изготовлены из стали 09Г2С

(ГОСТ 5520-62)., сверху корпус покрыт теплоизоляцией из солевита

толщиной 39,5865 мм.

Аппарат установлен на 2 опоры типа П 630-1520-1 ОСТ 26-2091-93.


Лист

45КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

Список использованной литературы

1. Шевелев Т.Г. Сооружение и эксплуатация объектов подготовки и

хранения углеводородного сырья. - Центр профессиональной

переподготовки специалистов нефтегазового дела ТПУ, 2004 – 206с.

2. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. — М.:

Недра, 1979. — 319с.

3. Каспарьянц К.С. и др. Процессы и аппараты для объектов

промысловой подготовки нефти и газа. — М.: Недра, 1977. — 136с.

4. Шилов В.И., Клочков А.А., Ярышев Г.М. Расчет констант

фазового равновесия компонентов природных нефтегазовых смесей /

Нефтяное хозяйство, №1, 1987. — с. 37-39.

5. Дытнерский Ю. И. Основные процессы и аппараты химической

технологии: Пособие по проектированию. – М.: Химия 1991. – 496 с.

6. Г. А. Кирилов, В. М. Кудрявцев, Н. С. Чирков. К вопросу расчета газонефтяных сепараторов.- М: Недра, 1958

7. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. —

Л.: Химия, 1982. — 592 с.

8. Разделительное и сепарационное оборудование. Каталог.— М.,

ОАО «Курганхиммаш», 2012.

9. Лащинский А.А. Основы конструирования и расчета химической

аппаратуры: Справочник. — М.: ООО ИД «Альянс», 2008. – 752 с.

10. Павлов К. Ф., Романков П. Г., Носков А. А. Примеры и задачи по

курсу процессов и аппаратов химической технологии. Учебное пособие для

вузов/Под ред. чл.-корр. АН СССР П. Г. Романкова. – 10-е изд., перераб. и

доп. – Л.: Химия, 1987. – 576 с., ил.


Лист

46КП ФЮРА 360000.000 ПЗ

11. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Часть 1. —

М., Химия, 1972. — 360 с.

12. Синайский Э.Г., Лапига Е.Я., Зайцев Ю.В. Сепарация

многофазных многокомпонентных систем. – М.:Недра, 2002. – 622с.

13. Гуревич Г.Р., Карлинский Е.Д. Сепарация природного газа на

газоконденсатных месторождениях. — М., Недра, 1982. — 197 с.

14. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. —

М., Химия, 1980. — 408 с.

15. Нефтепромысловое оборудование: Комплект каталогов / Под ред.

В.Г. Креца, В.Г. Лукьянова. — Томск: Изд-во Том. ун-та, 1999. — 500 с.

16. Касаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической

технологии. Учебник для химико-технологических вузов. – 8-е изд. перераб.

– М.: Химия, 1971. – 784 с., ил.

17. Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. —

Казань: «Фен», 2002. — 408 с.

18. Основные процессы и аппараты химической технологии: пособие

по проектированию: учебное пособие / Под ред. Ю. И. Дытнерского. – 2-е

изд., перераб. и доп. – М. : Химия, 1991. – 496 с.

19. Никифоров А.Д., Беленький В.А. Поплавский Ю.В. Типовые

технологические процессы изготовления аппаратов для химических

производств. Атлас. Учебное пособие для вузов. — М., Машиностроение,

1979. — 280 с.

Documents

Расчет сепаратора.docx