Особенности использования сепараторов для стабилизации нефти на месторождении ООО "Лукойл-АИК"

Принцип работы сепаратора нефти

Процесс отделения нефти от газа, осуществляемый в сепараторе, называется сепарацией. Отделение проходит несколько стадий, от количества которых зависит объем дегазированной нефти, полученный из пластовой жидкости.

Принцип работы сепаратора базируется на действии центробежной силы, разделяющей жидкость на твердую и жидкую фазу. По основной трубе суспензия попадает в верхнюю часть барабана, где очищается от тяжелых элементов, оттуда вытесняется в каналы тарелкодержателя, а после - в сепарационную камеру.

Разновидности нефтегазовых сепараторов

По положению в пространстве сепараторы подразделяют на следующие типы:

- вертикальные;

- горизонтальные;

- гидроциклонные.

По форме бывают:

- цилиндрические;

- сферические аппараты.

По числу фаз:

- 2-х;

- 3-х фазные.

По показателям рабочего давления:

- до 0,6 МПа;

- от 0,6 до 2,5 МПа;

- выше 2,5 МПа.

Также их разделяют по принципу действия основной силы.

Описание вертикального сепаратора

Вертикальное сепарационное устройство представляет собой корпус в форме цилиндра, оснащенный короткими трубками для ввода пластовой жидкости и вывода жидкой и газовой фаз, арматурой для предохранения и регуляции, а также специальными элементами для отделения жидкостей.

Описание горизонтального сепаратора

В состав горизонтального сепаратора входит емкость с 2-мя полками, расположенными под наклоном, пеногаситель, отделитель жидкостей и устройство, предотвращающее возникновение воронки в процессе дренажа нефти. Горизонтальный нефте-сепаратор оснащен трубкой для ввода пластовой жидкости, штуцерами для выхода фаз и люк - лазом.

Описание гидроциклонного сепаратора.

Гидроциклонный газонефтяной сепаратор представляет собой горизонтальную емкость, состоящую из одноточных гидроциклонов. Одноточный циклон - это устройство в форме цилиндра с тангенциальным вводом пластовой жидкости, направляющей трубкой и отделом перетока.

Виды сепараторов нефти по характеру появления основной силы

Сепарационные аппараты делятся на категории в зависимости от основной силы, благодаря которой осуществляется отделение.

Бывают:

- гравитационные;

- центробежные;

- гидроциклонные;

- инерционные.

Особенности гравитационных сепараторов.

В сепарационных установках гравитационного типа разделение происходит за счет гравитации, то есть вещества с меньшим удельным весом (газы) поднимаются вверх, тяжелые оседают на дне. Продуктивность и скорость сепарации обусловлена показателями давления, периода цикла и особенностей рабочей среды.

Турбулентное движение жидкости на практике наиболее эффективно, так как образующиеся в процессе пузырьки ускоряют отделение. Это ключевой принцип сепарации, используемый на месторождениях.

Чтобы увеличить продуктивность гравитационного сепаратора, рекомендуется установить на входе депульсатор, предназначенный для отстранения газа из пластовой жидкости. Благодаря оснащению депульсатором процесс отделения материала на газ и тяжелую сырую нефть занимает 5 минут. Данный процесс присущ 2-х фазным сепараторам, 3-х фазные устройства способны отделять еще и воду.

Особенности центробежных сепараторов

Отделение осуществляется за счет воздействия центробежной силы. Механизм тарельчатого центробежного (гидроциклонного) сепаратора выдерживает эксплуатацию в местах месторождений нефти.

Особенности инерционных сепараторов.

Отделение происходит благодаря разным силам инерции частиц в сепарируемой жидкости. Тяжелые элементы вытесняются к стенкам емкости, после чего перетекают на ее дно.

Критерии выбора

При выборе оборудования рекомендуется учесть следующие параметры:

- свойства пластовой жидкости и ее количество;

- типпотока;

- стойкость;

- давление;

- температурный режим.

Сепараторы вертикального типа более продуктивны в сравнении с горизонтальными, но и имеют более высокую цену. Они подходят для предприятий с высокими производственными мощностями, а также в случае, если эмульсия содержит большое количество твердых частиц.

Горизонтальные сепарационные устройства приложение В - оптимальный вариант для переработки небольших объемов материала, а также жидкостей с большим содержанием растворенного газа. Они пользуются наибольшим спросом, так как достаточно производительны и доступны в цене. Для достижения максимальной эффективности при использовании горизонтальных нефтегазовых сепараторов нефть перемешивают в процессе сепарации, повышают температурный режим и снижают давление.

1.2 Техническое обслуживание сепараторов на месторождении

К самостоятельной работе по обслуживанию производства допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие инструктаж и сдавшие квалификационный экзамен.

Обслуживающий персонал должен:

- знать и строго соблюдать технологический регламент, инструкции по правилам безопасности, пожарной и газовой безопасности;

- строго выдерживать параметры технологического процесса, контролировать работу оборудования;

- следить за герметичностью технологических трубопроводов, оборудования и арматуры во избежание загазованности, отравлений и взрывов.

Для обеспечения безаварийной работы установки и для повышения взрывоопасности технологического процесса на установке предусмотрено:

- герметичность аппаратов, оборудования, трубопроводов, арматуры;

- для защиты аппаратов и трубопроводов, где возможно повышение давления до максимально-допустимого, установлены предохранительные клапаны;

- ограждения площадки с электрооборудованием электродегидратора имеет блокировку, снимающую напряжение с электрооборудования при открывании дверцы ограждения.

Техническое обслуживание и техническое освидетельствование аппаратов производиться в соответствии с ПБ 03-576-03.

Для осуществления контроля за скоростью коррозии расчетных элементов аппарата необходимо периодически в соответствии с нормами, установленными на производстве, производить замеры толщин стенок аппарата с помощью ультразвуковых толщиномеров и дефектоскопов.

Для этого составляется схема расположения точек замера толщин стенок корпуса аппарата.

Точки замера толщин стенок должны располагаться на каждом листе корпуса аппарата с шагом не более 800мм вблизи сварных швов на расстоянии не более 100 мм.

Обязательными местами замеров являются:

- точки в зонах пересечения сварных швов на расстоянии 20 - 30 мм от кромки швов;

- точки вокруг штуцеров не менее 4-х точек для каждого штуцера на Расстоянии 50 мм от края патрубка;

- точки в местах концентрации напряжений (места на радиусах гиба днищ, приварки опор);

- патрубки штуцеров - не менее 4-х точек.

При каждом очередном техническом освидетельствовании замер толщин стенок должен производиться в одних и тех же точках, что позволит определять действительную скорость коррозии стенок.

Для аппаратов без теплоизоляции измерения толщин стенок корпуса должны производиться с наружной стороны.

Наружный и внутренний осмотры, а также гидравлические испытания при техническом освидетельствовании должны производиться пробным давлением ответственными лицами в сроки, установленные ПБ 03-576-03.

Периодичность, объем и методы проведения технических освидетельствования аппарата должны соответствовать требованиям раздела 6.3 ПБ 03-576-03.

Разборка и вскрытие аппарата, остановленного для внутреннего осмотра чистки, ремонта может производиться только после освобождения его от продуктов производства и отключения аппарата от всех трубопроводов, соединяющих его с источниками давления или другими агрегатами.

Заключение о продлении срока службы аппарата выдаётся специализированной организацией по аппаратостроению, располагающей службами для проведения комплексного исследования качества металла и дефектоскопии сварных швов, для определения степени износа несущих элементов для проведения прочностного расчёта и проверочного расчёта, учитывающего малоцикловую усталость.

1.3 Диагностика и наладка сепараторов на месторождении

До начала диагностирования нужно изучить имеющиеся в наличии эксплуатационные и технические документы на сосуды и аппараты. Анализ технической документации надо проводить с целью:

- контроля наличия паспорта сосуда и точности его заполнения;

- установления фактических критерий эксплуатации сосуда и соотношения их паспортным данным;

- анализа итогов предшествовавших диагностированию технических освидетельствований, раньше проделанных диагностировании и ремонтно-восстановительных работ, реконструкций;

- уточнения фактической выработки сосуда в часах или же циклах загруженности (для сосудов периодического действия).

Проверке в общем случае подвергается следующая техническая документация:

- личный паспорт сосуда;

- сборочный чертеж;

- ремонтная документация;

- эксплуатационные документы;

- предписания территориального органа Ростехнадзора;

- решения по итогам прошлых технических освидетельствований и технических диагностирований.

При анализе технической документации рассматриваются:

- присутствие в паспорте сосуда данных о его регистрации;

- соотношение заводской маркировки сосуда на корпусе и на фирменной табличке паспортным данным;

- внедрению сосуда по прямому предназначению.

Особенное внимание уделяется проверке сведений о повреждениях и поломках в работе сосуда и о основаниях, приведших к ним.

Подготовка аппарата к обследованию:

- выведение оборудования из рабочего режима, опорожнение, продувка, отглушение от деятельных трубопроводов, разборка съемных элементов, крышек люков лазов и т.д.;

- вскрытие термической изоляции (при наличии) выборочное или же абсолютное (в случае выявления зон с важным коррозионным или эрозионным износом или проявлении дефектов при проведении НК и т.п.);

- подготовка рабочих площадок в зонах управления (при необходимости).

Для диагностирования состояния сепараторов используют несколько видов испытаний такие как гидравлическое и пневматическое, а также визуально измерительный контроль.

Визуально измерительный контроль (ВИК)

ВИК внешней и внутренней поверхности ведется для оценки коррозионного состояния аппарата, а ещё выявления трещинок, выпучин, вмятин и иных вероятных поверхностных дефектов. При внешнем осмотре особенное внимание следует уделить местам приварки патрубков штуцеров и потенциально опасным участкам - местам приварки деталей крепления, опор, местам перехода от цилиндрической к выпуклой части днища, местам ремонта. При ВИК отмечается месторасположение аппарата, состояние противокоррозионного покрытия, изоляции. При внутреннем осмотре следует обращать особенное внимание на вероятный коррозионный износ стен корпуса аппарата и штуцеров в пространствах входа и выхода продукта и на вероятное отслоение плакирующего слоя от основного металла. Ведется оценка формы и объёмов сварных швов на соответствие требованиям действующим НТД. При обнаружении повреждений указывается на схеме их месторасположение и размеры. Приобретённые результаты отражаются в акте проведения ВИК.

Гидравлическое испытании -- один из наиболее часто используемых видов неразрушающего контроля, про водящееся с целью проверки прочности и плотности сосудов, трубопроводов, теплообменников, насосов и другого оборудования, работающего под давлением, их деталей и сборочных единиц. Также гидравлическим испытаниям могут подвергаться схемы тепломеханического оборудования в сборе и даже целые тепловые сети. По принятой в большинстве стран практике, всё оборудование, работающее под давлением, подвергают гидравлическим испытаниям:

- после изготовления предприятием-изготовителем оборудования или элементов трубопроводов, поставляемых на монтаж;

- после монтажа оборудования и трубопроводов;

- в процессе эксплуатации оборудования и трубопроводов, нагружаемых давлением воды, пара или пароводяной смеси.

Гидравлическое испытание -- необходимая процедура, свидетельствующая о надёжности оборудования и трубопроводов, работающих под давлением, в течение всего срока их службы, что крайне важно, учитывая серьёзную опасность для жизни и здоровья людей в случае их неисправностей и аварий.

Давление проведения гидравлических испытаний называется поверочным, и оно превышает рабочее обычно в 1,25, 1,5 или в 5/3 раза. После производства и при периодической проверке сосудов внутреннего давления с целью надёжности их нагружают поверочным давлением с определением степени изменения объёмных характеристик.

Гидравлическому испытанию подлежат:

- все трубные, сварные, литые, фасонные и иные составляющие детали, а ещё арматура котлов и трубопроводов, в случае если они не подверглись гидравлическому испытанию на местах их изготовления (возможно применение ультразвуковой дефектоскопии);

- элементы котлов и трубопроводов в собранном виде;

- котлы, пар нагревателив последствии их изготовления или же монтажа;

- все сосуды впоследствии их изготовления;

- трубопроводы пара и горячей воды всех категорий со всеми элементами и их арматурой после окончания монтажа.

Пневматические испытания являются более ответственными, чем гидравлические, и преследуют цель проверить трубопровод на плотность или на прочность. Давление в трубопроводе создается в результате заполнения его сжатым воздухом или инертным газом, чаще всего азотом. Для проведения испытания к трубопроводу подключают передвижные воздушные компрессоры или другие источники сжатого воздуха или сжатого газа.

2. Расчетный раздел

2.1 Расчёт материального, мольного, массового баланса сепараторов первой ступени для стабилизации нефти на месторождении

Таблица 2.1

Химический состав нефти

Молекулярная масса пластовой нефти 139,3 г/моль.

Материальный баланс первой ступени сепарации со сбросом воды

Нефть на УПН поступает с температурой +5…+25 °С.

Расчет материального баланса процесса сепарации

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Исходные данные для расчёта

Молекулярную массу С₆Н₁₄+ вычисляем по формуле:

(2.1)

где М_н - молекулярная масса нефти;

М_i - молекулярная масса компонента нефти;

х_i - мольная доля компонента в нефти;

х_ост - мольнаядоля С₆Н₁₄+.

Значения констант фазового равновесия при разных температурах и давлениях приводятся в справочной литературе. Путем интерполяции определяем значение констант при рабочих условиях сепарации.

Компонент «C₆Н₁₄+» самый тяжелый в исходной смеси и будет в основном оставаться в жидкой фазе, поэтому примем значение константы фазового равновесия этого компонента равное 0,0001.

Мольная доля отгона N? определяется методом последовательного приближения путем подбора такого значения, при котором будет выполняться условие:

(2.2)

где z_i? - мольная доля компонента в пластовой нефти;

К_i - константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на данной ступени сепарации

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.

Путем подбора определим такую величину N?, при которой выполнится условие (2.3):

(2.3)

Подбор величины N? приводится в табл. 2.3.

Таблица 2.3

Определение мольной доли отгона N?

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,705 моль газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 моль сырой нефти. Расчет приведен в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 2.5.

Таблица 2.5

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени