Основные функции концевого делителя фаз (RLA)/ определение длины и диаметра

Концевой гидродинамический делитель фаз предназначен для установки

перед узлами сепарации и выполняет следующие функции: - гашение пульсаций и обеспечение раздельного режима движения нефти

и выделившегося из неё газа, эмульсии и воды; - осуществление пеногашения и отбор выделившегося газа непосредственно в осушительные элементы сепаратора, либо непосредственно потребителю;

- повышение производительности функциональных аппаратов (сепараторов, отстойников и т.д.); - отбор и сброс выделившейся пластовой воды, пригодной для закачки в пласт без дополнительной очистки, либо на очистные сооружения; - сепараторы любой ступени. Конструктивно КДФ (рис. 4.1) выполнен в виде трубчатого блока,

снабженного отводными патрубками для отбора нефти, газа и воды камерой

для нефти и отсеком для воды, формируемого перегородками.

Рис. 4.1 Концевой делитель фаз (КДФ)

1 - трубопровод; 2 - расширяющая головка; 3 - отсекатель; 4 - лоток; 5- диск;

6 - трубопровод; 7 - отстойный диск; 8 – трубопровод

Техническая характеристика КДФ:

Производительность по жидкости, т/сут. 17000

Диаметр, м................................................. 1,0

Давление в КДФ, MПa.............................. 0,4

Количество воды в нефти, %, на входе....не ограничивается

на выходе...................................................до 30

Содержание в воде, мг/л:

нефтепродуктов.......................................... 59

ТВЧ.............................................................45

Установлено, что процесс расслоения потока вязкой жидкости на газ и нефть происходит в основном на расстоянии 25-30 м от входа газоводонефтяной смеси в КДФ.

КДФ выполняет функции деэмульсатора, первой ступени сепарации и аппарата предварительного сброса воды одновременно. Аналогичные функции способны выполнять только трехфазные сепараторы, стоимость которых при сравнительно низкой производительности намного выше.

В результате применения КДФ, производительность установленных после него аппаратов (сепараторов, отстойников) можно повысить в 1,5-2 раза.

Автономный ввод трубками расслоившихся фаз (нефть-вода) в сепаратор исключает эмульгирование свободной воды с нефтью, что приводит к увеличению глубины обезвоживания нефти и повышению качества отделившейся пластовой воды. При этом производительность последующей емкости увеличивается в три раза и соответственно уменьшаются капитальные затраты при строительстве узлов сепарации, а также исключаются затраты на дополнительную очистку воды.

Применение КДФ особенно эффективно при их использовании также в блоке с вертикальными газоотделителями различных конструкций и герметизированными резервуарами, куда нефть неизбежно попадает в подавляющем большинстве случаев. Такая система более экономична применяемой на промыслах комбинации сепараторов в виде первой и последующих ступеней.

5. ТЕХНОЛОГИЯ СЕПАРАЦИИ ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В БЛОКЕ КДФ - СБОРНАЯ ЕМКОСТЬ

Технология позволяет увеличить производительность концевого делителя фаз и сборной емкости, к которой может быть подключено несколько КДФ, и обеспечить повышение качества обработки продукции скважин за счёт отбора помимо газа дополнительно нефти и воды автономными потоками с различных уровней.

На рис. 5.1 представлена принципиальная схема реализации такой технологии.

Рис. 5.1 Технология сепарации газоводонефтяной смеси

1 - сборный трубопровод; 2 - концевой делитель фаз; 3 - трубки; 4 - приемное устройство;

5 - сепаратор; 6 - труба; 7 - короб; 8 - трубопровод; 9 - перегородка; 10 – перегородки;

11 - полость; 12 - трубопровод отбора воды; 13 - трубопровод отбора газа

Обводненная газоводонефтяная смесь направляется по сборному трубопроводу 1 в концевой делитель 2 фаз (КДФ), где она расслаивается на газ, нефть и минерализованную воду, которые, не перемешиваясь, двигаются друг над другом и под воздействием перепада давления (P1 - Р2) отбираются множеством потоков (автономных) с помощью трубок 3 расчетного диаметра.

Нижние концы трубок равномерно размещены по сечению потока на различной высоте КДФ, а верхние введены в приемное устройство 4 сепаратора 5 на различной высоте друг над другом в такой же последовательности, как и при отборе. Газ из приемного устройства по трубе 6 попадает в газовую зону сепаратора, а многослойный поток жидкости, сохраняя ту же структуру, что и в КДФ, стекает в нижнюю часть аппарата.

При колебаниях расхода газа, нефти и воды границы раздела фаз в КДФ поднимаются или опускаются, перекрывая при этом входную часть тех или иных трубок и автоматически обеспечивая тем самым увеличение или уменьшение через них расхода соответствующих фаз и их промежуточных слоев. Накапливающаяся нефть в сепараторе переливается через край короба 7

и отводится из него по трубопроводу 8.Перегородка 9 поднята до самого верха аппарата и имеет небольшое отверстие для выравнивания давления между секциями. Вода, проходя под нижней частью короба, переливается через перегородку 10 в полость 11, откуда отбирается по трубопроводу 12. Газ из сепаратора отводится по трубопроводу 13.

20. методы стабилизации нефти

Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабагывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть, используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбцию или ректификацию.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

21. Основные методы сокращения потерь углеводородов в атмосферу

1) предупреждающие испарения;

2) уменьшающие испарения;

3) сбор продуктов испарения.

Методы предупреждающие испарения нефти

1) плавающие крыши и понтоны;

2) пластмассовые шарики (0,01-0,2 мм), изготавливают из фенольных, формальдегидных и карбомидных смол, шарики наполнены азотом (снижают испар-ия Н в 5-6 раз).

Методы уменьшающие испарения

Вторая группа методов – защита резервуаров от нагревания солнечными лучами и уменьшения испарения нефти.

Для этого рез-ты след-т покрывать лучеотражающими светлыми красками с высоким коэф-ом отражения.

Показ-ли	Окраска корпуса
белая	алюмин-ая	черная
солнеч-ая рад-ия, поглощ-ая рез-ом, %
потеря г/возд.смеси,%
потеря н/прод-ов,%

Др. способ снижения потерь – это диски отражатели. Представляют собой лепестковую конструкцию с развитой поверхностью. При откачке и снижении уровня входящий воздух равномерно распределяется над зеркалом нефти и исключает турбулентное перемешивание воздуха с парами нефти. Обладая высоким удельным весом и высокой удельной поверхностью, это способствует конденсации тяжелых компонентов. Недостатки – высокое Р на крышу. 1. Плавающие крыши и понтоны. Их изготавливают из металла и пластмассы. Для уплотнения зазора м/у понтоном и корпусом резервуара делают специальные затворы из асбестовой ткани, пропитанной бензостойкой резиной, или изготавливают из цветных металлов. Допускается зазор м/у крышей и стеной 25 см.

Применение крыш и понтонов эффективно на резервуарах, работающих с большим коэффициентом оборачиваемости.

1 – затвор, уплотняющий зазор; 2 – понтон; 3 – сифон; 4 – подвижная; 5 – неподвижная лестница; 6 – ограничитель хода понтона 1 – короб плавающей крыши; 2 – днище крыши; 3 – опорные стойки;4 – лестница; 5 – уплотнение; 6 – маршевая неподвижная лестница; 7 – переменная стенка резервуара; 8 – направляющая противоповоротная стойка; 9 – шарнирная дренажная труба; 10 – дно резервуара

Др. способ снижения потерь – это диски отражатели. Представляют собой лепестковую конструкцию с развитой поверхностью. При откачке и снижении уровня входящий воздух равномерно распределяется над зеркалом нефти и исключает турбулентное перемешивание воздуха с парами нефти. Обладая высоким удельным весом и высокой удельной поверхностью, это способствует конденсации тяжелых компонентов. Недостатки – высокое Р на крышу.

2. К ним относят цвет окраски резервуаров:лучеотражающие светлые краски с высоким коэфф-ом отражения.Наиболее эффективные – белые и алюминиевые. Краски должны быть коррозионностойкими.

3. ГУС (газоуравнительная система).

1- резервуаров 2 – наклонный газопровод (наклон не мене 3^о) 3 – конденсатосборник 4 – огневой предохранитель 5 – дыхательный клапан 6 – резервуар компенсатор Угол наклона – для предотвращения образования гидратов.

22. Расчет потерь легких фракций нефти при «дыханиях» резервуаров

Величина потерь легких фракций нефти в резервуаре, не имеющем понтона и плавающей крыши, зависит от:

1) плотности, вязкости и температуры нефти;

2) степени очистки нефти от окклюдированного газа на по­следней ступени сепарации и величины давления на этой ступени;

3) времени хранения нефти и температуры окружающего воздуха;

4) частоты наполнения и опорожнения резервуара (большие «дыхания» резервуара).

Процесс опорожнения и наполнения рез-ра нефтью, сопровожд-ся сначала впуском воздуха в газ.простр-во (ГП) рез-ра, а затем выбросом г/возд.смеси (ГВС) в атм-ру, наз-ся большим «дыханием».

Малые «дыхания» товарного рез-ра возникают в рез-те впуска и выпуска ГВС ч/з дыхательный клапан при изменении Т и Р в течение суток.

Потери Н или н/прод-ов от больших «дыханий» м.б.расчитаны по фор-ле АНИ:

G_бд=2,1*Р*V*K₁ K₂ *10^-5

V – кол-во Н, поступ-ей в рез-ры, м3/сут, Р – упругость паров Н, кг/м2

К1 – коэф-т оборачиваемости рез-ов

К2 – коэф-т, характ-ий св-ва Н или н/прод-ов для высокооктанового бензина К2=1, для Н К2=0,75.

Для опр-ия потерь легких фракций от малых «дыханий» из обычных рез-ов:

Gмс=0,0545*F*C*(133,3Р/(736-133,3Р))^0,68*D^1,73*H^0,51*∆t^0,5

Gмс – потери от малых дых-ий для рез-ра со стац-ой крышей;

∆t – разность м/у среднемесячной макс.и миним. Температурами;

D – диам-р рез-ра;

Н – высота газавого простр-ва; F – коэф-т (для белой ==1); С – пост. коэф-т.

Дата добавления: 2015-07-13