сбора и подготовки скважинной продукции месторождения

Основная масса жидкости сепарируется из газового потока в средней части корпуса и осаждается вниз в сборник жидкости. Тонкодисперсные капли коагулируются в сетчатом каплеотбойнике, размещённом в средней части корпуса, и частично стекают вниз в сборник жидкости. Окончательная очистка газа от жидкости осуществляется в сетчатой скрубберной секции, размещаемой в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дренируется под уровень жидкости в сборнике. Из сборника жидкость непрерывно или периодически сбрасываются.5. Технологический расчет газового сепаратора5.1 Исходные данныеРассчитаем газосепаратор ГС, предназначенный для тонкой очистки попутного газа, используемого в качестве топлива для подогревателя нефти ППТ-0,2Г. Излишек газа из сепаратора ГС сбрасывается на факел. Для проведения технологического расчета необходимы следующие данные: максимальный расход газа Qmax =696 м3/сут; рабочее давление Р = 0,12 МПа; рабочая температура Т= 313 К ; плотность газа в рабочих условиях ρг=0,256 кг/м3; плотность жидкости в рабочих условиях ρж=850 кг/м3; коэффициент поверхностного натяжения в рабочих условиях σ =15,21*10-3Н/м; начальное содержание жидкости в газа е0=160см3/нм3, содержание жидкости на выходе из сепаратора (унос) – 0,1 г/м3.Эскиз конструкции сетчатого газосепаратора представлен на рисунке 5.1 Расчет элемента заключается в определении его расчетной площади и конструктивных размеров.5.2 Расчет газового сепаратораРисунок 5.1 Эскиз конструкции газосепаратора сетчатого.Для сетчатой насадки это ее площадь в сечении перпендикулярному направлению потока., м2м2Объемный расход газа, м3/сгде Qmax -максимальный объемный расход газа в нормальных условиях, м3/сут;Р-давление, кгс/см2, Р0=1,033 кгс/см2;Т-температура, К, Т0=273 К;z -коэффициент сжимаемости, z0=1,0;Критическая скорость,м/сгде Сt-коэффициент, учитывающий влияние температуры газа на критическую скорость газа, Сt=1,0Се- коэффициент, учитывающий влияние начального содержания жидкости на критическую скорость газа;К-коэффициент устойчивости режимов течения газожидкостной смеси;-поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жидкостью, Н/м;ж -плотность жидкости, кг/м3;г-плотность газа, кг/м3;Так как е0=160 см3/нм3, следовательно Се=1,75/1600,107=1,025.2 Конструктивные размеры сепарационного элемента (насадки)Диаметр сетчатой насадки, м  мРасчетный диаметр округляется до ближайшего большего значения из ряда по ГОСТ 9617-76 для сетчатой насадки – 0,179; 0,245; 0,374. Принимаем D=0,245м.Конструктивные размеры вертикальной сетчатой насадки находятся одновременно с определением диаметра жидкости сборника жидкости.5.3 Расчет сборника жидкостиРасчет сборника жидкости сепаратора заключается в определении его расчетного объема и конструктивных размеров. За расчетный принимают объем сборника до верхнего предельного уровня без учета объема днищ.Расчетный объем,м3где -время пребывания жидкости в сборнике сепаратора, минОбъемный расход жидкости, м3/сгде е0-содержание жидкости в газе на в ходе в аппарат, см3/м3;Qmax-максимальный расход газа,м3/с.Время пребывания жидкости в сборнике сепаратора принимается:-для непенистых жидкостей-3мин-для пенистых жидкостей – в каждом конкретном случае определяется опытным путем с учетом требований технологического процесса.Расчетная высота (длина) сборника, т.е. длина цилиндрической части, мгде F-площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении, перпендикулярном его оси, м2.м2где Dв- внутренний диаметр сборника жидкости.Расчетная длина Lсб совмещенного сборника жидкости сетчатого сепаратора округляется до ближайшей большей величины кратной 100мм. Принимаем Lсб=1,1 м.5.4 Расчет технологических штуцеров входа и выхода газа выхода жидкостиДиаметр штуцера входа и выхода газа, ммгде Wг-скорость газа в штуцере, м/с. Принимается Wг=14,5 м/с.Диаметр штуцера (внутренний) выхода жидкости, мгде Wж-1,02,0-скорость жидкости в штуцере.Расчетный диаметр штуцера округляется до ближайшего большего из ряда условных диметров, при этом диаметр штуцера выхода жидкости рекомендуется принимать не менее dу=50мм. Принимаем dж=0,05 м.5.5 Расчет сливных трубПри расчете необходимой площади слива сливных труб количество жидкости, попадающей в сборник жидкости сепаратора по сливным трубам., м3/сДиаметр сливной трубы, мгде Wсл 0,25м/с – скорость слив;n2 – число труб слива.Расчетный внутренний диаметр округляется до ближайшего большего из ряда стандартных диаметров труб, но не менее d=40мм. Принимаем dсл=0,04 м.6. Данные о производственных опасностях. Мероприятия о снижении уровня опасности производстваВопросам безопасного ведения технологического процесса на установке необходимо уделять исключительное внимание. Нефть и нефтепродукты характеризуются высоко взрыво- и пожароопасностью, а их пары ядовиты. Неправильное выполнение той или иной технологической операции может послужить причиной образования горючей и взрывоопасной среды, привести к аварии и несчастным случаям.Подготовка нефти имеет следующие опасные факторы:- наличие легковоспламеняющихся жидкостей, паров и газов, способность паров и газов образовывать с воздухом взрывоопасные смеси;- способность жидких и газообразных продуктов нефти и самой нефти действовать отравляюще на организм человека;- коррозия трубопроводов, арматуры, аппаратов и оборудования;- способность нефти образовывать при своем движении по трубопроводам статическое электричество;- наличие на установке электрооборудования;- наличие вращающихся и движущихся частей оборудования и механизмов;- вредное воздействие нефти и реагентов на кожу человека, а паров и газов на органы дыхания;- наличие факельного хозяйства для сброса и утилизации газа;- наличие оборудования, работающего под давлением (сепараторы и емкости).Основные причины, которые могут привести к аварии:- отступление от норм технологического режима работы;- нарушение инструкций по охране труда, промышленной, противопожарной безопасности, охране окружающей среды и промсанитарии;- несвоевременная ревизия ремонт трубопроводов, аппаратов, насосов, компрессоров, резервуаров, запорной арматуры;- некачественная подготовка трубопроводов и другого оборудования к работе;- неисправности приборов КИПиА и средств автоматизации, регулирующих параметры технологических процессов;- отключение электроэнергии и воды;- коррозия аппаратов и трубопроводов;- нарушение герметичности технологического процесса;- неисправность вентиляционных установок в помещениях;- проведение огневых и газоопасных работ с нарушением правил и инструкций;- замерзания в газовой линии в зимний период;- замерзание линии факела в зимний период;- гидравлический удар в трубопроводах из-за не правильного включения их в работу;- работа без СИЗ;- неисправная система молниеотводов и заземления;- не исправные и не соответствующие требованиям площадки обслуживания оборудования.Основные нарушения технологического режима, которые могут привести к аварии и несчастному случаю:- повышение, понижение давления;- поднятие уровня в аппаратах выше допустимого;- понижение уровня в аппаратах ниже допустимого;- в зимний период несвоевременная прокачка или удаление из трубопроводов и арматуры воды, обводненной нефти и водных растворов реагентов;- гидравлический удар в трубопроводах из-за неправильного его включения в работу.Основные мероприятия по предотвращению нарушений технологического процесса:- строго соблюдать технологический регламент;- немедленно прекращать работу неисправного оборудования;- своевременно производить освидетельствование, ревизию, ремонт сооружений, оборудования;- обслуживающий персонал ДНС должен быть обучен, проинструктирован и аттестован согласно существующему «Положению...» на предприятиях нефтяной промышленности;- обслуживающий персонал установки должен быть обеспечен спецодеждой, защитными очками, защитной каской, предохранительным поясом, спецобувью и фильтрующими противогазами марки А, В (наличие на установке аварийных средств защиты: три-пять комплектов фильтрующих противогазов и два комплекта шланговых противогазов);- наличие должностных инструкций, инструкций по ОТ и ПБ, пожарной безопасности, инструкций по эксплуатации оборудования, плана ликвидации аварий.7. Взрывопожароопасные, токсичные свойства сырьяНа установке используются следующие пожароопасные и токсичные вещества:Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость, предельно допустимая концентрация паров нефти в воздухе производственных помещений 300 мг/м³. Легкие фракции нефти легко испаряются, вдыхание ее паров ведет к отравлению организма человека. Нефть оказывает вредное влияние на кожу и слизистые оболочки человека. Нужно иметь ввиду, что пары нефти тяжелее воздуха и обладают большей, чем жидкость, текучестью, вследствие чего они растекаются по земле и заполняют низины, ямы, канавы, траншеи. Если на пути паров встречается источник открытого огня, может произойти взрыв, который передается по всему пути газа и возникает пожар в нескольких местах.Реагенты, применяемые на установке, представляют собой 60-65 % раствор активного вещества в органическом растворителе. Само активное вещество представляет собой высокомолекулярное соединение, не имеющее ярко выраженных токсических свойств и непожароопасно. Пожароопасные и токсичные свойства реагентов определяются применяемым растворителем. В качестве растворителя обычно применяют метанол. Работа должна производиться в перчатках и рукавицах, а глаза должны быть зачищены очками. В случае попадание реагента на кожу рук или лица, пораженное место должно быть промыто большим количеством воды. При попадании реагента в глаза их следует промыть водой, после чего обратиться к врачу.Углеводородные пары и газы в смеси с атмосферным воздухом способны образовывать взрывоопасную смесь, которая при наличии огня или искры может взорваться. Показатели пожароопасности и токсичности сырья, получаемых продуктов и применяемых реагентов приведены в таблице 7.1.№ п/пНаименование сырья, готовой продукции, отходов произ-водстваАгрегатное состояниеКласс опасности (ГОСТ 12.1.007-76)Температура, 0СКонцент-рационный предел, % об.Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)ПДК веществ в воздухе рабочей зоны производ-ственных помещений (ГОСТ 12.1.005-88), мг/м3ВспышкиВоспламененияСамовоспламе-ненияНижний пределВерхний предел12345678910111НефтьЖид-кость3< 61–< 5001,29,0Высокое содержание ароматических у/в может вызывать хронические отравления с изменением в составе крови. Воздействие паров нефти на кожные покровы может приводить к раздражениям, возникновению сухости, шелушению кожи, появлению трещин.3002Попутный нефтяной газГаз4––234 ÷ 5352,1 ÷ 515Углеводороды, входящие в состав нефтяных газов (метан и его гомологи) могут оказывать сравнительно слабое наркотическое действие. Признаки асфиксии, снижение пульса, кровяного давления и световой чувствительности глаз, головная боль, головокружение3003ДеэмульгаторЖид-кость311–4555,544Опасность очень серьезных необратимых изменений при вдыхании, контакте с кожей и при попадании внутрь. Имеются ограниченные свидетельства канцерогенного воздействия. Обслуживающий персонал должен подвергаться периодическим медицинским осмотрам5 (по метанолу)Таблица 7.1 – Взрывоопасные, токсические свойства сырья, готовой продукции и отходов производстваЗаключениеСепарация газа должна обеспечивать наибольшее сохранение тяжелых компонентов в жидкой фазе. Газ рекомендуется в наибольшей степени утилизировать на месте добычи на технологические, хозяйственно-бытовые нужды, выработку электро- и тепловой энергии.В данной курсовойработе рассмотрен сетчатый сепаратор, предназначенный для окончательной тонкой очистки попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидратообразования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах и приведен его расчет.В результате расчетов мы получили конструктивные размеры отдельных частей сепаратора. В частности расчетную высоту (длину) сборника, т.е. длина цилиндрической части 2,79м, длина совмещенного сборника жидкости сетчатого сепаратора Lсб=1,3 м, диаметр штуцера выхода жидкости принимаем dж=0,06 м.Литература1. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – Издательство Томского политехнического университета2011г.2. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1990.3. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции: Учебное пособие. 3-е изд. –Уфа, УГНТУ, 2007г.4. Справочное пособие «РН-Пурнефтегаз».- Губкинский, 2000 – 2006гг.5. Молчанов А.Г., Чичеров В.П. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983.