|
Блочная сепарационная установка УБС ТатНИИНефтемашаУстановка предназначена для первой ступени сепарации нефти в системах герметизированного сбора и транспортирования нефти и газа. В настоящее время разработан нормальный ряд установок УБС на производительность по жидкости от 2 до 16 т.м3/сутки и давление от 0,4 до 1,6 МПа. Рассмотрим в качестве примера технологические характеристики и описание установки УБС-16000/16: производительность - 16000 м3/сутки; рабочее давление - 1,6 МПа; газовый фактор -120 м3/м3; температура сырья - +50°С; рабочая среда - сырая нефть с содержанием сероводорода не более 0,2 %; габариты - 28000 на 4500 на 5880; объём сепаратора 80м3; масса - 36338 кг. Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа вы-
Рис.50 Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа УБС-16000/16: 1 – устройство предварительного отбора газа; 2 - технологическаяемкость; 3 - задвижка, 4 - лоток; 5 - предохранительный клапан; 6 -труба для установки датчиков и регулятора уровня; 7 - каплеотбойник; 8 – перегородка; 9 – полка. полнена в моноблоке (рис.50) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической ёмкости, каплеотбойника, запорно - регулирующей арматуры и системы контроля и управления. Устройство предварительного отбора газа расположено на нисходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наилучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для отбора газа представляет, собой трубу диаметром 700 мм и длиной 15м, установленную под углом 3°. Технологическая ёмкость - цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части ёмкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, выхода нефти, газа, для пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического осмотра и ремонта имеются по торцам два люка - лаза. Внутри технологической ёмкости находятся лоток для распределения поступающей продукции, полки и системы перегородок для более полной сепарации нефти от нефтяного газа. Для предотвращения недопустимого повышения давления в ёмкости установлены четыре предохранительных клапана. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для установки контрольно-измерительных приборов. На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представляющий собой ёмкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатых отбойника. Для слива отделяющейся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической ёмкости, в нижней части каплеобойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На ёмкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли. Работает установка следующим образом: газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, в котором происходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в каплеотбойник, где очищается от капельной жидкости и направляется в газопровод. Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в технологическую ёмкость и растекается по лотку и полке, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа, затем нефть стекает в её нижнюю часть. Нали- чие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки - увеличению свободной поверхности. Газ, выделившийся в ёмкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть в нефтепровод. На газовой линии между каплеотбойником и устройством предварительного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбойник или нефтегазовый сепаратор. ПОДГОТОВКА ГАЗА Общие сведения. Существует следующая классификация углеводородных газов: 1. природные; 2. попутные; 3. техногенные. Природные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на: 1. газы из газовых месторождений; 2. газы из газоконденсатных месторождений; 3. газы из газогидратных месторождений. Попутные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на: 1. газы начальных ступеней сепарации; 2. газы средних ступеней сепарации; 3. газы конечных ступеней сепарации. Техногенные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на: 1. газы нефтепереработки и нефтехимии; 2. газы утлепереработки; 3. газы остальных технологических процессов. Природные углеводородные газы из чисто газовых месторождений до 99 % об. состоят из метана и называются сухим (или тощим) газом, т.е. содержащим тяжелых углеводородов начиная с пропана < 150 г/м3 при ст.усл Газы из газоконденсатных и газогидратных месторождений относятся либо к газам средней жирности (содержание Сз+высш от 150 300 г/м3 при ст.усл.), либо к жирным (богатым) газам (содержание Сз+высш > 300 г/м3 при ст.усл.). Все попутные газы характеризуются повышенным (по сравнению с природными) содержанием тяжелых компонентов, относительная доля которых возрастает от начальных к конечным ступеням сепарации. И природные и попутные газы представлены только предельными (парафиновыми) компонентами. Рассмотрение техногенных газов выходит за рамки нашего курса. Помимо углеводородной составляющей (в том числе и жидко - капельной) и природные и попутные газы могут содержать азот, углекислый газ, сероводород, COS, CS2, меркаптаны, тиофены, благородные газы, а также пары воды и механическую пыль (включая продукты коррозии и соли). Существуют следующие пути утилизации углеводородных газов: 1. сжигание в факелах; 2. Использование для целей ППД, повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения, доразработки нефтяных месторождений; 3. Создание подземных газовых хранилищ; 4. Откачка потребителям в качестве энергоносителя или технологического сырья. Сжиганию в факелах в основном подвергается газ на начальных этапах разработки месторождений или при отсутствии потребителей, или, наконец, при отсутствии соответствующих трубопроводов и технологических мощностей по подготовке газа к транспортированию. В настоящее время на долю попутного газа приходится примерно 30 % об. от его общего производства, причём, в факелах сжигается более 25 % от этого количества. Использование углеводородов для технологических целей и создания подземных газовых хранилищ широкого распространения не получило. Поэтому, основным путём утилизации газа является его откачка в качестве энергоносителя или технологического сырья потребителям среди которых первое место принадлежит газоперерабатывающим заводам (ГПЗ). При этом: 1. Если поставка газа осуществляется по магистральным газопроводам, то его качество регламентируется отраслевым стандартом ОСТ 51. 40 - 93 в соот- ветствии с которым транспортируемый газ должен удовлетворять следующим требованиям, изложенным в табл.33. Допускается поставка в отдельные трубопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям. Климатические районы определяются по ГОСТ 16350. Для месторождений, введённых в эксплуатацию до 1983 г. показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых Генеральным Проектантом (ГЦ) и согласованных с РАО «Газпром». Для газов, в которых содержание углеводородов C5+высш ≤1 г/м3 ст.усл. точка росы по углеводородам не нормируется. 2. Если газ в незначительном количестве примешивается к уже существующему магистральному газопроводу, или поставляется конкретному потребителю по тупиковому трубопроводу, то требования к качеству газа устанавливаются в договорах между поставщиком и потребителем, исходя из конкретных условий. 3. Если газ поставляется непосредственно на ГПЗ без закачки в магистральные трубопроводы, то добывающая организация обычно подготавливает газ только исходя из условий обеспечения его доставки на завод где его качество и доводится до кондиции, соответствующей требованиям газотранспортных организаций. Табл.33. Требования к физике - химическим показателям углеводородных газов, предназначенных к магистральному транспорту.
3. Наконец, если газ подаётся непосредственно коммунально-бытовым потребителям, его качество регламентируется ГОСТ 5542 - 87 в соответствии с которым транспортируемый газ должен удовлетворять следующим требованиям (Табл.34.): Табл.34 Требования к физико - химическим показателям углеводородных газов, предназначенных для коммунально - бытовых потребителей
По согласованию с потребителем допускается подача газа по отдельным газопроводам и с более высоким содержанием сероводорода и меркаптановой серы. Точка росы по влаге в пункте сдачи должна быть ниже температуры газа. Наличие в газе жидкой воды и углеводородов не допускается. Поскольку ни один добываемый газ, как правило, не соответствует всем изложенным выше требованиям, добывающие организации вынуждены заниматься доведением газа до требуемых кондиций. Подготовка углеводородного газа сводится к следующим нескольким процессам: 1. Очистка газа от механических примесей; 2. Осушка газа; 3. Очистка газа от агрессивных примесей; 4. Отбензинивание газа; 5. Одоризация газа; 6. Извлечение из газа особо ценных компонентов. Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право... Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам... ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры... Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычислить, когда этот... Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|