Расчет сепарационной емкости групповой замерной установки «Спутник АМ-40»

Исходные данные необходимые для расчета:

Расчетное давление в аппарате: Р=4 Мпа Внутренний диаметр верхней обечайки: Д₁=0,36 м Внутренний диаметр нижней обечайки: Д₂=0,7 м Внутренний диаметр люка нижней обечайки: Д₃=0,26 м Внутренний диаметр верхнего днища: Д₄=0,36 м Внутренний диаметр нижнего днища: Д₅=0,7 м Материал элементов сепарационной емкости:

Верхняя обечайка: Сталь 20 ГОСТ 1050–74.

Нижняя обечайка: Сталь 17 ГС ГОСТ 5520–69.

Люк нижней обечайки: Сталь 20 ГОСТ 1050–74.

Верхнее днище: Сталь 16 ГС ГОСТ 5520–69.

Нижнее днище: Сталь 16 ГС ГОСТ 5520–69.

I. Расчет сепарационной емкости.

Толщина обечайки рассчитывается по формуле:

S=((PД)/(2_доп-Р))+С, (5.1).

где Ррабочее давление в емкости;

Ддиаметр обечайки;

— коэффициент прочности сварочных соединений;

_доп — допускаемое напряжение;

Сприбавка для компенсации коррозии (учитывающая скорость коррозии и срок службы сосуда).

Для сварочных стыковых соединений принимаем ₁=0,9. Для днищ изготовленных из цельной заготовки принимаем ₂=1.

Допускаемое напряжение определяем по формуле:

_доп=, (5.2).

где — нормативно допускаемое напряжение;

— поправочный коэффициент.

Нормативно допускаемое напряжение для стали 20: ₁=142 МПа для стали 17ГС: ₂=181 МПа для стали 16 ГС: ₃=160 МПа Проварочный коэффициент принимаем =1.

По корозионной стойкости металл обечаек и днищ сепарационной емкости относится к группе пониженностойких. В соответствии с десятибальной шкалой коррозионной стойкости металлов по ГОСТ 13 819–68 скорость коррозии сепарационной емкости принята равной 0,35 мм/год. Срок службы сепарационной емкости -6 лет. Поэтому прибавка по коррозии будет С=0,0021 м.

1. Толщина стенки верхней обечайки определяется по формуле (5.1).

S₁=((PД₁)/(2_1доп1-Р))+С,.

_доп1 находим по формуле (5.2).

_доп1=₁=1142=142 Мпа.

S₁=((40,36)/(20,9142−4))+0,0021=0,008 м=8 мм.

2. Толщина стенки нижней обечайки определяется по формуле (5.1).

S₂=((PД₂)/(2_1доп2-Р))+С.

_доп2 находим по формуле (5.2).

_доп2=₂=1181=181 Мпа.

S₂=((40.7)/(20,9181−4))+0,0021=0,0097 м=9,7 мм Толщина стенки нижней обечайки принимается S₂=10 мм.

3. Толщина стенки люка нижней обечайки рассчитывается по формуле (5.1).

S₃=((PД₃)/(2_1доп3-Р))+С.

_доп3 находим по формуле (5.2).

_доп3=₁=1142=142 Мпа.

S₃=((40,26)/(20,9142−4))+0,0021=0,006 м=6 мм.

Толщина стенки люка нижней обечайки принимается S₃=7 мм.

4. Толщина стенки верхнего днища определяется по формуле (5.1).

S₄=((PД₄)/(2_2доп4-Р))+С.

_доп4 находим по формуле (5.2).

_доп4=₃=1160=160 Мпа.

S₄=((40,36)/(21 160−4))+0,0021=0,0066 м=6,6 мм Толщина стенки верхнего днища принимается по ГОСТ 6533–68 S₄=10 мм.

5. Толщина стенки нижнего днища определяется по формуле (5.1).

S₅=((PД₅)/(2_2доп5-Р))+С.

_доп5 находим по формуле (5.2).

_доп5=₃=1160=160 Мпа.

S5=((40,7)/(21 160−4))+0,0021=0,011 м=11 мм.

Толщина стенки нижнего днища принимается по ГОСТ 6533–68 S₅=12 мм.

II. Расчет наибольшего допустимого диаметра неукрепленного отверстия производится по формулам:

d_доп=1,2((4/3)(S/S_р)-1)Д (S-С); (5.3).

при условии, что (S/S_р)2,.

d_доп=2((S/S_р)-1)Д (S-С); (5.4).

при условии, что (S/S_р)2.

где Sисполнительная толщина обечайки или днища;

S_р— расчетная толщина обечайки или днища;

Двнутренний диаметр обечайки или днища;

Сприбавка для компенсации коррозии.

1. Верхняя обечайка:

S₁=0.01 м;

S_р1=0,008 м;

• (S₁/S_р2)=0,01/0,008=1,25;
• (S/S_р)2, значит расчет ведем по формуле (5.3).

d_доп1=1,2((4/3)(S₁/S_р1)-1)Д₁(S₁-С)=1,2((4/3)1,25−1)0,36(0,01−0,0021)=0,045 м.

d₁=0.045 м=45мм.

Нижняя обечайка:

S₂=0.01 м;

S_p2=0.0097 м;

• (S₂/S_р2)=0,01/0,0097=1,03;
• (S/S_р)2, значит расчет ведем по формуле (5.3).

d₂=1,2((4/3)(S₂/S_р2)-1)Д₂(S₂-С)=1,2((4/3)1,03−1)0,7(0,01−0,0021)=0,033 м.

d₂=0.033 м=33 мм.

2. Верхнее днище:

S₄=0,01 м;

S_p4=0,0066 м;

• (S₄/S_р4)=0,01/0,0066=1,51;
• (S/S_р)2, значит расчет ведем по формуле (5.3).

d₃=1,2((4/3)(S₄/S_р4)-1)Д₄(S₄-С)=1,2((4/3)1,51−1)0,36(0,01−0,0021)=0,065 м.

d₃=0,065 м=65 мм.

3. Нижнее днище:

S₅=0.012 м;

S_p5=0.011 м;

• (S₅/S_р5)=0,012/0,011=1,09;
• (S/S_р)2, значит расчет ведем по формуле (5.3).

d₄=1,2((4/3)(S₅/S_р5)-1)Д₅(S₅-С)=1,2((4/3)1,09−1)0,7(0,012−0,0021)=0,045 м.

d4=0,045 м=45 мм.

5.3.3 Описание работы ДНС-16 и ДНС-17.

Характеристика объекта.

УПСВ на ДНС-16 (ДНС-17) предназначена для предварительного сброса пластовой воды из водогазонефтяной эмульсии, поступающей после 1 ступени сепарации ДНС-16 (ДНС-17).

На УПСВ осуществляется предварительный сброс пластовой воды нефти ДНС-16 (ДНС-17), подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов месторождения системы ППД, учет перекачиваемой пластовой воды.

Описание технологического процесса Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительного обезвоживания водогазонефтяной эмульсии с ДНС-16 (ДНС-17).

Подача сырой нефти на установку предварительного сброса воды осуществляется по следующей схеме.

Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС-16 (ДНС-17). после сепараторов С-½, 3 поступает на УПСВ.

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трех параллельно работающих трехфазных аппаратах 0−1, 2, 3, производства фирмы СИВАЛС (США).

Поступающие нефть, вода, эмульсия и попутный газ входят в установку через входной штуцер, расположенный наверху емкости.

Жидкая фаза попадает во входной отсек установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Выделившейся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и сливается с жидкой фазой внизу емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа в установке, и выводиться с установки.

Жидкость из входного патрубка попадает на входной зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, собираемой в нижней части емкости под жаровыми трубами в зоне сброса воды.

Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляции капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.

Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалесцирующие фильтры (коалесцеры).

Коалесцирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, расположенных друг над другом.

В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалесцера. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию, откуда через патрубок, через регулирующий клапан выводиться из аппарата.

Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты поступает в сепараторы-буферы С-2/3,4 и далее насосами ДНС-16 (ДНС-17). откачивается на ЦПС.

Газ выделившийся в трехфазных аппаратах 0−1, 2, 3 начинает использоваться на топливо, остаточное количество газа направляется на факел.

Вода, выделившаяся из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалесцере, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.

Далее неочищенная пластовая вода поступает на очистные сооружения, где подготавливается для использования в системе ППД.

В жидкость, поступающую на ДНС-16 (ДНС-17), подается разбавленный деэмульгатор. Для приготовления раствора деэмульгатора в блок БР-25 подается предварительно обезвоженная нефть с выкида насоса Н -1/1,2,3 через открытую задвижку, раствор деэмульгатора вводиться в нефтесборные трубопроводы через открытые задвижки .

Система подачи топливного газа на газовые форсунки секции нагрева.

Газ для топки отбирается либо из установки (выделившийся из нефти попутный газ), либо от отдельного источника. Газ от отдельного источника подается с площадки подготовки топливного газа ДНС-16 (ДНС-17).

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер топливного газа. Скруббер оснащен датчиком предельного уровня конденсата, который отсекает подачу топливного газа при наполнении скруббера жидкостью. Скруббер также оснащен выносной уровнемерной колонкой и дренажным клапаном для периодического слива собирающейся жидкости.

Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор PR2, который снижает давление в системе до 0,25 Мпа. Подача топливного газа в главные горелки топок осуществляется через два параллельных отсекающих клапана XSV2, контрольные клапаны ТС1 управляются регуляторами температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки.

Каждая установка оснащена двумя горелками и каждая из них контролируется одним регулятором температуры ТС1 и соответствующей топкой. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор газа PR1, который снижает давление до 0,11 Мпа. Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан XSV1 и ручной отсекающий клапан HV1, который осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом.

Подтоварная вода поступает в резервуары-отстойники РВС-5000 (Р-2, 3), а также в эти резервуары поступают ливневые стоки.

После отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров (Р-2, 3), самотеком поступает в насосы откачки очищенных стоков, а оттуда далее — на КНС.

Уловленная нефть с высоты 1−1=10,2−10,5 м по трубопроводу поступает самотеком в аварийный резервуар.

Для работы резервуаров в последовательном режиме проектом предусмотрен трубопровод перетока, вода поступает из одного резервуара в другой.

После зачистки резервуара отвод шлама производится через дренажные штуцера путем открытия задвижек в промливневую канализацию, а затем в емкость для сбора промливневых стоков. Ливневые стоки из каре РВС-2, 3 и шлам после промывки аппаратов фирмы «Сивалс» также самотеком поступают в емкость, откуда насосом откачиваются в РВС-2,3 .

Описание системы автоматизации Система автоматизации УПСВ на площадке ДНС предполагает присутствие дежурного оператора. Это вызвано тем, что вывод на рабочий режим и необходимые изменения параметров работы производятся оператором. Контроль и управление технологическим процессом объектов УПСВ осуществляется с панели щита оператора, расположенного в операторной ДНС. Принятая степень автоматизации осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов и средств автоматизации. Компьютерная система позволяет одновременно следить и контролировать за двумя установками «Хитер-Тритер». В таблице 5.4 представлена технологическая карта УПСВ.

Таблица 5.4. Технологическая карта УПСВ.