При решении задач автоматизации в качестве руководящих принципов приняты следующие: автоматизацией и телемеханизацией охватываются все основные и вспомогательные объекты; полная местнаяавтоматизация, исключающая необходимость постоянного присутствия на объекте оперативного обслуживающего персонала; минимум информации, поступающей с объекта в пункты управления; автоматический сбор и переработка информации; автоматическая аварийная и предупредительная сигнализация с объектов. Предусматривается телемеханический контроль по уплотненным каналам связи: групповых измерительных установок, кустовых насосных станций, установок подготовки газа для газлифта, электроподстанций, расположенных на промысловой площади. Предусматривается дистанционный контроль по многопроводным каналам связи установок: сепарационных, подготовки нефти, подготовки воды, подготовки газа, сдачи товарной нефти, перекачки товарной нефти.
2.15 Расчет сепаратора на пропускную способность
Исходные данные:
Диаметр сепаратора,Dс ,м……………………….……….1,6
Плотность нефти ρн , кг/м 3……………………..852
Давление Рс, МПа……………….…………………..1,7
Температура Тс, К……………………...………293
Вязкость нефти µн , МПа* с….…….…………...6
Плотность газа ρго, кг/м3 ……………………………1,35
Вязкость газа µг , Па* с…..…………………….1,3·10-5
Коэффициент Z………………………………………1
При расчетах сепараторов на пропускную способность для определения плотности газа в условиях сепаратора необходимо пользоваться формулой: с. 133(4)
ρг = ρго·Рст·Т3/Р0Тст(2.15.1)
где ρо- плотность газа при нормальных условиях ,кг/м3;
Рст и Ро - соответственно давление в сепараторе и давлении при нормальных условиях, Па;
То и Тст - абсолютная температура и при нормальных условиях (То=273 С), (Тст=273+t) соответственно, К;
Z - коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеальных.
ρг=1,35·2,1·106·273/0,1·106·293·1 =21,3 кг/м3
Определим максимальную пропускную способность по газу:
г mах = 841·Dс·Рс·dж·( ρн - ρг)/Тс·µг·Z(2.15.2)
где Vг mах - максимальная пропускная способность сепаратора по газу, расход которых приведен к нормальным условиям, м3/сут;
Dс - внутренний диаметр сепаратора, м;
dж - диаметр капли жидкости, м ( dж=1·10 -4м);
Рс - давление в сепараторе, Па;
Тс - температура в сепараторе, К.
Vг mах = 841·1,62·2,1·106· (1·10-4)2· (852-21,3)/293·1,3·10-5·1= 7982116,4 м3/сут.
Максимальная пропускная способность сепаратора.
Qж mах = 36964·D2с·dг2· (ρн-ρг)/µн (2.15.3)
где dж- диаметр пузырька газа, м (можно принять (dж=1·10-3м)
µн - вязкость нефти, Па·с.
Qж mах = 36964-1,62 · (1·10-3)2 · (852·21,3)/6·10-3= 13·103 м3/сут.
При данных условиях Vг mах = 7982116 м3/сут. и Qж тах = 13·103 сепарация нефти будет эффективна с содержанием в ней газа не более 21,3%.
2.16 Расчет модификации внутренней перегородки
В настоящее время, по согласованию с фирмой производителем на ряде аппаратов произведена модификация внутренней перегородки для успокоения потока. Модификация заключается в удлинении перегородки успокоения потока, находящейся сразу же после жаровых труб. В результате в нагревательной части аппарата происходит перераспределение движения потоков нефти и воды в аппарате, предотвращается прохождение нагретой нефти под жаровыми трубами. Уменьшаемая разность температуры нагрева и температуры выхода подготовленной нефти из аппарата.
Опыт эксплуатации модифицированных аппаратов показал, что при одинаковом количестве подготовки нефти, производительность аппаратов повысилась в среднем в 2 раза. Возьмем в качестве эталона удельной суточной производительности электродегидратор ЭГ-200 и сравним с аппаратами до и после модернизации (Таблица2.16.1)
По сравнению с паспортной, максимальная производительность возросла на 20 - 35%.
Таблица 2.16.1-Сравнительные параметры работы электродегидратора ЭГ-200 и аппарата "Хитер - Тритер"
| Марка и емкость аппарата, Vm3 | Производительность аппарата,С)м /ч | Обводненность, q0масса | Удельная производиельность, Q/V | КПД | |
| ЭГ-200 | 300 | 0,1 .. | .0,3 | 1,5 | 1,0 |
| Аппарат V=75 дореконструкции | 40 ... 80 | 0,3 ... | 0,8 | 0,5 ... 1,1 | 0,63 ... 0,7 |
| Аппарат V=75после реконструкции | 100 ...110 | 0,3 .. | . 0,8 | 1,3 ... 1,5 | 0,85 ... 1,0 |
В данной рекомендации рассчитываем теоретическая производительность аппарата по нефти, рекомендация по модернизации аппарата и ведению технологического режима.
Исходные данные:
-плотность нефти при 20°Сρн.,кг/м3………..……….865
-плотность воды при20°Сρв.,кг/м3……………………..…..1014
-кинематическая вязкость нефти υ, м2/с....………….….4,2ּ10-6
-диаметр наименьшей капли воды, охлаждающейся в отстойнойчасти d, м………………………… 2,2ּ10-6
-диаметр аппарата D, мм…………………………...…3048
-длинна обменной части аппарата L, мм……………….5245
-высота слоя эмульсии h1, мм……………..……0,764
-фактическая скорость осаждения воды в потокенефти νфакт., м/с…………………………….1,005ּ10-6
Найдем плотность нефти и дренажной воды при температуре 50°С, плотность нефти найдем по формуле:
ρн = ρн - α(t-20) (2.16.1)
где α-поправочный коэффициент (d=0,66)
ρн=856-0,66(50-20)=825 кг\м3
найдем плотность воды при температуре 50°С и прибавим массу минерализации рв= 1002 кг\м3.
Процесс осаждения воды в аппарате возможен только при ламинарном режиме движения жидкости10-4 ≤ Re ≤0,4÷2,0.
Скорость осаждения капель воды для ламинарного движения жидкости Uпок, определяется формулой Стокса
Un0K=d2-g ∙ (рв-рн)/18- vн ∙ рн , (2.16.2)
где Uпок - скорость осаждения капель воды, м/с
g - ускорение свободного падения, м/с
νн кинематическая вязкость нефти,м2/с
Uпок=(2,2∙10 -4)2·9,8· (1002- 825)/(18·4,2∙10 -6·825)=1,35∙10 -3м/с
Определяем значение критерия Рейнольдса по формуле:
Re=Uпок·d/v (2.16.3)
Re=l,35·10 -4/4,2·10 -6 =0,07
То есть 10-4≤Re≤0,4÷2,0, следовательно, использование формулы Стокса для определения Uпок справедливо.Линейная скорость движения нефти в аппарате должна быть какминимум в два раза меньше рассчитанной скорости оседания капель воды. Для гарантированного осаждения, можно порекомендовать двукратный запас, то есть:
4UH≤Uпок →UH=Uпок/4
Uн=1,35·10 -3/4=3,35·10 -4m/c
Для эффективного отстоя должно соблюдаться неравенствог≥гос
где г- время пребывания нефти в отстойнике, ч
гос- время, необходимое для осаждения капель воды,ч
Время пребывания нефти в аппаратеопределяется по формуле:
r =hэ/UH(2.16.4)
где hэ- высота слоя эмульсии, м
высоту слоя эмульсии определяем по формуле:
hэ=0,5·D-hl(2.16.5)
где D - диаметр аппарата, м
h1 расстояние от дна аппарата до поверхности раздела фаз, м
hэ= 0,5·3,048 - 0,764= 0,76 м
г=0,76/3,35·10 -4=38мин
Время необходимое для осаждения капель воды определяем по формуле:
roc= hэ / Uфак= hэ/(Uпок- UH)(2.16.6)
гос= 0,76/ 1,005·10 -3= 13 мин
где Uфак - фактическая скорость осаждения воды в потоке нефти, м/с
Находим производительность аппарата по формуле:
G=Uфак·S(2.16.7)
где S - раздел фаз в аппарате, м2
Длина отстойной части аппарата 5,245 м, тогда поверхность осаждения в отстойной части аппарата равна:
S=L·D=5,245·3,048=16m2
G= 1,005·10-3·16=60м3/ч
2.17 Расчет температуры нагрева водонефтяной эмульсии
При эксплуатации аппаратов "Хитер-Тритер" необходимо раз в 6 месяцев останавливать аппарат для проведения ревизионных работ по осмотру и очистке аппарата от механических примесей и асфальтосмолопарафиновых отложений. Экспериментально установлено, что при снижении температуры потока нефти, выделяется твердая фаза АСПО, которые представлены преимущественно парафиновыми углеводородами, смолами, асфальтенами, водой и механическими примесями (окислами железа, глиной, карбонатами и др.) Нефти, добываемые на месторождениях НГДУ "НСН" в соответствии с классификацией СибНИИНЩРД 39-0148010-335-88р) принадлежат к средне- и высокоэмульсионным нефтям с повышенными температурами застывания и вязкостью.
При проведении ревизионных работ в перечень работ входит очистка аппарата от механических примесей и АСПО. При очистке аппарата особое внимание уделяется поверхности коалесцерных пластин, жаровых труб, поплавка раздела фаз "нефть-вода" и застойных зон внутри отстойной части аппарата.
Исходные данные:
-плотность нефти при 200С, ρн , кг/м3…………………...…856
-плотность воды при 200С, ρв , кг/м3……………………...1014
-площадь жаровой трубы S, м2 ……………………………32,9
-теплоемкость воды Gв , кДж/(кг0С)……………………4,19
Найдем плотность нефти и дренажной воды при температуре 900С. Плотность нефти найдем по формуле: с 46,(4)
ρн90 = ρн20-ά(t-20) (2.17.1)
где ά- поправочный коэффициент (0,66)
ρн90 = 856-0,66·(90-20)=810 кг/м3