Блоки дозирования химреагентов

 

В настоящее время отечественной промышленностью изготовляются блоки и установки дозирования химических реагентов (деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, солеотложения и т.п.) БР-2,5; БР-10; БР-25; НДУ; УДС; УДЭ; УДПВ. Предназначены для приготовления и дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в любой точке трубопровода промысловой системы транспорта и подготовки нефти на участке скважины до установки комплексной подготовки нефти.

Все оборудование установок БР-2,5 и БР-10 (рис. 71) размещено в теплоизолированной будке 1, смонтированной на сварной раме-санях 2. Будка разделена герметичной перегородкой 4 на два отсека (технологический и приборный).

В технологическом отсеке размещены технологическая емкость 8, трубчатый электронагреватель 5, шестеренный 7 и дозировочный 6 насосы, а также средства контроля и управления 3.

Путем подачи в смеситель в определённых соотношениях воды и концентрированного реагента на установке БР-25 при необходимости можно приготовить и дозировать водный раствор реагентов.

 

Рис. 71. Блоки дозирования химреагентов БР-2,5 и БР-10

 

Технологическая характеристика блоков БР приведена в таблице 28.

Таблица 28

 

Показатели	Блок дозирования химреагентов
	БР-2,5	БР-10	БР-25
Размер дозы, г/т	10¸50	10¸50	10¸50
Вязкость дозируемой среды, МПа×с	до 1000	до 850	до 850
Подача дозировочного насоса, л/ч	2,5	10	25
Рекомендуемое давление нагнетания, МПа	10	10	4
Температура дозируемого реагента, °С	50¸60	20¸60	20¸60
Температура окружающей среды, °С	-40¸+50	-40¸+50	-40¸+50
Запас химического реагента, сут	15	30	2¸10
Габаритные размеры, мм	3360´2300´ ´2725´300	3770´2250´3090	3770´2400´ ´2680´4500
Масса, кг	3000	3090	4500

 

 

Нефтяные резервуары

 

Нефтяные резервуары (емкости) предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и поворотной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называют резервуарным парком.

Согласно СНиП объем сырьевых резервуаров должен быть не менее пятикратного суточного объема добычи нефти, а товарных резервуаров - двухратного. На промыслах используют в основном стальные цилиндрические резервуары вместимостью 100¸20000 м³ и реже железобетонные подземные резервуары вместимостью до 100000 м³.

Нефтяные, резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении.

Стальные резервуары сооружают с постоянной или переменной толщиной стенок корпуса. В зависимости от объема и высоты резервуара их изготовляют из листовой стали толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям (сварка) листовая сталь толщиной менее 4 мм не может применяться, если даже расчетная толщина стенки получается меньше.

При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык.

Стенки вертикальных цилиндрических резервуаров при отсутствии избыточного давления над поверхностью жидкости испытывают давление, зависящее от высоты столба уровня жидкости до рассматриваемого пояса резервуара. Например, на глубине h стенки испытывают внутреннее давление Р, равное:

.

Толщину стенки определяют из уравнения:

,

h - высота резервуара, мм; r - плотность жидкости, кг/м³; g - ускорение силы тяжести, м/с²; D - диаметр резервуара; s _доп - допустимое напряжение на растяжение.

Толщину листовой стали днищ резервуаров не рассчитывают и принимают обычно не более 5 мм, так как гидростатическое давление воспринимается фундаментом.

Крышки резервуаров изготовляют из листовой стали толщиной не более 2,5мм и бывают: конические, сферические, плоские.

На нефтяных месторождениях применяют чаще всего резервуары с плоскими крышками.

Крыши резервуаров располагаются на строительных перекрытиях (фермах), которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки.

Оборудование стальных резервуаров и их конструктивные схемы должны обеспечивать их правильную и безопасную эксплуатацию, в частности: 1) накопление и опорожнение резервуаров; 2) замер уровня нефти; 3) отбор проб нефти; 4) зачистку и ремонт резервуаров; 5) отстой нефти и удаление подтоварной воды; 6) поддержание давления в резервуаре в безопасных пределах.

На нефтяных резервуарах монтируется оборудование представленное на рис. 72.

Рис. 72. Схема расположения оборудования на стальном резервуаре:

1 – приемо-раздаточные патрубки; 2 – захлопка для принудительного закрытия; 3 – приемная труба; 4 - замерной люк; 5 – световой люк; 6 – люк-лаз; 7 – сифон; 8 – дыхательный клапан; 9 ‑ гидравлический предохранительный клапан

Диаметры приёмо-раздаточных патрубков определяются заданной производительностью перекачиваемой нефти и колеблются в пределах 150¸700 мм. Скорость движения жидкости в них, в пределах 0,5¸2,5 м/с в зависимости от вязкости нефти.

Захлопка 2 устанавливается для предотвращения утечек нефти из резервуаров при неисправности задвижек.

Подъёмная труба 3 монтируется внутри резервуара и предназначена для отбора нефти с требуемой высоты.

Замерный люк 4 служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Замерный люк устанавливается на патрубке, вваренном вертикально в крышу резервуара. Крышка замерного люка герметично закрывается посредством прокладки и нажимного, откидного болта. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом.

Колодка изготовляется из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.

Световой люк 5 - для проникновения света и проветривания перед зачисткой, ремонтом. Люк-лаз для проникновения людей, при ремонте, очистке, а также освещения и проветривания. Водоспускное приспособление сифонного типа предназначается для отбора пластовой воды.

Высота колена сифона h _c определяется расчетом в зависимости от выбранного соотношения высот столбов воды h _в и нефти h _н в резервуаре по формуле:

,

откуда .

Дыхательный клапан 8 автоматически сообщает газовое пространство резервуара с атмосферой в тот момент, когда в резервуаре создается предельно допустимое давление или вакуум в результате изменения температуры, а также при наполнении и опорожнении резервуара. Дыхательные клапаны рассчитаны на избыточное давление и вакуум в газовом пространстве резервуара Р _изб=20 мм вод. ст. При таком избыточном давлении масса кровли резервуара, изготовленной из листовой стали толщиной 2,5 мм, уравновешивается силой избыточного давления на неё. Масса 1 м² крыши составляет 20 кг и, следовательно, крыша не будет испытывать напряжения, если давление изнутри не будет превышать давления, создаваемого массой крыши (рис. 73).

При повышении давления изнутри резервуара клапан 2 поднимается и сбрасывает в атмосферу излишний газ, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан 1 и в резервуар поступает воздух.

Во избежание коррозии корпус клапана и седло изготовляют из алюминиевого сплава. Размер дыхательных клапанов выбирают в зависимости от их допустимой пропускной способности.

 

Рис. 73. Функциональная схема дыхательного клапана:

1 – клапан вакуума; 2 – клапан давления; 3 – фланец для установки клапана на огневом предохранителе

 

Дыхательный клапан является ответственным элементом оборудования резервуара, в связи, с чем исправному состоянию клапанов и правильной эксплуатации их должно уделяться особое внимание. В зимнее время дыхательные клапаны часто выходят из строя, так как при прохождении влажных паров нефти через клапан влага, конденсируясь на тарелках и седлах, приводит к их взаимному примерзанию. Этот недостаток устраняется путем изоляции смерзающихся поверхностей клапана фторопластом, имеющим большую механическую прочность при низких температурах и высокую химическую стойкость.

Гидравлический предохранительный клапан 9 предназначается для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара при отказе в работе дыхательного клапана, а также при недостаточном сечении дыхательного клапана для быстрого пропуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны рассчитаны на несколько большее давление и вакуум, чем дыхательный клапан: на избыточное давление 60 мм вод. ст. и разряжения 40 мм вод. ст. Его функциональная схема приведена на рис. 75.

Рис. 74. Функциональная схема гидравлического предохранительного клапана

 

Предохранительный клапан заливают незамерзающими, неиспаряющимися и маловязкими жидкостями - раствором глицерина, этиленгликолем и др. образующими гидравлический затвор, через который происходит барботаж из резервуара излишней смеси газа с воздухом или «вдох» в резервуар.

В случаях резкого повышения давления в резервуаре может произойти выброс жидкости из клапана в кольцевой канал, обратно из него жидкость стекает через отверстия в стенке кармана. Огневые предохранители устанавливаются на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами и предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный клапан.

Принцип действия огневых предохранителей заключается в том, что пламя, попадая в огневой предохранитель, проходит через систему клапанов малого сечения, в результате чего дробится на отдельные мелкие потоки; поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает отдача тепла стенкам каналов, и пламя затухает.

Основной деталью огневых предохранителей является спиральная ленточная кассета цилиндрической формы, изготовленная из цветных металлов и помещенная в корпус предохранителя.

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические (рис. 75) предназначены для хранения нефти, нефтепродуктов с понтоном и без понтона.

Рис. 75. Резервуар стальной вертикальныйИзготовитель: Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций.\Таблица 29

Резервуары стальные вертикальные

 

Номинал. объем, м^3	Геометр. характеристики, мм		Общая масса справочн., т
	Диаметр	Высота	Без понтона	С понтоном
Расчетная температура -40°С и выше
100 200 300 400 700 1000 2000 3000 5000 10000 20000 30000	4730 6630 7580 8530 10430 10430 15180 18980 20920 28500 39900 45600	5960 5950 7450 7450 8940 11920 11920 11920 14900 17880 17880 17880	8,2 10,8 13,8 15,4 22,9 26,7 48,0 75,4 103,1 216,6 407,0 534,2	10,3 13,4 16,4 19,5 27,2 32,3 53,6 82,9 118,3 233,8 440,0 581,0
Расчетная температура -40°С до -65°С
100 200 300 400 700 1000 2000 3000 5000 10000 20000	4730 3630 7580 8530 10430 10430 15180 18980 22790 34200 45600	5960 5960 7450 7450 8940 11920 11920 11920 11920 11920 11920	8,4 11,1 14,0 15,7 22,9 27,9 48,1 68,8 101,5 196,8 391,8

 

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Бухаленко Е.И. и др. Техника и технология промывки скважин.- М.: Недра, 1982.- 197 с.

2. Молчанов А.Г., Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы.- М.: Недра, 1976.- 328 с.

3. Справочник мастера по добыче нефти. Баку.- Азнефтеиздат, 1952.- 424 с.

4. Акулышин А.Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1889 г. 480 с.

5. Оборудование и инструменты для ремонта нефтяных скважин. Крец В.Г., Шмурыгин В.А. и др.- Томск: Изд. ТПУ, 1996. 72 с.

6. Ишмурзин А. А. Машины и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды.- Уфа: Изд. Уфимск. Нефт. ин-та, 1981.- 90 с.

7. Нефтепромысловое оборудование. Комплект Каталогов. Крец В.Г., Кольцов В.А., Лукьянов В.Г., Саруев Л.А. и др.- Томск: Изд. ТПУ, 1997.-822 С.

8. Крец В.Г. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых местрождений. Уч. пособ. Томск: Изд. ТПУ, 1992.- 112 с.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

 

Рис. 77. Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающего района:

1 – скважина; 2 – автоматизированная групповая замерная установка; 3 – блок подачи деэмульгатора; 4 – сепаратор I ступени; 5 – отстойник предварительного сброса воды; 6 – печь для нагрева эмульсии; 7 – каплеобразователь; 8 – отстойник глубокого обезвоживания и II ступени сепарации; 9 – смеситель для ввода пресной воды; 10 – электродегидратор для обессоливания; 11 ‑ сепаратор III (горячей) ступени сепарации; 12 – резервуар товарной нефти; 13; 16; 19 – насос; 14 – автомат по измерению количества и определению качества товарной нефти; 15 – резервуар некондиционной нефти; 17 – блок очистки воды; 18 – резервуар очищенной воды; 20 – блок дегазатора воды с насосом; 21 – узел замера расхода воды; 22 – блок приема и откачки уловленной нефти; 23 – емкость-шламонакопитель; 24 – блок приема и откачки стоков; 25 ‑ мультигидроциклон для отделения от стоячей (дождевой) воды механических примесей;

I - товарный нефтяной газ; II - товарная нефть; III - очищенная вода на КНС; IV – пресная вода; V ‑ промысловые ливневые стоки; VI - газ на свечу.

 

Узлы - установки: ГЗУ - замера продукции скважин;

                          УПГ - подготовки газа;

                          УПН - подготовки нефти;

                          УПВ - подготовки воды;

                          УПШ - подготовки шлама или механических примесей.

 

 

 

[ОП1]