5.6. 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
|
1050
|
1050
|
1050
|
Вязкость дозируемой среды, МПас
|
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
|
5060
|
2060
|
2060
|
Температура окружающей среды, С
|
-40+50
|
-40+50
|
-40+50
|
Запас химического реагента, сут
|
15
|
30
|
210
|
Габаритные размеры, мм
|
33602300
2725300
|
377022503090
|
37702400
26804500
|
Масса, кг
|
3000
|
3090
|
4500
|
5.7. 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 10020000 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; - плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение силы тяжести, м/с2; D - диаметр резервуара; 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 150700 мм. Скорость движения жидкости в них, в пределах 0,52,5 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 hc определяется расчетом в зависимости от выбранного соотношения высот столбов воды hв и нефти hн 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 Ризб=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, м3
|
Геометр. характеристики, мм
|
Общая масса справочн., т
|
Диаметр
|
Высота
|
Без понтона
|
С понтоном
|
Расчетная температура -40С 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 -40С до -65С
|
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 ступени; 5 – отстойник предварительного сброса воды; 6 – печь для нагрева эмульсии; 7 – каплеобразователь; 8 – отстойник глубокого обезвоживания и ступени сепарации; 9 – смеситель для ввода пресной воды; 10 – электродегидратор для обессоливания; 11 сепаратор (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;
- товарный нефтяной газ; - товарная нефть; - очищенная вода на КНС; V – пресная вода; V промысловые ливневые стоки; V - газ на свечу.
Узлы - установки: ГЗУ - замера продукции скважин;
УПГ - подготовки газа;
УПН - подготовки нефти;
УПВ - подготовки воды;
УПШ - подготовки шлама или механических примесей. |
