Posts Tagged ‘клапан’

Формы динамограмм по характерным неисправностям

записал С АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ. ДЕПАРАФИНИЗАЦИЯИюнь 13th, 2010 кто admin – Комментарии отключены

Мраморная крошка щебень uralzsm.ru. .

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Характерные неисправности

Вероятная причина

Метод устранения

Вид динамограммы

 

Формы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямУтечка жидкости в нагне­тательной части

Гидравлический износ пары «седло-шарик», корпуса клапана, седла конуса или наконечника

Заменить изношенные состав­ные части новыми, насос пус­тить заново

 

Формы динамограмм по характерным неисправностям 

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Утечка жидкости в прием­ной части

то же

то же

 

Формы динамограмм по характерным неисправностямОдновременная утечка жидкости в нагнетатель­ной и приемной части

то же

тоже

 

Формы динамограмм по характерным неисправностям 

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Утечка жидкости из подъемных труб или зам­ковой опоры

Негерметичность резьб, тре­щина в теле труб, гидроабра­зивный износ конуса насоса или кольца опоры

Устранить течь в трубах, заме­нить изношенные детали; на­сос спустить заново

 

Формы динамограмм по характерным неисправностям
Формы динамограмм по характерным неисправностям

 

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Влияние газа на работу насоса, неполное запол­нение цилиндра

Выделение газа у приема на­
соса и попадание с жидкостью
в цилиндр            ‘

Применить газовый якорь, увеличить глубину подвески насоса

Приложение 11 (продолжение)

Формы динамограмм по характерным неисправностям 

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Высокая посадка плунже­ра насосов типа НВ1 и НВ2

Удар верхнего конца плунжера о цилиндр насоса и срыв ци­линдра с опоры

Опустить колонну насосных штанг на величину запаса хода насоса

 

Формы динамограмм по характерным неисправностям
Формы динамограмм по характерным неисправностям

 

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Заедание плунжера в ци­линдре насосов типа НН2

Попадание механических при­месей между плунжером и ци­линдром

Поднять насос, очистить и при­менить песочный якорь

 

Формы динамограмм по характерным неисправностям 

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Прихват плунжера в ци­линдре насосов типа НН2

то же

то же

 

Формы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямСнижение динамического уровня до всасывающего клапана или малый при-ток из пласта

Недостаточная глубина под­вески или производительность не соответствуют характерис­тике

Увеличить глубину подвески насоса и установить соответ­ствующий режим подачи

 

Формы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностям10

Обрыв, отворотили слом клетки плунжера, штока или штанг

Слабая затяжка резьбовых со­единений, большая нагрузка на колонну штанг

Устранить отворот или обрыв штанг, проверить состояние насоса, заменить поломанные детали, насос опустить заново

Формы динамограмм по характерным неисправностямПриложение 11 (окончание)

4

Формы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностям11 Влияние газа, утечки жидкости в нагнетатель­ной части

Гидроабразивный износ пары «седло-шарик» клапана, попа­дание газа в полость цилиндра

Заменить изношенные состав­
ные части, применить газовый
якорь                                      , -

Формы динамограмм по характерным неисправностямV.

Формы динамограмм по характерным неисправностям12 Влияние газа, утечки жидкости в приемной ча­сти

тоже

то же

 

Формы динамограмм по характерным неисправностямФормы динамограмм по характерным неисправностям13 Утечка жидкости через зазор пары «цилиндр-плунжер»

Увеличение зазора между ци­линдром и плунжером из-за чрезмерного износа

Поднять носос и списать

 

Формы динамограмм по характерным неисправностям14    Естественное фонтани-рование скважин

Большое забойное давление

 

Формы динамограмм по характерным неисправностям 

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Низкая посадка плунжера

Удар нижнего конца плунжера о цилиндр

Приподнять колонну штанг на величину запаса хода насоса

Подбор УСШН             

Ниже приводятся основные положения по подбору УСШН.

1. Исходя из характеристик продуктивного пласта задаемся значением требуемого за­
бойного давления РЗДБ или проектным отбором жидкости из скважины Ож. Если задается Qx,
то Рзде
рассчитываем по формуле:                                                                                               .

р     =р    -

г ЗАБ       г ПЛ

Ож[0-В)вн

Формы динамограмм по характерным неисправностямTIP

где:                                                                                                                                                                                  

РЗДБ
- забойное давление, МПа;                                                                     

Рпл – пластовое давление, МПа;                                                                                          

Ож – дебит скважины, м3/сут.;                                                                                               

В – обводненность продукции, доли;                                                                                  

вн – объемный коэффициент;                                                                                              

КПР
- коэффициент продуктивности, м3/сут, МПа.

2. Исходя из наличия конкретных типов СК, выбирается диаметр насоса               из соотношения:

где:                                                                                                                                                                                        :

Рпл – расчетная площадь сечения плунжера, см2;                                             

п – число качаний, мин"1;                                                                                        

SMAX- максимальная длина хода;                                                                               

Вн – коэффициент наполнения насоса;                                                                                                                   

(для Вачимского м/р – пласты АС7-Б, АС9-10 – и для Комарьинского м/р – пласт АС-9 -

принимается: Вн- 0,7 при обводненности до 50%;

.   Вн – 0,8 при обводненности более 50% и для остальных месторождений;
Вн – 0,8 при обводненности до 50%;                                                                                        

Вн
- 0,9 при обводненности более 50%). Используя таблицу 1, выбирается типоразмер насоса. Если Рпл
оказалось не равным

стандартному значению, то выбирают ближайший больший типоразмер.

                                                 Таблица 1

 

Условный диаметр насоса

28

32

38

43

56

68

Площадь сечения плунжера, см2

6,15

8,04

11,34

14,51

23,75

36,3

3. Рассчитывается глубина установки насоса.

Для расчета глубины установки насоса необходимо рассчитать допустимое давление на приеме насоса:

Рпн=Рл + 0.5 + 0.3Р|ИС-(1-В)1                                                                        

где:                                                                                                                                                              

Рпн – давление на приеме насоса, МПа;                                                                                

Рндс – давление насыщения, МПа;                                                                                         

Рп – линейное давление, МПа.                                                                                

где:

LH – глубина спуска насоса по вертикали, м;

 

Цжв ‘ глУбина скважины по вертикали, м;

Уж – удельный вес жидкости ниже приема насоса, кг/м3.                                                        … =

В зависимости от обводненности продукции удельный вес жидкости ниже приема насо­са принимается:

-   равным 930 кг/м3
при обводненности менее 40%;

-   равным 1000 кг/м3
при обводненности более 40%.

Глубина спуска насоса LH приводится к фактической по инклинограмме.

4.  Группа посадки цилиндра при глубинах спуска насоса до 1600 м выбирается исходя из
следующих условий:                                                                                                                         ;„

II группа посадки – для скважин:

-   вводимых из бурения, причем насос при этом рекомендуется применять невставного
типа;

-   имеющих обводненность 40-60%, когда образуются высоковязкие эмульсии;

-  всех месторождений при выносе мех. примесей более 1,3 г/л.                                             
I группа посадки – для скважин с обводненностью до 40% и более 60%.                  

5.  Колонна НКТ и насосных штанг подбирается в соответствии с приложением 16.

 

 

Приложение 13

Список

дополнительного подземного оборудования, используемого в ПРЦГНО

п/п

Наименование1

> 

Сокращ. обозначение

1

Автосцеп для труб 2"

А/СЦ2

2

Автосцеп для труб  21/2"

А/Сц 2Уг

3

Замковая опора манжетная ■.

З/О М

4

Замковая опора 28/32

3/O32

5

Замковая опора 38/44

З/О 44

6

Сбивной клапан ШГН

Сб/Кл

7

Опрессовочный клапан

Опр/Кл

8

Сбивной клапан УШВН

Сб/Кл ШВН

9

Опрессовочная головка

Опр/Гол

10

П а ке р-отсе кате л ь «ГАЙБЕРСОН»

Пак/Отс

11

Клапан-отсекатель для ШГН

Кл/Отс

12

Патрубок фильтр НКТ-73 мм

ПФ-73

13′

Песочный якорь НКТ-73 мм

ПЯ-73

14

Якорь газовый НКТ-73 мм

ЯГ-73

15

Якорь газовый НКТ-89 мм

ЯГ-89

 

п/п

Наименование

Сокращ. обозначение

16

Якорь газовый НКТ-114мм

ЯГ-114

17

Шламоуловитель

ШЛУ

18

Многофункциональный клапан ЭЦН          :;"   , ?

МФК

19

Перепускной клапан

Пер/Кл

20

Пакер механический для колонны d=139,7

Я 139,7

21

Пакер механический для колонны d=146

Я 146

22

Пакер механический для колонны d-168

Я 168

23

Противоотворотное устройство

ПОУ

24

Мембранный клапан

М/Кл

25

Магнитный активатор

МА

26

Центратор роликовый

ЦР

27

Центратор «УФА»

ЦУ

28

Центратор «Комгорт»

ЦК

29

Центратор «Тюмень»

ЦТ

30

Центратор «Ижевск"

ЦИ

31

Центратор «Griffin»

Gr

32

Центратор «Bornemann»

Вг

33

Центрирующий фонарь

Фон

Теоретическая подача УСШН при N=.

длина хода N=4

 

насос

0,90

1,20

1,40

1,50

1,60

1,80

2,00

2,10

2,50

3,00

3,50

4,00

НВ-29

3

5

5

6

6

7

8

8

10

11

13

15

НВ-32

4

6

6

7

7

8

9

10

12

14

16

19

НВ-38

6′

8

9

10

10

12

13

14

16

20

23

26

НВ-44

8

11

12

13

14

16

18

18

22

26

31

35

НН-57

13

18

21

22

24

26

29

31

37

44

51

59

 

 

 

 

 

N=5

 

 

 

 

 

 

 

насос

-0,90

1,20

1,40

1,50

1,60

1,80

2,00

2,10

2,50

3,00

3,50

4,00

НВ-29

4

6

7

7

8

9

10

10

12

14

17

19

НВ-32

5

7

8

9

9

10

12

12

14

17

20

23

НВ-38

■7

10

11

12

13

15

16

17

20

24

29

33

НВ-44

10

13

15

16

18

20

22

23

27

33

38

44

НН-57

17

22

26

28

29

33

37

39

46

55

64

73

N=6

насос

0,90

1,20

1,40

1,50

1,60

1,80

2,00

2,10

2,50

3,00

3,50

4,00

НВ-29

5

7

8

9

9

10

11

12

14

17

20

23

НВ-32

6

8

10

10

11

13

14

15

17

21

24

28

НВ-38

9

12

14

15

16

18

20

21

24

29

34

39

НВ-44

12

16

18

20

21

24

26

28

33

39

46

53

НН-57

20

26

31

33

35

40

44

46

55

66

77

88

 

 

 

 

 

N=7

 

 

 

 

 

 

 

насос

0,90

1,20

1,40

1.50

1,60

1,80

2,00

2,10

2,50

3,00

3,50

4,00

НВ-29

6

8

9

10

11

12

13

14

17

20

23

27

НВ-32

7

10

11

12

13

15

16

17

20

24

28

32

НВ-38

10

14

16

17

18

21

23

24

29

34

40

46

НВ-44

14

18

21

23

25

28

31

32

38

46

54

61

НН-57

23

31

36

39

41

46

51

54

64

77

90

103

 

 

 

 

 

N=8

 

 

 

 

 

 

 

насос               ‘

0,90

1,20

1,40

1,50

1,60

1,80

2,00

2,10

2,50

3,00

3,50

4,00

НВ-29

7

9

11

11

12

14

15

16

19

23

27

30

НВ-32

8

11

13

14

15

17

19

19

23

28

32

37

НВ-38

12

16

18

20

21

24

26

27

33

39

46

52

НВ-44

16

21

25

26

28

32

35

37

44

53

61

70

НН-57

26

35

41

44

47

53

59

62

73 *

88

103

118

                                                                                              Приложение 15

Насос скважинный штанговый исполнений НВ2Б и НН1С

 

m-JT

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Рис. 1. Насос скважинный штанговый исполнения НВ2Б:

\, – защитный клапан; 2 – упор; 3 – шток; 4 – контргайка; 5 -  клетка плунжера; 6 – цилиндр;

7 – плунжер; 8 – нагнетательный клапан; 9 – всасывающий клапан; 10 – упорный ниппель

Формы динамограмм по характерным неисправностям

Рис. 2. Насос скважинный штанговый исполнения НН1С:

1 – цилиндр; 2 – шток; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – наконечник;

7 – всасывающий клапан; 8 – седло конуса                                                

Приложение 16

Предельные глубины спуска одноразмерной колонны

труб отечественного производства в скважины,

оборудованные УСШН

 

I

-D трубы, мм

 

Толщина стенки трубы, мм

 

Предельные глубины спуска колонны труб по маркам стали

 

!

условн.

наружи.

внутр.

 

д

К

Е

Л

 

Гладкие трубы

 

73 73

73

-.   73

62

59

5,5 7

1300 1300

1700 1700

1900 1900

2200 2200

I

 

Трубы с высаженными наружу

концами

 

I

73 73

73 73

62 59

5,5

7

1950 1950

2600 2600

2850 2850

3200 3200

Предельные глубины спуска одноразмерной колонны

труб зарубежного производства по стандарту API

в скважины, оборудованные УСШН

 

D трубы, мм

Толщина стенки

трубы, мм

Предельные глубины спуска колонны труб по маркам стали

условн.

наружи.

внутр.

 

Н-40

J-55 (К-55)

С-75

N-80 (L-80)

Р-105

 

Гладкие трубы

 

 

73 73

73 73

62 57.4

5,5 7.8

1100

1500

2000 2300

2200 2450

2900 3220

Трубы с высаженными наружу концами

73 73

73 73

62 57,4

5,5 7,8

1500

2000

2800 2800

3000 3000

3900 4000

Одноступенчатая колонна штанг подбирается е исключительных случаях, когда нет в
наличии нужных типоразмеров.

Примечание: Компоновка насосных штанг из стали 20РМ (=90 МПа) подбирается в том случае, когда насосные штанги новые и имеются точные сведения о марке стали. В осталь­ных случаях, в т.ч. когда используются штанги б/у, компоновка насосных штанг подбирается из первой части таблицы (=70 МПа).

Приложение 17

Рекомендуемые конструкции колонны штанг

 

Колонна

Диаметр штанг, мм

Диаметр насоса, мм

28

32

38

44

57

2-х ступенчатая

22 19 •■   25 22

28 72

30 70

35 65 28 72

41 59 32 68

54 46 40 60

3-х ступенчатая

25 22 19

20 23 57

23 26

51

26 30

44

зг

35

34

 

Длина хода полированного штока, м

 

Тип СК

Порядковый номер отверстия от вала кривошипа

1

2

3

4

5

СК8 СКД8 ПФ8 ПШГН8 UP-9T СКС8 Lufkin

1,8 1,2 1,8 1,2 0,9 1,4 1,7

2,1

1,6 2,1

1.6 1,2 1,8 2,16

2,5 2 2.5 2 1,5

2,59

3 2.5 3 2.5 2 2,5 3,05

3.5 3 3.5 3 2.5 3

                                                                                                                                                     

Itunes x32 для windows - скачать itunes для windows xp xitunes.com. .

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

записал 7.2. СТАНКИ-КАЧАЛКИ. ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ, ВХОДЯЩИХ В ППР СТАН КА-КАЧАЛКИИюнь 8th, 2010 кто admin – Комментарии отключены

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

PW 252 ROD ROTATOR поворот за двойной ход полирован­ного штока на угол 9,7°

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

7СК8-3.5-4000

СКС8-3-4000

СКД8-3-4000

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

*,i: *c ■’

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

нагрузка на устьевом штоке до 8 т;

ход штока 3,5 м;

число качаний балансира 5-12 в мин.;

редуктор Ц2НШ-750Б;

крутящий момент 40 кН*м

-   нагрузка на устьевом штоке до 8 т;

-   ход штока 3 м;

-   число качаний балансира 5-12 в мин.;

-   редуктор Ц2НШ-750Б;

-   крутящий момент 40 кН*м

нагрузка на устьевом штоке до 8 т;

ход штока 3 м;

число качаний балансира 5-12 в мин.

редуктор Ц2НШ-750Б;

крутящий момент 40 кН-м

ПНШ80-3-40

ПШГН8-3-5500

 

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

-   ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬнагрузка на устьевом штоке до 8 т;

-   ход штока 3 м;

-   число качаний балансира 4,3-6 в мин.;

-   редуктор  РП-450;

-   крутящий момент 40 кН*м

-   нагрузка на устьевом штоке до 8 т;

-   ход штока 3 м;

-   число качаний балансира 2-8,5 в мин.;

-   редуктор  ПШГН-10;

-   крутящий момент 55 кН*м

LUFKINC-320D-173-120

ПФ 8-3-4000

 

 

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

 нагрузка на устьевом штоке до 11 т;

 ход штока 1,7-3,0 м;

 число качаний балансира 6,5 или 8,9 в мин.

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

-    фигурный балансир, нагрузка на устьевом штоке до 8 т;

-    ход штока 3,0 м;

-    число качаний балансира 5,2 в мин.;

-    редуктор Ц2НШ-750Б;

-    крутящий момент 40 кН*м

процесса. Однако имеется возможность полного контроля технологического процесса, кон­
троля параметров и сигнализации оперативным персоналом, ведущим обслуживание из
помещения операторной на мониторе персональной ЭВМ, куда поступают все параметры
со всех аппаратов.                                                                                                  ……..

Установка оснащена механическими контрольными клапанами, контролирующими уро­вень и расположенными на линии выхода нефти (CV2) и на линии выхода воды (CV1). Эти клапаны открываются и закрываются регуляторами уровня воды и нефти. При повышении уровня нефти поднимается поплавок (LC2) и механически открывает нефтяной контрольный клапан. При повышении уровня воды поднимается поплавок (LC1) и механически открывает контрольный клапан. Для пропускания больших объемов воды установка оснащена двумя регуляторами уровня воды и двумя клапанами. Давление в емкости поддерживается конт­рольным клапаном обратного давления (BPV1), установленным на газовой выкидной линии Для того, чтобы в систему подачи топливного газа не попала никакая жидкость, топлив­ный газ сначала проходит через скруббер топливного газа (SCRUB 1). Скруббер оснащен датчиком верхнего уровня конденсата (LSH2), который отсекает подачу топливного газа если скруббер наполнился жидкостью. Скруббер также оснащен ручным дренажным клапа­ном (HV6), позволяющим оператору периодически сливать собравшуюся жидкость.

Из скруббера топливного газа топливный газ главной горелки проходит через регулятор топливного газа (PR2), который снижает давление е системе до 2,5 кг/см2. Подача топлив­ного газа в главные горелки в топке осуществляется через два параллельных отсекающих клапана (XSV2), контрольные клапаны (ТС1) и ручной отсекающий клапан (HV3).

Контрольные клапаны (ТС 1) управляются регуляторами температуры (ТС1), чувствитель­ный элемент которых установлен около жаровых труб в установке. Контрольные клапаны (ТС1) открываются и закрываются в зависимости от повышения или понижения температу­ры е этой секции, и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки Топ­ливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор газа (PR1), который снижает давление до 1,1 кг/см2. Затем топливный газ на каждый «пилот» проходит через отсекаю­щий клапан (XSV1) и ручной отсекающий клапан (HV1), которые осуществляют контроль за подачей газа в газовые горелки. Каждая горелка оснащена одним «пилотом».

Контроль за пилотными горелками в обеих жаровых трубах осуществляется ультрафио­летовыми детекторами на контрольной панели горелки (BURNER). При неисправности го­релки соленоидные клапаны {XSV1 и XSV2) закрываются. Для последующей продувки и зажигания необходимо сбросить аварийный сигнал на контрольной панели горелки.

Вспомогательные средства автоматики включают следующие приборы :

1. Смотровые стекла (LG1 и LG2) для наблюдения за уровнем нефти в установке и оп­
ределения уровня раздела фаз между нефтью и водой;

2.       Рабочие манометры ( PI 1 и Р| 2);

3.       Датчики высокого и низкого уровня (LSH1 и LSL);

4.       Термометры (ТИ);

5.       Температурные датчики на входе в установку и в установке (ТТ1 и ТТ2)-

6.       Датчик давления (РТ);

7.       Датчик расхода газа (FT);

8.       Нефтяной и водяной турбинные счетчики (FM1 и FM2);

9.       Компьютер для оперативного контроля за технологическим процессом.

В средства безопасности входят следующие приборы : 1- Предохранительные клапаны (PSV1 и PSV2);

2.      Датчики высокой температуры в установке (TSHI);

3.      Датчики высокой температуры дымовых газов (TSH2);

4.      Датчики высокого и низкого давления топливного газа (PSH1 и PSL);

5.      Датчик высокого уровня конденсата в скруббере (LSH2)-

6.      Система зажигания с аварийным отключением и контролем пламени горелки

На контрольной панели горелки находится следующее:

1. Переключатель ON/OFF {ВКЛ/ВЫЮ1), который отсекает входящее на панель напряжение;

2.        Кнопка RESET (СБРОС);

3.        Кнопка BURNER START (ЗАПУСК ГОРЕЛКИ);          ;

4.        Кнопка для проверки состояния обеих горелок;

5.        Кнопка для отключения из-за неисправностей горелок.

Жаровые трубы оснащены огнепреградителями, в которых находятся главные и пилот-: ные горелки. На вытяжных трубах установлены молниеотвод и защитный колпак от дождя. Регулятор обратного давления (BPV1) и мерная диафрагма (FE), необходимые для правиль­ной работы установки, смонтированы на газовой выкидной линии.

В блоке управления в конце установки находятся светильники, обогреватели, вытяж­ной вентилятор, датчик загазованности и термодетектор на случай пожара. Датчик темпе­ратуры воздуха в блоке управления замеряет температуру в блоке. Управление обогрева­телями осуществляется компьютером, который поддерживает температуру в диапазоне от О до 1,7 ‘С (32 -35 F). Вытяжной вентилятор управляется датчиком загазованности и ком­пьютером. Он запускается при концентрации горючих смесей в воздухе 20% и выше от нижнего порога взрываемости.

Контроль параметров, управление и сигнализация с обьектов очистных сооружений поступает также в операторную на щит автоматики.

Система UMC по обработке данных

Данная система состоит из следующего; модели WW-RUSS, совместимой с программи­руемым логическим контроллером (ПЛК), периферийного оборудования и программного обеспечения. Специально написанная программа графически отображает на дисплее уста­новки предварительного сброса воды с русским и английским текстом с функциями и сиг­нализацией:

1. Мгновенный расход газа в м^/час.

2.        Мгновенный расход нефти в м3/час.

3.        Мгновенный расход воды в м3/час.

4.   Суммарный расход нефти, воды и газа в м3/сутки с автоматическим сбросом.

5.        Суммарный расход нефти, воды и газа в мумесяц с автоматическим сбросом.

6.        Давление в емкости в метрических единицах кг/см2.

7.        Сигнализацию и аварийное отключение.

8.        Температуру поступающей продукции в ‘С,

9.        Процент воды в нефти.

10.  Постоянные показания уровня раздела фаз в емкости.

Программа ПЛК также осуществляет контроль за системой вентиляции и обогрева блока управления.

8.1. УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ «HEATER-TREATER»

записал 7.2. СТАНКИ-КАЧАЛКИ. ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ, ВХОДЯЩИХ В ППР СТАН КА-КАЧАЛКИИюнь 8th, 2010 кто admin – Комментарии отключены

Водонефтяная эмульсия, поступающая с кустов скважин, трудно поддается разделению на фазы за счет только лишь гравитационной силы. Для решения этой проблемы нагревают жидкость и создают дополнительные условия, для сепарации используя установку «Хитер-Тритер». Каждый комплект оборудования состоит из горизонтальной емкости, блока управле­ния и компьютерной мониторинговой системы. Емкость рассчитана на производительность 5000 тонн в сутки. Разделение продукции достигается за счет прохода жидкости по жаровым трубам, далее через блок пластин, на которых нефть и вода образуют крупные капли. После сварочных работ стальная емкость прошла испытание теплом и давлением с полуторакрат-ным запасом от проектного (7 кг/см2). Установка рассчитана для работы при температуре окружающей среды от -43*С до 149*С. С торца емкости находится блок управления с обвяз­кой и приборами для контроля, измерения и управления потоками жидкости в емкости.

Корпус:

 

Размер

 

Длина

6096 мм

Ширина

3175 мм

Высота

3607 мм

Материал

4,8 мм SA-36

Изоляция

Пеностеклянный блок с алюминиевой обшивкой 63,5 мм

Обогреватели

2

Вентиляция

2 впускных и 1 вытяжное отверстие

Описание процесса

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трехфазных аппаратах XT производства фирмы «СИВАЛС» (США).

Жидкость и попутный газ поступают в установку через входной штуцер, расположенный наверху емкости. Далее во входном отсеке происходит отделение газа от жидкости. Выде­лившийся газ поднимается и через экстрактор влаги поступает в выпускной газовый патру­бок. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и соединяется с жидкой фазой внизу емкости. Далее газ проходит через клапан-регулятор, контролирующий рабочее дав­ление и уровень нефти в установке.

Жидкость попадает на входной зонт – распределитель потока аппарата, по которому сте­кает с выделением свободной воды, и собирается в нижней части под жаровыми трубами.

Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, который поступает с узла подготовки 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 ее быстрое разрушение. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата. А объединяющиеся капли нефти поднимаются выше и через специальные перегородки попадают на коалесцирующие фильтры (коалесоры).

Фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, рас­положенных друг над другом. В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к вер­хнему слою коалесора, образуя нефтяную пленку. 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 сборный карман, откуда через патрубок выводится из аппарата.

Вода, выделившаяся из эмульсии в жаровой секции и в коалесоре, оседает на дно ем­
кости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и
выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.                          

Система подачи топливного газа                                               

Установка оснащена механическими контрольными клапанами для слежения за уров­нем. Клапана расположены на линиях выхода нефти и воды, срабатывая при повышении уровня. Давление в емкости поддерживается контрольным клапаном обратного давления, установленным на газовой выкидной линии.

Для того, чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер. Скруббер оснащен датчиком, работаю­щим на закрытие подачи газа при достижении максимального уровня жидкости. Излишки жидкости через ручной дренажный клапан периодически сливаются оператором.

Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор, который снижает давление в системе до 0,25 МПа. Подача топливного газа в главные горелки в топке осуществляется сначала через клапаны, регулирующие температуру, далее через два параллельных отсекающих клапана и ручной отсекающий кран.

Чувствительный элемент клапана-регулятора установлен около жаровых труб. Клапан-регулятор открывается или закрывается в зависимости от увеличения или понижения тем­пературы в этой секции, чем и контролируется подача топливного газа в горелки топки. Каждая топка оснащена двумя горелками. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор давления газа, который снижает давление до 0,11 МПа. Затем топливный газ на каждый «пилот» проходит через отсекающий клапан и ручной отсекающий кран.

Каждая топка оснащена одним «пилотом».