Проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти

= 64/Re (1.14)

При турбулентном режиме течения жидкости, когда Re 2320, для определения имеется ряд полуэмпирических формул.

При движении жидкости по трубам непосредственно у стенки труб образуется вязкий подслой, который может перекрывать или не перекрывать шероховатость этой трубы. Если микронеровности стенки не выступают за вязкий подслой, стенку считают гидравлически гладкой, если выступают - гидравлически шероховатой. Толщина вязкого подслоя зависит от скорости течения жидкости. Чем больше эта скорость, тем она меньше.

Существуют зоны гладкого, смешанного и шероховатого трения. Границы зон определяют величиной выступов шероховатости. В расчетах трубопроводов принимают «эквивалентную» шероховатость Кэ. Эквивалентная шероховатость определяется опытным путем. Для стальных цельнотянутых труб величина Кэ колеблется в пределах 0,1-0,2 мм.

Зона гладкого трения лежит в диапазоне чисел Рейнольдса от Re = 3000-4000 до Re = 15D/ Кэ, где D - внутренний диаметр трубопровода. В этой зоне справедлива формула Блазиуса

= 0,3164/Re0,25 (1.15)

Зона смешанного трения лежит в диапазоне 15D/Кэ<Re<560D/Кэ. В этой зоне для расчета гидравлического сопротивления используется формула Альтшуля

= 0,11(68/Re+2Кэ/D),25 (1.16)

Зона шероховатого трения (в диапазоне 560D/Кэ<Re и 2Кэ/D,<0,007) обычно называют автомодельной или квадратичной. В этой зоне величина 68/Re становится пренебрежимо малой по сравнению с 2Кэ/D,, и формула называется формулой Шифирсона и принимает вид

= 0,11(2Кэ/D),25 (1.17)

В нефтепроводах наблюдается в основном турбулентный режим с зоной гидравлически гладких труб, а в газопроводах могут встречаться все вышеперечисленные режимы течения.

Расчеты трубопровода выполняются для наиболее сложных условий их работы - при максимальной нагрузке по жидкости и ее максимальной вязкости.

Приведенные формулы позволяют определить перепад давления на длине трубопровода и рассчитать начальное давление перекачки.

Гидравлический расчет простого напорного трубопровода, транспортирующего жидкость в однофазном состоянии, сводится к определению одного из следующих параметров:

пропускной способности трубопровода Q;

необходимого начального давления p;

диаметра трубопровода D.

Для определения пропускной способности трубопровода или его диаметра задаются режимы течения жидкости, а затем определяют Q или D, после чего обязательно проверяют правильность выбора режима по числу Рейнольдса.

По величине напора (или давления) можно определить мощность перекачивающего насоса

N=wHg/1000 (1.18)

Где:

- общий коэффициент полезного действия насосной установки;

1000 - переводной коэффициент Вт в кВт.

Расчет

Исходные данные:

По рельефному трубопроводу длиной L = 100 км транспортируется нефть с расходом Qн = 270 т/час. Плотность перекачиваемой нефти составляет н = 885 кг/м3 при кинематической вязкости v = 1,21*10-4 м2/с.

Геодезические отметки начального и конечного участков нефтепровода составляют соответственно zн = 120 м и zк= 122м.

Определить: диаметр нефтепровода, давление нагнетания насоса и его мощность.

Решение: Перед расчетами необходимо произвести выбор движения нефти по трубам согласно таблице 12.1. При вязкости v=1,21*10-4 м2/с рекомендуемая скорость при всасывании w = 1,1м/с, при нагнетании w = 1,2 м/с.

Таблица 3.

Выбор скорости движения жидкости по трубопроводу

Кинематическая вязкость нефти, vн, м2/с*10-4	Рекомендуемая скорость, м/с
	При всасывании	При нагнетании
0,010-0,015	1,6	2,5
0,016-0,277	1,3	2,0
0,278-0,725	1,2	1,5
0,726-1,460	1,1	1,2
1,461-4,380	1,0	1,1
4,381-8,770	0,8	0,8

С учетом выбранной скорости нагнетания w = 1,2м/с определим диаметр трубопровода из формулы

w = Qн/F = 4* Qн/3600D2

Отсюда

D = v(4*270)/(3600*3.14*1,2) = 0,282 м.

На основании расчетного диаметра выбираем по ГОСТу ближайшую по размерам трубу с внешним диаметром

Dн = 325мм и толщиной стенок = 10мм.

Внутренний диаметр труб будет

Dвн = Dн - 2 = 325 - 2*10 = 305мм,

тогда фактическая скорость движения жидкости в трубопроводе с учетом выбранного диаметра

w = 4Qн/3600D2 = 4*270/3600*3,14*0,3052= 1,03м/с.

Режим движения жидкости по трубам определим по критерию Рейнольдса по формуле

Re = wDвн/v = 1,03*0,305/1,21*10-4 = 2588

Так как число Рейнольдса больше 2320, режим движения в трубопроводе турбулентный и определение коэффициента гидравлического сопротивления следует проводить по формуле Блазиуса

= 0,3164/Re0,25 = 0,3164/25880,25= 0,044

Потери напора на трение составят по формуле

Hmp = 0,044*(100000*1,032/0,305*2*9,81)= 781,9м.

С учетом разницы геодезических отметок начала и конца трассы трубопровода суммарные потери напора жидкости составят по формуле

Н = 781,9 +(122-120) = 779,9 м.

Давление насоса по формуле

Рн = gH = 885*9,81*779,9 = 6,79 МПа.

Для определения мощности насоса по формуле необходимо произвести перерасчет массового часового расхода в объемный

V = 270*1000/885*3600 = 0,085м3/с.

N = 1,03*781,9*885*9,81/1000*0,5 = 13983кВт.

По величине вычисленной мощности насоса, равной N = 13983 кВт производят подбор насоса типа ЦНС, БНДС и тд.

3. КОНСТРУКТИВНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Научно-технологические предпосылки промысловой подготовки высоковязких нефтей

Добыча нефти в Республике Казахстан в 2011 году составила 145,3 миллионов тонн. Из года в год растут объемы добычи углеводородного сырья. Вводятся в эксплуатацию нефтяные промыслы с высоковязкой и неньютоновской нефтью. К числу таких относится месторождение Ата Мура расположеной на территории Атырауской области Республики Казахстан, в 150 км от областного центра г. Атырау.

Доразведка месторождения, создание фонда эксплуатационных скважин и работы по обустройству начаты в 1999 году.

Пробная эксплуатация нефтяных скважин показала, что нефти юрского и мелового горизонтов месторождения являются аномально высоковязкими, с содержанием смол и асфальтенов до 20%.

Опыта промысловой подготовки нефтей с характеристиками по вязкости 560 мПас (спз) при 20°С и плотностью 0,912 г/см на месторождениях в Казахстане не было.

Реализация сырой неподготовленной нефти на Атырауский нефтеперерабатывающий завод по низким ценам не обеспечивала рентабельность производства.

Повышение показателей качества подготавливаемой нефти до товарной кондиции, рациональное использование сырьевых и топливно-энергетических ресурсов связано с применением прогрессивных технологических процессов, аппаратуры и оборудования с высокой функциональной эффективностью.

Поэтому комплексные исследования физико-механических свойств эмульсий, нефтей и пластовых вод, разработка и научно обоснованный выбор технологического оборудования с целью создания функциональной блок-схемы установки подготовки нефти месторождения Ата Мура приобрели особую актуальность.

Эксплуатационные параметры аппаратуры и оборудования для промысловой подготовки высоковязких нефтей зависят от реологических и эмульсионных характеристик, физико-химических свойств продукции скважин. Поэтому исследования этих свойств становятся первоочередными задачами.

На основании анализа накопленного производственного опыта и имеющихся результатов научно-исследовательских работ сформулированы следующие основные требования к системам промысловой подготовки аномально высоковязких нефтей.

На любой стадии разработки нефтяных месторождений эффективны совмещенные установки подготовки нефти и воды универсального типа.

Основными требованиями к системам промысловой подготовки аномально высоковязких нефтей являются: гибкость, т.е. возможность использования ряда технологических вариантов при минимальном наборе оборудования и аппаратуры; создание комплексных технологических схем эксплуатации скважин, сбора, подготовки и внешнего транспорта нефти.

Выполнены исследования исходного компонентного состава, физико-химических и сепарационных свойств нефтей, необходимых для научно обоснованного выбора технологического оборудования и аппаратуры и назначения их эксплуатационных параметров.

Исследовали три пробы нефтей и одну пробу пластовой воды по следующим параметрам: плотность, обводненность, агрегативная устойчивость, вязкость, поверхностная активность, содержание хлористых солей, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и парафина; пластовая вода анализировалась на минерализацию, ионный состав, плотность.

Из результатов исследований видно, что нефти данного месторождения относятся к категории тяжелых с плотностью при температуре 18°С от 0,912 до 0,918 г/см3. В пределах обводненности от нуля до 6,40% обладают высокой вязкостью 565-588 мПас при температуре 20°С. Содержание солей - 162000,0 мг/л; мехпримесей 0,001-0,002%; смол и асфальтенов до 20%; парафинов 1,40-1,60%.

По изысканию наиболее эффективных деэмульгаторов для процессов предварительного сброса воды, обезвоживания и обессоливания была приготовлена исходная сборная нефть, смешанная в равных долях из трех представленных проб нефтей, из которых готовили искусственную эмульсию с различной обводненностью.

Смесь нефтей анализировали на качественном составе стабилизаторов. Состав данного осадка после центрифугирования содержит нефти 89,70%, осадка 2,3%, воды 7,47%. В водной вытяжке были обнаружены в основном ионы Cl-, а также ионы Fe++ и SO4-.

Таким образом, стабилизаторами сборной эмульсии, кроме смол и парафинов, являются неорганические соединения, а именно, NaCl в виде кристаллов, сульфаты и соединения железа. Агрегативная устойчивость (АУ) изучалась на смеси искусственно приготовленных эмульсий нефтей с обводненностью 10, 40 и 60%. За агрегативную устойчивость исследуемой эмульсии принимается разница в процентах к исходной нефти между всей выделившейся водой при втором центрифугировании и процент воды, выделившейся при первом центрифугировании. В результате анализа были получены следующие значения аг-регативной устойчивости для 10% эмульсии - 68%; 40% эмульсии - 85%, а для 60% эмульсии - 89%.

Исследовались физико-химические характеристики пластовой воды, которая использовалась для приготовления вышеприведенных эмульсий. Пластовая вода имеет плотность 1,132 г/см3, она высокоминерализована, хлористо-кальциевого типа, содержит ионы двух- и трехвалентного железа. Общая минерализация пластовой воды составляет 262 г/л.

Содержание в воде двух- и трехвалентных ионов Fe может привести в случае смешения сероводородом, содержащимся в нефти, к образованию сульфидов железа, которые, как и обнаруженные в нефтяной фазе кристаллы NaCl, играют роль сильных стабилизаторов эмульсии.

Получены данные по вязкости нефти при температуре до 80°С.

Установлено, что кроме аномальных значений по плотности и вязкости физико-химические свойства характеризуются высоким содержанием смол и асфальтенов (около 20%), а также неорганических соединений в виде хлористых солей, сульфатов и соединений железа, а также мехпримесей, являющихся природными стабилизаторами водонефтяных эмульсий.

Высокая минерализация пластовой воды предопределяет трудности в осуществлении процесса обессоливания нефти, связанные с тем, что эмульсия при обессоливании должна подвергаться глубокому обезвоживанию в несколько стадий - до и после промывки пресной водой.

3.2 Выбор аппаратуры и оборудования разделения скважинной продукции

Выбор аппаратуры и оборудования проводился при разработке технологической схемы подготовки нефти на начальных этапах освоения месторождения Ата Мура. Приведены ее недостатки, обоснована необходимость разработки новой технологической схемы и ее аппаратурного оформления.

Нефти месторождения Ата Мура кроме их аномальных значений по плотности и вязкости имеют большой сульфатный фон, повышенную концентрацию неорганических соединений, возрастающую обводненность скважин.

При концентрациях воды в нефти более 50% возникают сложные множественные эмульсии с прочной бронирующей оболочкой, распределенные в объеме свободной неэмульгированной воды.

Все эти и другие факторы существенно осложняют промысловую подготовку нефти, предполагают:

- многообразие методов воздействия на эмульсии;

- разработку и применение эффективных технологических схем, оснащение их аппаратурой и оборудованием с учетом специфики сепарационных свойств аномально высоковязких нефтей.

При выборе аппаратуры и оборудования для оснащения технологической схемы подготовки нефти придерживались принципа, сформулированного в первой главе - создание совмещенной схемы с многообразием технологических процессов.

В диссертации приведено подробное описание оборудования и аппаратуры в технологиях сбора и транспортировки нефтепродукции скважин, установки подготовки нефти и газа.

Изначально существующее состояние установки подготовки нефти было ориентировано на использование западного оборудования.

Продукция нефтяных скважин (нефть, пластовая вода с остаточным попутным газом) после сепарации при давлении 0,4-0,5 МПа основного количества газа

на АГЗУ, под давлением дожимных винтовых насосов от АГЗУ проходит через теплообменники трех групповых установок, где происходит ее нагрев до 45-50°С, и по внутрипромысловому коллектору диаметром 219 мм откачивается на сборный пункт УПН для подготовки до параметров, соответствующих требованиям, предъявляемым покупателями нефти - местными нефтеперерабатывающим заводами с целью ее компудирования (смешения подготовленной нефти м/р Сазанку-рак с содержанием солей до 500 мг/л с товарной нефтью, имеющейся на НПЗ).

На УПН нефтегазоводяная смесь поступает с температурой 20-25°С и давлении 0,4-0,5 МПа. При существующей производительности около 900 м3/сут. поток эмульсии на входе УПН подогревается, за счет утилизации тепла горячей нефти выходящей из УПН, в теплообменных аппаратах М-15 (ГЖС - подготовленная нефть с содержанием солей 200-500 мг/л) до 40° и далее в теплообменниках (ГЖС -пар) М-10 пластинчатого типа до 95-100°С, затем поступает в трехфазный сепаратор фирмы «Bukom Laval» объемом 12 м и далее на центрифугу LEO (фирмы «Alfa Laval»).

В трехфазном сепараторе (ССВ) поступившая среда разделяется на три фазы: нефть, вода, газ. Межфазовый уровень поддерживается автоматически датчиком уровня, который фиксирует границу раздела фаз и регулирующего клапана на линии выхода воды из трехфазного сепаратора. Имеется датчик для замера уровня границы раздела фаз «нефть-газ». Нефть автоматически отводится из сепаратора через регулирующий клапан на трубопроводе выхода нефти, который связан с датчиком уровня нефти на границе раздела фаз с газом. Давление в трехфазном сепараторе фирмы «Bukom Laval» поддерживается в пределах 2-4 атмосфер, и выделившийся газ проходит далее через вертикальный сепаратор для отбивки капельной жидкости, после чего отводится на факел высокого давления.

Процесс глубокой сепарации не происходит, так как трехфазный сепаратор работает под давлением и для его снижения необходимо установить дополнительно газосепаратор с факелом низкого давления на 0,5 атм. Пластовая вода из трехфазного сепаратора направляется в резервуар пластовой воды РВС-300, для отстоя и закачки в нагнетательные скважины.

Из-за несоответствия параметров пластовой воды требованиям ГОСТа при ее закачке происходили загрязнение призабойной зоны нагнетальных скважин и рост устьевых давлений с 60 атм до 100 атм, что приводило к частым остановкам насосов ППД и переполнению резервуара пластовой воды.

Перед центрифугой эмульсия проходит через смеситель (Mixer), где в нее впрыскивается пресная вода, расход которой регулируется и составляет значительный процент от объема водонефтяной эмульсии. Остаточная обводненность после трехфазного сепаратора составляет от 3 до 12%.

Высокое водосодержание эмульсии после трехфазного сепаратора (ССБ) предопределено его малым объемом и, соответственно, недостаточным временем динамического отстоя (порядка 10-12 минут).

Из центрифуги выходит нефть с остаточным содержанием воды 0,5% и со-лесодержанием - более 200-500 мг/л, превышающим в среднем требуемый норматив 100 мг/л. При повышенных нагрузках обводненность нефти после трехфазного сепаратора может стабильно повышаться с 3% до 10-12%, что увеличивает содержание хлористых солей в нефти после центрифуги на один порядок. Далее нефть с температурой 90-95°С через промежуточный теплообменник М-15, где происходит ее охлаждение до 40°С за счет передачи тепла входящей на УПН эмульсии, поступает в товарные резервуары РВС-2000, для дополнительного отстоя в течение суток и отгрузки железнодорожным транспортом.

Вода после трехфазного сепаратора и центрифуги сбрасывается в РВС-300 объемом 300 м3 и в 4 буллита каждый объемом 50 м3 для отстоя и последующей утилизации в нагнетательные скважины.

В целом существующая технология и набор технологического оборудования не обеспечивают стабильной работы УПН. Центрифуга LEO с проектной производительностью 70-100 м3/час фактически обеспечивает, при существующей нагрузке по жидкости 900 м /сут, выход подготовленной к реализации нефти в объеме 550-600 м3/сут, с содержанием солей 200-500 мг/л.

Нестабильная работа центрифуги вызвана неудовлетворительной работой трехфазного сепаратора и отсутствием резервного агрегата (2-й центрифуги), что исключает своевременный профилактический осмотр и обслуживание центрифуги и приводит к частым ее ремонтам, увеличению эксплуатационных затрат.

Проведенные расчеты по применению центрифуг на стадии обессоливания без добавления пресной воды также не гарантируют требуемого качества нефти.

Емкостная отстойная аппаратура для подобного типа нефтей более предпочтительна, так как в отличие от сложных механических агрегатов она не требует ремонта и оснащается простыми приборами для управления и контроля и поставляется традиционными российскими изготовителями.

3.3 Модернизации узла емкостного отстойника нефти

Модернизации узла емкостного отстойника нефти проводилась на основании теоретических расчетов по моделированию процессов гидравлического отстоя, использованию энергии свободной (затопленной) струи и описанию коагуляции дисперсных систем.

Переход к отстойникам емкостного типа предопределил необходимость в упрощении внутренних устройств без ухудшения показателей функционального назначения аппаратов.

Моделирование условий седиментации (осаждения или всплытия) частиц из потока возможно провести, если воспользоваться принципом равенства градиентов горизонтальной скорости по сечению потока (частная производная горизонтальной скорости по вертикальной) в натурном (VH) и модельном (VM) объектах:

(gradV )н =(gradV )м. (3.1)

Из рис.3. 1 видно, что процесс седиментации в идеализированном потоке полностью определяется условиями перехода из одного слоя в другой.

Тогда из условия (1), применяя обычную оценку, получаем для среднего значения такого градиента

(3.2)

где D - диаметр отстойной части.

Принимая соотношение между вязкостью модельной и натурной жидкости VM = VH * AT1,5, после преобразований получаем:

(3.3)

Последние соотношения (для диаметра D и расхода Q) позволяют значительно уменьшить затраты на построение моделей и проведение оптимизационных экспериментов.

Изложенные представления применимы при условии соблюдения ламинарности потока в аппаратах, отсутствия или незначительности влияния устройств ввода и вывода на ламинарность потоков в отстойной части аппаратов.

высоковязкий нефть оборудование

Рис. 3.1. Профиль скоростей потока в отстойнике:

1 - газ; 2 - вода; 3 - нефть

На основе анализа формул для определения производительности горизонтальных аппаратов цилиндрической формы установлено, что для улучшения работы отстойников необходимо:

- осуществлять предварительное укрупнение капель эмульсии до их введения в зону отстоя или расслоение эмульсии;

- обеспечивать торцевой равномерный ввод жидкости по сечению аппарата, а также равномерный отбор жидкости;

- поддерживать низкий уровень водяной подушки или практически исключать ее;

- исключать из отстойной зоны аппарата сепарацию промывки эмульсии через слой дренажной воды.

С учетом этих требований выполнены конструктивные изменения внутренних устройств горизонтального отстойника нефти ОН - основного в технологической схеме подготовки нефти.

Обычно на практике используются серийные отстойники типа ОГ, ОБН, т. е. отстойники с горизонтальным движением потока и распределителями внутри отстойника в виде перфорированных труб. Внутренняя начинка их сложная, громоздкая, в процессе эксплуатации вследствие коррозии, зарастания кристаллами солей, засорения механическими примесями быстро приходят в негодность, нарушаются гидродинамические характеристики аппаратов.

Для Ата Мураской нефти с высокой минерализацией пластовой воды применение этих отстойников без модернизации внутренней начинки становится невозможным.

Сущность модернизации заключалась в изменении конструктивного исполнения входных и выходных устройств и упрощении внутренней начинки аппарата.

Ранее существующие внутренние распределительные устройства удалены без ухудшения показателей назначения и надежности отстойника. Оставлена внутри усовершенствованная система размыва осадка мехпримесей.

Особую новизну представляет то, что отстойник снабжен входными и выходными распределительными коллекторами оригинальной конструкции, обеспечивающие эффективное использование объема аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей и по сечению и длине отстойника.

Входной коллектор отстойника выполнен в виде отражателя, имеющего форму сферического сегмента, установленного напротив входного патрубка отстойника. Входной патрубок размещен на торце по горизонтальной оси отстойника (рис. 3.2).

1 - входной патрубок; 2 - отражатель; 3 - устройство для размыва остатков мехпримесей , полезный объем V = 2000 м3, рабочее давление Рраб = 1,0 МПа:

П - вход продукта; Н - выход нефти; В - выход воды

Рис. 3.2 Модернизированный отстойник нефти диаметром 3400 мм

Такая конструкция входного коллектора позволяет распределить входящий в отстойник поток жидкости по поперечному сечению отстойника. При этом уже за отражателем резко падает скорость потока за счет распределения потока жидкости по всему сечению отстойника, сводятся к минимуму возмущения отстоявшейся эмульсии в отстойнике. Размерные параметры входного отражателя рассчитаны по теории использования энергии свободной затопленной струи.

В результате исследований получена зависимость изменения безразмерной осевой скорости в виде

(3.4)

где Иж - скорость в центре данного сечения струи, м/с;

Ио - скорость в начальном сечении струи, м/с;

S - расстояние от отражателя до начального сечения струи, м;

R0 - радиус начального сечения, м; а - экспериментальная константа, зависящая от структуры потока в начальном сечении.

Используя эту зависимость, определены параметры отражателя на входном патрубке отстойника. Из литературного источника известно, что а =0,08. Для нашего случая R0 = 0,1 м считаем, что отражатель необходимо устанавливать до расширения струи, т. е. при Иж = Ио. При таких условиях по формуле (3.4) можно найти S - расстояние до отражателя:

Отсюда S = 0,875 м. При этом диаметр отражателя должен быть не менее диаметра входного патрубка. Но с учетом искривления входящей струи принимаем диаметр отражателя в два раза больше, чем диаметр входного патрубка, т. е. не меньше 400 мм.

Выходные коллекторы для отвода нефти и воды выполнены так, чтобы нефть поступала в коллектор только с горизонтального слоя на уровне размещения коллектора для отвода нефти, а коллектор для отвода воды обеспечивает забор и отвод воды с нижнего горизонтального слоя без вовлечения воды с других слоев с целью сохранения заданных условий забора воды.

Теоретически подтвержденные размерные параметры входного отражателя и выходных коллекторов позволили следующее:

- резко снизить скорость внутри отстойника (более чем в 300 раз);

- сократить протяженность возмущенного потока после отражателя;

- совместная работа входных и выходных коллекторов, отсутствие внутренних перегородок обеспечивают горизонтальное движение потока в ламинарном режиме, что позволяет эффективно использовать объем аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкостной части аппарата.

На установку подготовки аномально вязких и тяжелых нефтей, как правило, поступает эмульсия, размеры капель пластовой воды в которой составляют всего несколько микрометров. Такие капли невозможно осадить за технологически приемлемый отрезок времени ведения процесса подготовки нефти.

Поэтому перед отстаиванием необходимо осуществление специального процесса укрупнения капель воды в эмульсии (коалесценции) до размеров, обеспечивающих требуемую скорость расслоения эмульсии.

Математическая модель процесса коалесценции капель пластовой воды в турбулентном потоке нефти подобна модели для описания коагуляции дисперсных систем и имеет вид

(3.5)

с начальными условиями: n = n1; ni = 0 (i Ф 1) при t = 0.

Здесь n - число частиц в единице объема;

d - диаметр частицы;

t - время;

DTyp6 - коэффициент турбулентной диффузии;

l - характерная длина турбулентного потока.

Это уравнение описывает изменение ni - числа частиц диаметром di с течением времени в результате слияния более мелких частиц диаметром d 1 и dj в частицу диаметром di и слияние частиц диаметром di с частицами диаметром d 1, ведущего к появлению более крупных частиц.

Решение этого уравнения позволяет получить связь числа частиц диаметром di и время коалесценции и имеет вид

(3.6)

где % - безразмерное время коалесценции; ni - число исходных частиц; di - диаметр исходных частиц.

Это решение имеет место в узком интервале времени при % < 1.

Поэтому уравнение (3.6) может быть успешно использовано в нашем случае для оценки скорости процессов коалесценции в коротких трубопроводах -каплеобразователях или аппаратах - укрупнителях.

Основываясь на данном теоретическом положении, перед горизонтальным емкостным отстойником нефти ОН установлено коалесцирующее устройство с внутренней начинкой в виде регулярной металлической проволочной насадки. Обвязка коалесцеров выполнена так, чтобы обеспечить возможность их использования при последовательном и параллельном режимах их подключения для обеспечения обезвоживания нефти в отстойнике до необходимой степени.

3.4 Разработка модернизированной технологической схемы промысловой подготовки нефти

При разработке модернизированной технологической схемы промысловой подготовки нефти и компоновке ее оборудованием и аппаратурой пользовались положениями на основе выполненных технологических, теплотехнических и механических расчетов.

Блок-схема установки подготовки нефти приведена на рис.3.3 и работает по двум вариантам подготовки товарной нефти.

Рис.3.3 Блок схема установки подготовки нефти

По первому варианту основная технологическая линия УПН с использованием российского емкостного оборудования самостоятельно подготавливает нефть высшей категории при обводненности продукции 70% и объеме поступающей водонефтегазовой эмульсии - 2385 м /сут.

При работе блок-схемы по второму варианту подготовки нефти российское оборудование может совместно эксплуатироваться с вспомогательной технологической линией с применением оборудования западного производства -трехфазный сепаратор (ССВ), поз. 10, миксер (М), поз. 11 и центрифуга LEO, поз. 12 с производительностью до 900 м3/сут по жидкости.

Работа модернизированной блок-схемы по первому (основному) варианту.

Продукция скважин газожидкостная смесь (ГЖС) поступает на установку подготовки нефти. На входе в установку перед концевым делителем фаз (КДФ) из блока подачи реагента БР, поз. 1 подается ингибитор коррозии, затем ГЖС поступает в концевой делитель фаз КДФ, где происходит предварительный сброс воды в количестве 40-50%, перед ТО-1, поз. 2 и ТО-2, поз. 2а из блока подачи реагента БР, поз. 1 подается деэмульгатор, далее ГЖС через теплообменники предварительного нагрева ТО-1 и ТО-2 с температурой 80°С поступает в дестабилизатор потока и затем во входной сепаратор С-1, поз. 3, расположенный на постаменте высотой 14 метров для обеспечения слива нефти в два технологических резервуара РВС, поз. 4.

В сепараторе С-1, поз. 3 объемом 50 м поддерживается давление 0,005 МПа. При заполнении аппарата на 0,5 диаметра время пребывания жидкости в нем при загрузке 2385 м3/сут составит 25 минут. Уровень жидкости контролируется датчиком уровня с выдачей сигнала на компьютер оператора и поддерживается за счет конструктивного исполнения выходного патрубка. Выделившийся в сепараторе газ отводится на факел низкого давления.

Водонефтяная эмульсия из выходного сепаратора поступает в технологические резервуары РВС-1 и РВС-2, поз. 4, где происходит ее отстой до остаточного водосодержания 5%. Эффективная работа резервуаров обеспечивается распределительными трубными устройствами на входе эмульсии, выходе нефти и воды и поддержанием заданных уровней нефти, воды и межфазного уровня «нефть-вода» с помощью насосов НН-1, поз. 5 и НВ-4, поз. 6.

Из резервуаров частично обезвоженная нефть подается винтовыми насосами НН-1 в аппараты, непосредственно входящие в установку обезвоживания нефти (УОН):

- теплообменники (эмульсия-пар) ТО-3, поз. 2б, в которых происходит нагрев нефти до температуры 90-95°С;

- отстойник нефти горизонтальный ОН, поз. 8 модернизированный, с входным коалесцирующим устройством К-1, поз. 7;

- смесительное устройство К-2, поз. 11 а для вспрыскивания и перемешивания пресной воды в потоке водонефтяной эмульсии.

3.5 Работа установки обезвоживания нефти (УОН)

Работа УОН с набором перечисленного оборудования осуществляется следующим образом.

Нефть с остаточной водой до 5% в виде эмульсии насосами НН-1, поз. 5 после нагрева до 95°С в теплообменнике ТО-3, поз. 2б поступает в отстойник ОН, поз. 8. Для интенсификации процесса водоотделения отстойник снабжен входным устройством в виде трубных секций с гидродинамическим воздействием.

Гидродинамическое воздействие на эмульсию осуществляется в коалесцере регулярной проволочной насадкой (РПН). Для оптимизации воздействия конструкция коалесцера позволяет изменять скорость и длительность движения жидкости через нее за счет параллельно последовательного соединения секций РПН.

Отстойник напорный ОН, поз. 8 - аппарат объемом 200 м3 (диаметром 3400 мм, длиной корпуса около 22 м) с горизонтальным движением жидкости. Расчетное давление аппарата 1,6 МПа. Время отстоя жидкости при нагрузке 1255 м (при обводненности до 5%) составляет 230 минут. Аппарат снабжен входными и выходными распределительными коллекторами, что обеспечивает эффективное использование объема аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкости.

Отстойник ОН работает в режиме полного заполнения без выделения газа, для чего в нем поддерживается давление выше давления насыщенных паров,

при котором начинается разгазирование нефти. Содержание хлористых солей в нефти на выходе из отстойника колеблется в пределах 80-120 мг/л.

После отстойника нефть с остаточным содержанием воды 0,5-0,8% и хлористых солей 80-120 мг/л подается для дальнейшего обессоливания в электро-дегидратор ЭГ, поз. 9. Перед электродегидратором в нефтяной поток с помощью смесительного устройства К-2, поз. 11а вводится подогретая до 90°С пресная вода в количестве 9,9% от объема нефти с запасом от расчетного объема, необходимого для достижения предельного солесодержания 40 мг/л при остаточном содержании воды в нефти до 0,5%, мехпримесям 0,05%.

В качестве смесительного устройства используется смеситель конструкции ВНИИнефтемаш, поставляемый в комплекте с электродегидратором.

Одним из условий работы смесителя является предотвращение раннего вскипания в нем воды, вследствие чего в каплях воды может произойти образование твердых кристаллов солей, удаление которых потребует вторичной промывки нефти пресной водой.

Время отстоя нефти в электродегидраторе ЭГ (при воздействии электрического поля) составляет 2 часа. Удаление отстоявшейся воды из ЭГ осуществляется при минимальной высоте водного слоя (аналогично предыдущей ступени водоотделения).

Представленная схема подготовки нефти является автономной по отношению к существующей установке с использованием центрифуги LEO и не исключает ее работу в качестве параллельной или вспомогательной линии.

Поток воды, сбрасываемый из ОН, поз. 8 поступает в С-1, поз. 3, вода, сбрасываемая с ЭГ, поз. 9 возвращается на прием насосов НН-1, поз. 5, а из насосов вода подается на вход в теплообменники ТО-1, поз. 2 и ТО-2, поз. 2а. После теплообменников подогретая вода проходит через УПВ и поступает в С-1, поз. 3 и далее в РВС-1,2, поз. 4. Из технических резервуаров РВС-1,2 вода поступает на прием насосов НВ-4, поз. 6. Сбор всех сбросов воды в один поток облегчает ее очистку и контроль за ее утилизацией. Загрязненность воды, сбрасываемой из технических резервуаров, как правило, нестабильна и составляет в среднем 100 мг/л по нефтепродуктам и мехпримесям.

Для дальнейшей очистки воды используется отстойник воды ОВ, поз. 14 объемом 100 м3. Ожидаемая степень очистки воды на выходе отстойника до 20 мг/л по нефти и мехпримесям.

Подготовленная вода подается для закачки в нагнетательные скважины.

Внедренная технологическая нитка на месторождении Ата Мура рассчитана на производительность 2385 м3/сут и на варианты обводненности 52 и 70% воды. Обеспечивает промысловую подготовку нефти до высшей группы качества с показателями по хлористым солям до 25-40 мг/л; по воде - 0,5%; мехпримесям - 0,05%.

Основные выводы и результаты

1. Первоначально принятая технология с использованием западного оборудования не обеспечивает проектную производительность и заданное качество из-за физико-химических свойств нефти месторождения Ата Мура. Определена необходимость использования емкостной отстойной аппаратуры.

2. Разработана и внедрена в производство модернизированная функциональная блок-схема установки подготовки нефти, в состав которой входят: концевой делитель фаз, сепаратор нефтегазовый, насосная для перекачки нефти, отстойник нефти горизонтальный, комплект трубной обвязки с запорной предохранительной арматурой, средствами автоматизации, контроля и регулирования; электродегидратор с устройством размыва осадков мехпримесей; блок подготовки пластовой воды, автоматизированная система управления. Для перечисленных элементов характерна технологическая взаимосвязанность осуществляемых на них процессов.

3. Выполнена модернизация внутренних устройств горизонтального емкостного отстойника нефти. Оснащение его входным торцевым отражателем, имеющим форму сферического сегмента, позволило:

- резко снизить скорость потока внутри отстойника (более чем в 300 раз);

- сократить протяженность возмущенного потока после отражателя;

- совместная работа входных и выходных коллекторов, отсутствие внутренних перегородок обеспечивают горизонтальное движение потока в ламинарном режиме, что позволяет эффективно использовать объем аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкостной части отстойника.

4. Исходя из теоретических положений для описания коагуляции дисперсных систем, перед горизонтальным емкостным отстойником нефти установлено коалесцирующее устройство с внутренней начинкой в виде регулярной металлической насадки, интенсифицирующей процесс водоотделения путем гидродинамического воздействия на эмульсию. Обвязка коалесцеров позволяет обеспечить возможность их использования при последовательном и параллельном режимах их подключения для обезвоживания нефти в отстойнике до необходимой степени.

5. Внедрение выполненных научно-технических и технологических разработок на месторождении Ата Мура позволили вывести установку подготовки нефти на стабильный режим работы. Использование коалесцеров и конструктивные изменения отстойника нефти, усовершенствование ряда технологических процессов позволили получать качественную товарную нефть с параметрами, превышающими экспортные требования. При исходной обводненности нефти 70% и концентрации солей до 162000 мг/л содержание воды в подготовленной нефти снижено до 0,3-0,5%, хлористых солей - до 25-40 мг/л, а мехпримесей - 0,05%.

Улучшено качество подготовленной до требований ГОСТа подтоварной воды, закачиваемой при минимальных давлениях 0,6 МПа в нагнетательные скважины.

Уменьшено количество остаточного растворенного газа в нефти, что позволило продлить эксплуатацию технологических и товарных резервуаров.

Применение российских технологий и оборудования позволило снизить эксплуатационные затраты и совместить эксплуатацию российского и западного оборудования для подготовки товарной нефти высшей категории.

3.6 Расчет отстойника

Любой тип сепараторов должен рассчитываться на пропускную способность как по газу, так и по жидкости. Сравнительно легко поддаются расчету вертикальные гравитационные сепараторы и гидроциклонные.

Средняя скорость газа в сепараторе Wгср должна быть несколько меньше расчетной скорости оседания частиц жидкости Wr, определяемой формулой Стокса:

а) при ламинарном режиме осаждения ,когда число Рейнольдса Re =< 1

Wr = d 2 * (сж - сг) * g / 18 / мг, м/с(3.6.1)

где:

d - диаметр оседающей или всплывающей частицы (жидкости, газа), м;

сж и сг - соответственно, плотность жидкости и газа в сепараторе, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

мг - абсолютная вязкость газа, Па*с

б) при 2 < Re =< 500, формула Аллена

Wr = 0.152 * d1.14 * ((сr - сг) * g / сг) 0.71 / хг 0.43 (3.6.2)

в) при Re > 500, формула Ньютона- Ритингера

Wr = 1.75*(d * (сr - сг) * g)/сг)1/2(3.6.3)

Условие осаждения частицы: Wr - Wг > 0(3.6.4)

На практике при расчетах принимается, что Wr =1.2Wг (3.6.5)

Пропускная способность вертикального сепаратора по газу связана со скоростью газа следующим уравнением:

V = 86400 * F * Wг * (P / Po) * (To / T) * (1 / z),(3.6.6)

где: Wг - скорость подъема газа в вертикальном сепараторе, м/сек;

F - площадь поперечного сечения сепаратора, м;

Р1 и Ро - соответственно давление в сепараторе и нормальное давление (101.3 * 10 3), Па;

Т1 и Т2 - соответственно рабочая температура и нормальная (273 К);

z - коэффициент сверхсжимаемости газа.

Отсюда:

Wг = 5.4 * 10 3 * V * T / D 2 / P * z, м/с(3.6.7)

Подставив уравнения (5.2.4) и (5.2.10) в (5.2.8) получаем:

dн 2 * (сr - сг) * g / 18 / хг / сг = 1.2 * 5.4 * 10 3 * V * T * z / D 2 / P

или

V = 84 * D 2 * P * dн 2 * (сr - сг) / z / T / хг / сг, м3/сут (3.6.8)

Расчет вертикальных гравитационных сепараторов по жидкости сводится к выполнению условия, чтобы скорость подъема уровня жидкости Wж в них была меньше скорости всплывания газовых пузырьков, т.е.

Wж < Wг (3.6.9)

Скорость всплывания пузырьков газа Wг в жидкости можно определять по формуле Стокса (6.1), заменив в ней динамическую вязкость газа мг на динамическую вязкость жидкости мж.

Учитывая соотношение (6.9), пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать в следующем виде:

Wж = Qн / 86400 / F < Wг = d 2 * (сж - сг) * g / 18 / мж (3.6.10)

или

Qн < 86400 * F * d 2 * (сж - сг) * g / 18 / мж (3.6.11)

После подстановки в формулу (5.2.14) величин F = р*D2/4, g = 9.81м/с2, и соотношения Wг = 1.2Wж, получим:

Qн = 30803 * D 2 * d2г *(сж - сг) / мж, м3/сут(3.6.12)

При расчете горизонтального гравитационного сепаратора по газу

В условиях горизонтального сепаратора:

Wн / Wг = h / l(6.13)

Где Wн -- скорость оседания частиц нефти, м/с;

Wг -- скорость газа в сепараторе, м/с;

h -- расстояние по вертикали от верхней образующей до уровня нефти в сепараторе, м; h = (0.5 - 0.55)D;

l --- длина сепаратора, м

Подставив в (5.2.16) выражения для скоростей (6.1) и (6.7), получаем уравнения для определения пропускной способности по газу:

V = 101 * l / h * D 2 * P * d 2 * (сн - сг) / (мг * Т * z) , м/с(6.14)

При расчетах сепараторов на пропускную способность плотность газов в условиях сепаратора рассчитывается по формуле:

сг = со *(Р / Ро)* (То / Т) * (1 / z),(6.15)

где: со -- плотность газа при Н.У., кг/м3;

Р, Ро -- соответственно давление в сепараторе и давление при Н.У.

(Ро = 0.1013 МПа = 1.033 * 9.81 * 10 4 Па);

Т, То -- соответственно абсолютная температура в сепараторе, и абсолютная нормальная температура (273 К).

Для нашего случая: 1. При прохождении нефтегазовой смеси через штуцер в сепараторе образуются капли нефти диаметром 30 мкм. Смесь находится под давлением 2 МПа при 293 К.

Найти скорость осаждения капель нефти (Wн ) и определить пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора по газу, если его диаметр 0.9м, сн = 800 кг/м3 сог = 1.21 кг/м3, Z = 1, мг = 0.000012 Па*с (вязкость газа в рабочих условиях).

Дано: D = 0.9 м, P = 2 МПа, T = 293 К, Z = 1, d = 30 мкм, сн = 800 кг/м3, со = 1.21 кг/м3, мг = 0.000012 Па*

Определим плотность газа в условиях сепаратора:

сг = со * P / Po * To / T * 1 / Z = 1.21*2/0.1013*273/293*1 = 21.8 кг/м3

Рассчитаем скорость осаждения капли нефти заданного диаметра:

Wн = dн 2 * (сн-сг) * g / 18 / мг = (30 * 10 -6) 2 * (800-21.8)*9.81/18/0.000012 = 0.0318 м/c

Рассчитать пропускную способность сепаратора по газу можно по нескольким формулам (6.6, 6.8). Для (6.6) необходимо знать скорость газа. Поскольку должно выполняться условие Wн = 1.2*Wг, чтобы происходило осаждение капель нефти, отсюда

Wг = Wн / 1.2 = 0.0318/1.2 = 0.0265 м/сек

Пропускная способность по газу:

V = 86400 * р * D 2 / 4 * Wг * P / Po * To / T * 1 / Z = 86400 * 3 / 14 * 0.9 2 / 4 * 0 / 0265 * 2 * 10 6 * 273 / 1.033 / 9.81 / 10 4 / 293 / 1 = 267.71 м3/сут

2. Для вертикального сепаратора пропускная способность по газу вертикального сепаратора диаметром 0.8 м равна 5*104 м3/сут. Установить, будет ли происходить оседание капель нефти диаметром 80 мкм в потоке газа, если давление в сепараторе 4 МПа, температура 300 К, плотность нефти 780 кг/м3, плотность газа ( при Н.У.) 1.20 кг/м3, вязкость газа в рабочих условиях 0.000012 Па*с (кг/м3), Z = 0.7.

Дано: D = 0.8 м, P = 4 МПа, T = 300 К, Z = 0.7, dн = 80 мкм; сн = 780 кг/м3; со = 1.20 кг/м3; мг = 0.000012 Па*с;

Условием осаждения капель нефти является: Wн > Wг

Определим скорость газа:

Wг = V / S / 86400 * Po / P * T / To * Z = 5.4 * 10 -3 * V * T * Z / D 2 / P = 5.4 * 10 -3 * 5 * 10 4 * 300 * 0.7 / 0.8 2 / 4 / 10 6 = 0.021 м/с

Определим скорость оседания частицы (капли нефти) по формуле Стокса:

Wн = dн 2 * (сн - сг) * g / 18 / мг,

где сг = со * P / Po * To / T * 1 / Z = 1.2 * 4 * 10 6 / 1.033 / 9.81 / 10 4 * 273 / 300 / 0.7 =0.6158 * 10 2 = 61.58 кг/м3

Wг = (80 * 10 -6) 2 * (780 - 61.58) * 9.81 / 18 / 0.000012 / 10 -3 = 0.2088 м/с

Сравним скорость частицы и скорость газа:

Wн = 0.2088 м/с, Wг = 0.0221 м/с, Wн / Wг = 9.45

Если частица нефти заданного диаметра не осаждается при данных параметрах режима сепаратора, то рассчитайте:

а) величину давления сепарации, при котором частица заданного диаметра будет осаждаться;

б) минимальный диаметр частицы, которая будет осаждаться в заданных условиях

3.Через вертикальный сепаратор диаметром 0.9 м проходит нефть вязкостью 10 сП (10*10-3 Па*с) и плотностью 0.8 г/см3 в количестве 200 т/сут. Определить скорость подъема уровня нефти в сепараторе (без учета времени, затрачиваемого на сброс) и диаметр пузырьков газа, которые поднимутся при этой скорости. В сепараторе поддерживается режим: давление 1.962 МПа (20 кГс/см2), температура 300 К, плотность газа 21.8 кг/см3.

Дано: D = 0.9 м, мн = 10 сП, T = 300 К, Р = 1.962 МПа, сн = 0.8 г/см3, сг = 21.8 кг/м3, G = 200 т/сут;

Условием всплытия пузырьков газа: Wн < Wг

Определяем скорость подъема уровня нефти:

Wн = Q / 86400 / S = G / 86400 / S / сн = 200 * 10 3 * 4 / 86400 / 3.14 / 0.9 2 / 800 = 0.00455 м/с

Скорость подъема пузырьков газа должна превышать скорость подъема уровня нефти в 1.2 раза. Отсюда:

Wг = 1.2 * Wн = 1.2 * 0.00455 = 0.00546 м/с

Диаметр пузырьков газа, которые поднимутся при данной скорости подъема уровня нефти, рассчитываем из формулы Стокса:

dг = 2v(18 * мн * Wг / (сн - сг) / g) = 2v (18 * 10 * 10 -3 * 5.46 * 10 -3 / (800 - 21.8) / 9.81) = 3.59 * 10 -4 (м) = 0.36 мм

4.Определим производительность горизонтального сепаратора по газу, если его диаметр равен 0.9 м, длина 4.5 м. Расстояние от верхней образующей до уровня нефти 0.45 м. Рабочее давление 10 кгс/см2, температура 300 К. Капельки нефти, оседающие в потоке газа, имеют диаметр 25 мкм, относительная плотность газа по воздуху с' = 0.95, вязкость газа 0.000011 Па*с, Z = 0.95; плотность нефти 780 кг/м3, плотность воздуха (при С.У.) 1.205 кг/м3.

Дано: D = 0.9 м, Р = 10 кгс/см2, l = 4.5 м, сн = 780 кг/м3, T = 300 К, св = 1.205 кг/м3 h = 0.45 м, dн = 25 мкм, Z = 0.95, с' = 0.95, мг = 0.000011 Па*с;

Определим плотность газа при С.У.:

со = с' * св = 0.95 * 1.205 = 1.145 кг/м3

2: Определим плотность газа в рабочих условиях:

сг = со * (Р / Ро)* (То / Т) * (1 / Z) = 10.6 кг/м3

Определим производительность:

V = 101 * 4.5 / 0.45 * 0.9 2 * 9.81 * 10 5 * (25 * 10 -6) 2 * (780-10.6) / 0.000011 / 300 / 0.95 = 121884.5 м3/сут

4. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Охрана труда

Для сбора, хранения и транспортировки нефти и газа применяют сепараторы, резервуары, резервуары-сборники, товарные резервуары, насосы, нефтепроводы и газопроводы.

Установка гидроциклонного типа состоит из гидроциклонов с винтовой технологической емкости и горизонтального гравитационного сепаратора. При обслуживании гравитационных и гидроциклонных сепараторов возможны следующие опасные моменты:

а) повышение давления сверх допустимого разрыв сепараторов при отсутствии или неправильном регулировании предохранительного клапана;

б) образование взрывной среды около сепараторов;

в) возможно падение рабочих с высоты при отсутствии устройств, позволяющих безопасно проводить ремонтно-монтажные работы;

г) загрязнение территории около сепараторов нефтью и связи с этим опасность пожара.

При обслуживании нефте- и газопроводов возможны опасные моменты с образованием взрывоопасных смесей, а также отравление при вдыхании нефтяных паров и газов, особенно содержащих сероводород. Трудоемки и опасны работы по очистке нефтепроводов от песка и парафина. Особенно опасна очистка нефтепроводов, перекачивающих сернистую нефть, так как газы, выделяющиеся из очищаемого трубопровода и удаленных остатков, вредно действуют на организм.

Сепараторы

Для безопасности работы по обслуживанию сепараторов необходимо соблюдать следующие требования: устраивать, устанавливать, освидетельствовать, эксплуатировать сепараторы как сосуды, работающие под давлением, необходимо в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Сепараторы должны быть оборудованы предохранительным клапаном, установленным с расчетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ним, снабженным выкидом с отводом, направляющим струю газа вверх.

Для спуска жидкости предусматривают автоматически действующее устройства и открываемую вручную задвижку на отводной линии на случай порчи устройства.

Сепаратор должен иметь манометр для измерения давления, снабженный трехходовым краном и указателем уровня. На верху сепаратора устраивают площадку и лестницу для обслуживания и ремонтных работ.

При обслуживании сепараторов необходимо выполнять определенные правила. Перед подключением скважины к сепаратору, а также эксплуатации сепаратора необходимо проверить исправность установленных на нем предохранительных клапанов, манометра, автоматического устройства для спуска жидкости. В зимнее время клапан нужно утеплить чтобы тарелка клапана не перемерзла к седлу. Регулировать предохранительный клапан следует на стенде. Для предотвращения аварий и несчастных случаев при подключении скважины к сепаратору и отключении ее необходимо соблюдать установленный порядок открывания и закрывания задвижек.

Особое внимание должно быть обращено на герметичность сепараторов и задвижек, так как даже небольшой пропуск в их корпусе или сальнике задвижек пожароопасен, а выделяющийся через неплотности нефтяной газ вреден для здоровья. При необходимости внутреннего осмотра или ремонта сепаратор должен быть изолирован от трубопроводов заглушками, продут до полного удаления газа, после чего очищен от остатков нефти и газа. Содержание газа аппарате проверяют газоанализатором, индикатором или химическим анализом пробы. При опасности пирофорных отложений в сепараторе (в случае сернистой нефти) для предотвращения самовозгорания их перед чисткой сепаратора следует заполнить его водяным паром или водой и продолжать смачивание в процессе чистки. Перед огневыми работами в сепараторе помимо указанных мероприятий, сепаратор должен быть промыт и пропарен, а порядок проведения работ согласован с пожарной охраной. Чтобы жидкость не попадала в газовую смесь лишь по отсутствии или неисправности автоматического устройства, сепаратор следует регулярно промывать вручную.

На нефтепроводе, имеющим самотек в сторону резервуара, должна быть установлена задвижка на расстоянии не менее 100м и не дальше 500м от обвалования резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара. При обслуживании резервуаров необходимо строго соблюдать правила безопасности и противопожарные норм. оборудование резервуаров должно удовлетворять следующим требованием: крыша резервуара должна быть герметичной с механическим (детальными) и гидравлическими (предохранительным) клапанами.

Техника безопасности при работе с установками подготовки нефти и газа

В связи с выделением нефтяных паров и газов и колодцев промышленную канализацию необходимо устраивать закрытого типа. Промышленные сточные воды направлять только в нефтеловушки.

Разрывы оборудования, трубопроводов могут произойти при превышении допустимого давления вследствие регулирования или неисправности их, повреждений или ошибочном закрытии задвижек после аппаратов. Опасность отравления и химического ожога возникает при использовании в качестве деэмульгаторов диссолвана, щелочи и черного контакта. Дисолван ядовит и огнеопасен. Обычно в качестве щелочи применяют едкий натрий, который при попадании на кожу вызывает ожоги. Особенно опасно попадание его в глаза.

Основной опасностью при обслуживании электродегидраторов является опасность поражение электрическим током. Поражение электрическим током может произойти при подъеме наверх электродегидратора до его отключения от электрической сети, выполнения каких-либо работ на электродегидраторе, находящимся по напряжением. При подачи в Электродегидратор нефти с температурой выше допустимой возникает опасность разрушение изоляторов, что может привести к короткому замыканию в электродегидраторе, взрыву и разрыву аппарата при наличии верхней части его паров нефти. Во избежание разрушение изоляторов в электродегидраторе необходимо следить за температурой, подаваемой в него нефти. При пробое (разрушений) изолятора следует немедленно снять напряжения с электродегидратора (осмотр контактов заземляющих устройств, смена сигнальных ламп и другое), а так же подъем наверх электродегидратора необходимо выполнять только после снятия напряжения. Верхняя площадка, на которой расположен трансформаторы и реактивные катушки, должна иметь сетчатое или решетчатое ограждение. На ограждении необходимо вывешивать предупредительный плакат «Высокое напряжение», «Опасно для жизни». В случае пожара или аварии на установки напряжение в электродегидраторе должно быть немедленно снято. Тушить пожар следует с помощью углекислотных огнетушителей. При обслуживании трубчатых печей возникает опасность ожога пламенем, горячей нефтью, паром, от взрыва, пожара, а также отравление парами нефти, особенно содержащий сероводородов.