Устройство сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины. Блок сбора утечек нефти


Блок - сбор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Блок - сбор

Cтраница 1

Блок сбора и откачки утечек состоит из емкости объемом 4 м3, оборудованной насосом РЗ-3 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка нефти из емкости осуществляется на прием основных технологических насосов.  [1]

Блок сбора и обработки информации принимает, оперативно обрабатывает и накапливает нужную информацию. Маслонапор-ная станция располагается в непосредственной близости от установок ПВУ и УСН, а в подвижном варианте - на тележке ПВУ, она предназначена для обеспечения гидропитанием постов налива - слива-учета системы.  [2]

Блок сбора ОБР позволяет сохранить раствор в кондиционном состоянии до его обезвреживания вследствие применения перемешивателей. ОБР транспортируется в блок сбора ОБР по желобной системе из напорного трубопровода или же шламовым насосом, смонтированным в блоке обезвреживания ОБР: этим же насосом ОБР подается на обработку.  [3]

Блоки сбора исходных данных устанавливаются непосредственно в цехах, часто для обслуживания рабочих мест.  [4]

Блок сбора сточных вод, предназначенный для их осветления и возврата па технологические нужды.  [5]

Переносной блок сбора информации ( Mate II) периодически подключается оператором к каждому работающему RDC для копирования с него накопленной информации.  [6]

Примером автоматического блока сбора информации может служить реле счета штучных грузов, подключенное непосредственно на вход счетно-решающего или кодирующего устройства. В механизированном блоке сбора информации реле счета грузов подключено к электромеханическому счетчику, а показания счетчика передаются в блок обработки информации человеком при помощи номеронабирателя или другими средствами.  [7]

Установка содержит блоки сбора сточных вод и концентратов, отделения загрязнений приготовления коагулянта, дозирования реагентов и обезвреживания осадка. Блоки взаимодействуют друг с другом посредством трубопроводов и насосных агрегатов.  [8]

В этой системе каждый блок сбора исходных данных обслуживает в среднем 42 рабочих. Поступающий в цех заказ сопровождается перфокартами, на которых регистрируются все этапы его выполнения. По завершении очередной операции по заказу рабочий вставляет перфокарту и свой пластмассовый жетон ( на котором указан его личный номер) в блок учета и пробивает на нем отметки о выполнении операции.  [9]

Комплектно с насосными агрегатами поставляют блоки сбора утечек и откачки нефти от системы разгрузки сальников, а также системы централизованной смазки подшипников для охлаждения масла перекачиваемой нефтью в специальных маслоохладителях, сблокированных с фильтрами-грязеуловителями наружной установки.  [11]

Отработанный буровой раствор собирается в блоке сбора ОБР и при необходимости может быть повторно использован. Утилизация экологически безопасного ОБР может быть осуществлена путем захоронения его в траншеях с последующей засыпкой минеральным грунтом или вывозом на узел переработки. Экологически вредный ОБР обрабатывается в блоке обезвреживания и утилизации ОБР и сбрасывается на плошадку для твердения с последующим захоронением в траншеях.  [12]

В процессе контроля за состоянием объекта блок сбора данных накапливает в буфере оперативной памяти компьютера ( ОЗУ) сигналы АЭ. При включении оператором управляющего компьютера на очередной сеанс программа управления считывает содержимое буфера данных и записывает его на жесткий диск в виде промежуточного файла данных. После завершения работы запускается программа анализа и управления сбором данных, которая читает содержимое промежуточного файла и файла управления сбором данных, в соответствии с ним отображается на экране дисплея информация о собранных данных и состоянии объекта.  [13]

После анализа продукт поступает в емкость блока сбора пробы, куда поступает также и продукт из фильтров. При наполнении емкости срабатывает датчик регулятора уровня типа ПРУ-5 и продукт откачивается насосом блока возврата пробы в технологическую линию или емкость. Выходное давление контролируется манометром. Для предотвращения попадания продукта из технологической линии в блок возврата пробы установлен предохранительный клапан. Насос имеет обводную линию с вентилями, необходимыми для нормальной работы насоса в режиме рециркуляции.  [14]

Центральный диспетчерский пульт ( ЦДП) с блоком сбора и обработки информации располагается в диспетчерском помещении вне территории фронта налива-слива.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Сбор - утечка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Сбор - утечка

Cтраница 1

Сбор утечек от концевых уплотнений осуществляется через специальные трубопроводы, присоединенные к узлам уплотнений и отводящим утечки в подземную емкость.  [1]

Сбор утечек предусматривается в резервуар-сборник, откуда их специальным насосом перекачивают в приемный коллектор насосов.  [2]

Системы сбора утечек и разгрузки торцовых уплотнений герметизированы, закрытого типа.  [3]

С помощью труб 12 -осуществляется сбор утечек. Система смазки: насоса принудительная, осуществляется центральной маслоуставовкой. Она предназначена цля подачи масла в подшипники насосов, электродвнгате - лей и в зубчатую муфту.  [4]

На всех станциях необходимо организовать сбор утечек от насосов в отдельные емкости и откачку их в нефтепродуктопро-вод только при прохождении однородного нефтепродукта. Несоблюдение этих мер может существенно повлиять на объем смеси в нефтепродуктопроводе.  [5]

Комплектно с насосными агрегатами поставляют блоки сбора утечек и откачки нефти от системы разгрузки сальников, а также системы централизованной смазки подшипников для охлаждения масла перекачиваемой нефтью в специальных маслоохладителях, сблокированных с фильтрами-грязеуловителями наружной установки.  [7]

На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.  [8]

Обычно жидкость из линии разгрузки подают либо в резервуар сбора утечек, либо в коллектор насосной станции со стороны всасывания. Наличие постоянной циркуляции жидкости из полости всасывания насоса через щелевые уплотнения 1 и полость камеры 2 торцевого уплотнения 3 обеспечивает не только снижение напора в камерах уплотнений, но и охлаждение деталей торцевого уплотнения. Отсутствие такой циркуляции контактных колец торцевого уплотнения может привести к нарушению режима работы торцевого уплотнения и даже к аварии.  [9]

Обычно жидкость из линии разгрузки подается либо в резервуар сбора утечек, либо в коллектор насосной станции со стороны всасывания. Наличие постоянной циркуляции жидкости из полости всасывания насоса через щелевые уплотнения 1 и полость камеры 2 торцового уплотнения 3 обеспечивает не только снижение напора в камерах уплотнений, но и охлаждение деталей торцового уплотнения. Отсутствие такой циркуляции контактных колец торцового уплотнения может привести к нарушению режима работы торцового уплотнения и даже к аварии.  [10]

В системе магистральных трубопроводов такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.  [11]

При проектировании насосно-аккумуляторных станций, особенно крупных, должное внимание уделяется организации сбора утечек, их очистке и возврату очищенной жидкости в систему. Для этого предусматриваются специальные устройства, включающие в себя насосы перекачки, баки-отстойники, фильтры очистки, запорную арматуру, а также комплекс автоматических устройств и трубопроводы. На рис. 67 представлена гидравлическая схема такого устройства, вернее, комплекса устройств, которые образуют единую систему, предназначенную для выполнения определенных функций по сбору, хранению и очистке утечек рабочей жидкости.  [13]

Аварийное поступление нефти в бачок сбрасывается через переливной патрубок 3 в емкость сбора утечек.  [14]

Таким образом, рассмотренную систему можно считать практически безрасходной, что значительно упрощает сбор утечек масла с направляющих в гидравлическую емкость.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Устройства для сбора утечек - Справочник химика 21

    УСТРОЙСТВА ДЛЯ СБОРА УТЕЧЕК РАБОЧЕЙ ЖИДКОСТИ И ЕЕ ОЧИСТКИ [c.157]

    УСТРОЙСТВА ДЛЯ СБОРА УТЕЧЕК [c.157]

    При проектировании насосно-аккумуляторных станций, особенно крупных, должное внимание уделяется организации сбора утечек, их очистке и возврату очищенной жидкости в систему. Для этого предусматриваются специальные устройства, включающие в себя насосы перекачки, баки-отстойники, фильтры очистки, запорную арматуру, а также комплекс автоматических устройств и трубопроводы. На рис. 67 представлена гидравлическая схема такого устройства, вернее, комплекса устройств, которые образуют единую систему, предназначенную для выполнения определенных функций по сбору, хранению и очистке утечек рабочей жидкости. [c.158]

    I — питательные баки 2 — насосы теплообменных устройств 3 — установка для приготовления рабочей жидкости 4 — бак для сбора утечек 5 — насосы для перекачки утечек 6 — фильтр утечек 7 — насосы высокого давления 8 — запорные вентили  [c.228]

    Рассмотрим состав сооружений и принцип работы насосных и компрессорных станций. Для этого воспользуемся генпланами (рис. 4) и технологическими схемами (рис. 5). Головная насосная станция магистрального нефте- или нефтепродуктопровода предназначена для приема нефти от нефтяных промыслов или нефтепродукта— от нефтеперерабатывающего завода и подачи необходимых объемов нефти или нефтепродукта в магистральный трубопровод с давлением до 6,4 МПа. Основные объекты головной насосной станции — основной насосный цех, цех подпорных насосов, резервуарный парк для нефти или нефтепродуктов, площадки расходомеров и фильтров-грязеуловителей, установка откачки и сбора утечек нефти или нефтепродукта, предохранительные устройства, узел подключения насосной станции к магистральному трубопроводу с камерой пуска очистных устройств (скребков) и разделителей. В состав головной насосной станции входят системы водоснабжения, канализации, энергоснабжения, технологической связи и административно-хозяйственные здания . Питание электроэнергией [c.27]

    Распространенным механическим методом является сбор масел, пролитых на поверхность воды. Для этого используют ловушки, масляные барьеры или скребковые устройства. Известен опыт смыва отработанного трансмиссионного масла с поверхности озера при утечке с предприятия. Масло смывали по направлению к берегу, где его собирали с помощью специальных аппаратов. Был также удален и верхний слой почвы. Для улавливания нефтепродуктов, растекающихся по водной поверхности, разработан свободно плавающий резервуар в виде усеченной пирамиды с боковыми стенками, имеющими горизонтальные приемные щели [298]. [c.379]

    Для уменьшения потерь от механических утечек, кроме уплотнения аппаратов, трубопроводов и арматуры, целесообразно предусматривать устройства для сбора раствора, дренируемого из системы. [c.341]

    На трубопроводе управляемых ре-турных цилиндров устанавливают предохранительный клапан, который исключает повышение давления в случае выхода из строя клапана (золотника) на линии слива. Во избежание загрязнения рабочего места предусматривают систему сбора утечек рабочей жидкости. Нагревательные устройства оснащают защитными ог-ра5кдениями и теплоизолирующими кожухами. Прессы и электродвигатели имеют заземление. [c.348]

    Уровни радиоактивности в первом контуре тяжеловодных реакторов примерно такие же, как в реакторах типа Р Я, за исключением большого количества трития, накапливающегося в теплоносителе по реакции Н (и, у) 1 Н . Однако утечка трития в атмосферу в этих реакторах сведена к миш муму, так как они оборудованы специальными устройствами для отвода и сбора паров тяжелой воды, чтобы предотвратить ее потери. Тяжеловодные реакторы оборудованы замкнутыми контурами циркуляции воздуха в системе вентиляции помещений. Использование такого контура обеспечи- [c.167]

    Пластовая вода отделяется от нефти в различных пунктах в зависимости от принятой системы сбора нефти и газа на промысле (индив1здуального или грзшиового). При индивидуальном нефтесборе, применяющемся па высокодебитных промыслах, каждая скважина оборудуется трапом (емкостью, в которой нефть отделяется от газа) и мерником для замера нефти и воды, поступающих из скважины. При автоматгтческой откачке нефти из мерников не бывает переливов и утечек, поэтому устройство канализации скважин пе требуется. Жидкость из мерников по трубопроводам самотеком направляется на промысловые нефтесборные пункты, где учитывается общая добыча промысла и производится предварительное обезвоживание нефти (путем отстаивания) в случае большого содержания в ней воды (свыше 10—12%), отделившаяся пластовая вода спускается в канализацию. [c.22]

    Интенсивности только оконного освещения недостаточно для хорошего роста растений, и для этого обычно требуется искусственное освещение. Ровное освещение, например, в северном полушарии, при окнах, выходящих на север, может быть полезным при некоторых работах с насекомыми, как привлечение светом и сбор взрослых хозяев или вылетающих энтомофагов, которым свойствен положительный фототаксис. На солнечной стороне здания можно добиться этих же результатов путем затенения окон при помощи жалюзи. Для уменьшения теплопотерь и предупреждения утечки насекомых окна должны состоять из одного большого жесткозакрепленного внутреннего стекла без оконного переплета (легче собирать насекомых аспиратором) при этом стекло заделывается заподлицо с поверхностью стены поменхения наружное оконное стекло должно быть съемным (для протирки). Просвет между оконными стеклами должен составлять около 5 см. Если карантинное помещение находится внутри здания инсектария, можно повысить надежность окон, используя наружные стекла, армированные проволочной сеткой. Усовершенствование искусственного освещения и известные недостаточность и плохое регулирование дневного освещения для роста здоровых растений стимулировали интерес к устройству безоконных инсектариев. Проект такого производственного инсектария обсуждался Де Бахом и Уайтом [484]. Преимущества подземных или безоконных конструкций включают повышенную теплоизоляцию и регулирование степени освещения. Разумеется, при использовании таких сооружений необходим надежный источник электроэнергии. [c.293]

    При проведении землечерпательных работ нельзя допускать утечки смазочных материалов через сальниковые уплотнения тех устройств земснарядов, которые в процессе работы погружаются в воду (рамоподъемных устройств, подшипников нижнего барабана черпаковой цепи, механизмов подъема и опускания свай, канатов и др.). Земснаряды, как и все суда речного флота, оборудуют устройствами и системами для сбора хозяйственно-бытовых и подсланевых вод, а также твердых отходов. Воды, загрязненные нефтепродуктами и другими токсичными веществами, сдают на специальные суда или станции. [c.109]

    Во внутреннем и внешнем корпусе насоса все разъемы вертикальные, что сводит к минимуму напряжения и деформации, вызванные перепадом давления и термическим напряжением. Во внутреннем кор пусе применяются уплотнения только типа металл — металл для предотвращения утечки между ступенями. Внешний корпус обычно изготовляют кованьгм, что предотвращает дефекты, возможные в толстостенных отливках. Внутренний корпус монтируется в наружном с помощью концентрических устройств в торцах. Благодаря специальному компенсирующему устройству внутренний и внешний корпусы могут расширяться в различной степени. Внутренний корпус вместе с роторо м сравнительно легкО удаляется в сборе для ревизии и ремонта. [c.210]

chem21.info

Скиммеры нефти. Нефтесборщики. Устройства для сбора нефтепродуктов. Скиммеры к резервуару неочищенного конденсата

Описание

Предлагаемая система скиммера является проверенным решением для сбора легкого продукта с поверхности более тяжелого продукта. Скиммер плавает сверху продукта, чтобы собрать более легкую часть обоих несмешанных жидкостей. Затем жидкость дренируется через гибкую трубу и выходит из резервуара через патрубок корпуса. Система скиммера всплывает и опускается вместе с уровнем продукта.

Поплавок, вместе с понтонами, роликами и заборным штуцером, постоянно погружается в границу раздела сред между легкой и тяжелой жидкостями в резервуаре или в легкий продукт. «Поплавковый узел» состоит из основной квадратной рамы, которая поддерживает два комплекта направляющих роликов, двух понтонов и заборного штуцера. Дренажный трубопровод соединяет заборный штуцер со штуцером корпуса (или напольной катушкой), что позволяет удалить верхний (легкий) продукт из резервуара. В стандартной системе скиммера используется дренажный трубопровод, возможные диаметры – 2, 3 или 4 дюйма.

Вертикальная трубчатая направляющая 6” x 6” квадратного сечения (не входит в объем поставки), тянется от пола резервуара до крыши, удерживает положение и ориентацию поплавка, когда он перемещается вверх и вниз. Уголковые упоры (не входят в объем поставки) должны быть приварены к квадратной направляющей, как сверху, так и снизу, чтобы ограничить ход и предотвратить столкновение поплавка с крышей или полом резервуара.

  • Тефлоновые шариковые подшипники, расположенные на осях из нержавеющей стали, не потребуют регулярного техобслуживания.
  • Все поплавки скиммера могут быть демонтированы и пройдут в люк 508мм.
  • Заборный штуцер оснащен стабилизатором потока, который обеспечивает оптимальный расход, когда жидкость начинает двигаться в трубопровод скиммера.

Материальное исполнение: сталь 316 (316 SS, российский аналог 03Х17Н14м³ и 10Х17Н13М2Т).

Трубопровод скиммера: ДУ 2" (50.8 мм), 5 витков, в сборе в комплекте с 150# R/F фланцем с каждого конца

В объем поставки комплекта также входит: плавучая система в комплекте с двойными понтонами из нержавеющей стали, компоненты системы из нержавеющей стали, включающее опорный кронштейн, сифонную заборную трубку и SS–образные ролики с тефлоновыми подшипниками. Стальные компоненты из нержавеющей стали 316.

Примечание: Отличительные черты нашей системы скиммера:

1. Скиммер перемещается вверх и вниз по 6 дюймовой квадратной направляющей. 2. Трубопровод оснащен плавучими 2 дюймовыми R/F фланцами 150#. 3. Длина трубопровода для данной области применения - 94 фута. Он смотан в рулон и двигается по траектории вверх и вниз

Руководство по эксплуатации. Монтаж

Скиммер позволяет удалять жидкий продукт из резервуара для хранения, снимая его с верхней части вместо того, чтобы удалять его со дна резервуара. Эта система удаления с верхней части отводит продукт в штуцер корпуса аналогично системе удаления со дна. Данная система используется, когда в резервуаре отделены две несмешивающиеся жидкости (например: кислая вода и углеводороды), и необходимо удалить легкий продукт.

Существуют две основные разновидности скиммеров:

Тип 1) Резервуар с плавающей крышей или с понтоном оснащен отводным штуцером, который закреплен на нижней части плавающей крыши/понтона. Дренажный трубопровод соединяет закрепленный на крыше/понтоне отводный штуцер со штуцером корпуса, что позволяет удалить верхний (легкий) продукт из резервуара. Дренажный трубопровод может быть любой модели, его размеры могут варьироваться от 2 до 8 дюймов.

Скиммер типа 1 состоит из трубы с L-образной сваркой, где вертикальный компонент - это заборное устройство, а горизонтальный - соединение с дренажным трубопроводом. Заборное устройство оснащено стабилизатором потока, который помогает обеспечить оптимальный поток жидкости во время ее поступления в трубы скиммера. В сторону крыши вертикально направлены два кронштейна крепления, в которых имеются просверленные отверстия с интервалом в 1 дюйм для регулировки высоты. Данный скиммер жестко закреплен на крыше/понтоне, поэтому расстояние между заборным устройством и крышей остается неизменным.

Тип 2) Резервуар с неподвижной конической или куполообразной крышей с понтонной установкой, которая плавает на уровне продукта. Данная "плавающая установка" состоит из основной прямоугольной рамы, которая поддерживает два набора направляющих валиков, два понтона и заборный штуцер. Дренажный трубопровод соединяет плавающий отводный штуцер со штуцером корпуса (или с трубным узлом), что позволяет удалить верхний (легкий) продукт из резервуара. В стандартном скиммера используется дренажный трубопровод диаметром 2, 3 или 4 дюйма.

Плавающая установка имеет ряд отверстий, которые позволяют устанавливать заборное устройство выше или ниже центра плавающих понтонов. Данные отверстия для монтажа позволяют регулировать высоту на 10 дюймов, с шагом в 1 дюйм, по отношению к плавающим понтонам. Мы поставляем плавающую установку с заборным устройством на уровне центра понтонов. Если оператор хочет убедиться, что легкий продукт удаляется полностью, заборное устройство рекомендуется опустить на 2-3 дюйма. Если часть легкого продукта необходимо оставить в резервуаре после остановки сбора, заборное устройство необходимо установить выше центра. После установки вертикальное положение заборного устройства системы скиммера относительно вертикального положения границы тяжелой и легкой жидкостей не будет заметно.

При повышении высоты легкого продукта (L) понтоны будут все сильнее погружаться в жидкость; таким образом, заборное устройство опустится глубже в легкий продукт. Процесс забора углеводородов идет до достижения значения L, равного 0, понтоны в этот момент опускаются в тяжелый продукт и забор увеличивается относительно верхней части продукта.

При погружении в продукт масса дренажного трубопровода значительно снижается. Тем не менее, при повышении уровня продукта в резервуаре понтонной системе необходимо поддерживать увеличивающуюся массу дренажного трубопровода. Таким образом, забор будет идти медленнее при высоком уровне продукта по сравнению с низким уровнем.

Само заборное устройство оснащено стабилизатором потока, который помогает обеспечить оптимальный поток жидкости во время ее поступления в трубы скиммера.

Верхний (легкий) продукт может подаваться через дренажный трубопровод самотеком, с запорным клапаном на штуцере корпуса или с насосом, который может использоваться для откачки жидкости с верхней части.

Стандартный скиммер состоит из компонентов, выполненных из нержавеющей стали, которая выдерживает работу в условиях крайне агрессивной окружающей среды. Металлические компоненты, включая балки, понтоны, скобы, распоры и т.д., изготавливаются из нержавеющей стали марки 304, элементы крепежа - из нержавеющей стали 18/8. Скиммеры также изготавливаются из углеродистой стали.

Вертикальная трубчатая квадратная направляющая 6 x 6 дюймов, которая идет от днища до крыши резервуара, удерживает положение и ориентацию понтонной установки, когда она плавает вверх и вниз. Проектировщик резервуара должен предоставить подробную информацию о том, как данная колонна закрепляется на днище и на крыше. Кроме того, к квадратной колонне необходимо приварить уголковые упоры, на крыше и на днище, чтобы ограничить ход понтонной установки и не дать ей удариться о крышу или о днище.

Понтонная установка вместе с понтонами, роликами и заборным устройством будет постоянно погружаться на уровне границы между легкой и тяжелой жидкостями в резервуаре или в легком продукте. Тефлоновым шарикоподшипникам, которые находятся на направляющих из нержавеющей стали, не требуется регулярное техобслуживание. Все плавающие компоненты скиммера можно разобрать, чтобы пронести их через лаз диаметром 24 дюйма. Минимальный диаметр лаза может быть меньше, в зависимости от типа используемого дренажного трубопровода и размера.

Важным фактором является положение заборного устройства на установке. Понтонная установка находится у поверхности продукта, поэтому ее высота вместе с высотой продукта изменяется при колебаниях продукта в резервуаре. Изменяется не только высота продукта, но и вес дренажного трубопровода. Число Рейнольдса у жидкости также оказывает влияние на поток продукта

ИНСТРУКЦИИ ПО МОНТАЖУ

Для системы скиммера с понтоном (тип 2)

  1. Убедитесь, что направляющая колонна 6 x 6 дюймов установлена и ориентирована правильно в нужном месте согласно чертежу (схеме резервуара).
  2. Убедитесь, что нижние ограничители приварены или прикреплены к направляющей колонне.
  3. Установка верхних ограничителей на направляющей колонне не обязательна, необходимость в ней зависит от расстояния между крышей и продуктом при максимальном заполнении резервуара.
  4. При необходимости разберите понтоны и понтонную установку, чтобы разместить их в резервуаре. Понтонная установка поставляется в сборе со слабо закрепленными элементами крепежа, что облегчает ее разборку. Перед разборкой запомните расположение компонентов и крепежных элементов.
  5. Соберите опорный элемент понтона, оставив понтоны, два ролика/штифта (на одной стороне) и две соединительных гайки (на одной стороне). Таким образом, у опорного элемента понтона останется просвет для направляющей колонны (C-образной формы при виде сверху).
  6. Передвиньте опорный элемент вокруг направляющей колонны таким образом, чтобы он оказался над нижним ограничителем. Проверьте по чертежу правильное направление скиммера, поскольку в некоторых условиях использования могут потребоваться особые варианты.
  7. Соберите два оставшихся ролика/штифта, две соединительные гайки и понтоны. Понтоны должны быть смонтированы таким образом, чтобы контрольные отверстия были направлены вверх. Установите оставшиеся части установки (внешнюю трубу, приемную трубу, патрубок для установки трубопровода, кронштейн и т.д.) в соответствии с требованиями, в зависимости от вида используемого дренажного трубопровода. Опорный элемент маркирован особым образом для размещения приемной трубы с заборным устройством в центре понтонов. Высота приемного устройства может регулироваться.
  8. Проверьте расстояние между донным фланцем и фланцем скиммера, а также расположение элементов.
  9. Установите дренажный трубопровод между фланцем скиммера и донным фланцем. Дренажные трубопроводы обычно имеют много витков и закручены спиралью вокруг направляющей колонны. Соедините все опорные скобы, используя в качестве руководства цветные коды. Опорная скоба верхней спирали должна соединяться с внешней трубой на понтонной установке. Убедитесь, что все скобы вытягиваются прямо и не путаются при подъеме скиммера. Примечание: Используйте прокладки во всех фланцевых соединениях.
  10. 10. Убедитесь, что все крепежные элементы крепко затянуты. Убедитесь, что нижний ограничитель удерживает понтоны, а на опорном элементе нет спирали (спиралей) трубопровода.

Внимание: Крепежные элементы из нержавеющей стали должны быть корректно смонтированы, чтобы избежать заедания. Заедание - это сварка в твёрдой фазе, которая, в данном случае, может произойти между болтом и гайкой во время затягивания. Заедание болта и гайки может привести к тому, что скрепляемые ими детали могут разболтаться. Заедание также мешает снимать и вновь использовать элементы крепежа. Заедания можно избежать при нанесении антизадирной смазки на резьбу болта, а также не прилагая чрезмерное усилие при затягивании элементов крепежа.

intech-gmbh.ru

Устройство для сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины

 

Полезная модель относится к средствам локализации утечки нефти из подводной нефтяной скважины вследствие взрыва трубопровода, прорыва нефти через цементированное межтрубное пространство и иных причин, при большой глубине моря. Устройство содержит установленное на дне концентрично оси скважины круговое ограждение с конусным куполом, соединенным телескопически с подвешенным на поверхности и опущенным на дно морским стояком. На поверхности в канале морского стояка установлено поплавковое заборное устройство, соединенное с откачивающим насосом. В обшивке снизу ограждения выполнен ленточный проем, а с противоположной стороны, снаружи ограждения установлены два насоса, один из них запасной. На обечайке кругового ограждения вблизи купола установлен открытый фланец. Снаружи, напротив ленточного проема на стойках установлен экран, выполненный в виде дуги окружности эквидистантно поверхности ограждения. Внутренние поверхности ограждения с куполом и морского стояка покрыты слоем 2 мм сверхвысокомолекулярным полиэтиленом.

Заявляемая полезная модель относится к средствам локализации утечки нефти из подводной нефтяной скважины вследствие разрыва трубопровода, прорыва нефти через цементированное межтрубное пространство и иных причин, при большой глубине моря.

Фонтанную арматуру на устье устанавливают, в основном, на глубине, доступной для водолазов /1, с.38/. Эта глубина составляет до 80 м /2, с.180/, и 300 м в жестких скафандрах /2, с.213/. В практике нефтедобычи глубина моря достигает 1,5 км. Но большинство зарубежных компаний при больших глубинах моря предпочитают продление эксплуатационной колонны на поверхность, и там устанавливают фонтанную арматру /1, с.36/.

Утечки нефти из скважиы в воду возможны вследствие разрыва трубопроводов, превышения расчетного давления, отказа запорных устройств, разрыва линий управления и силовых линий, аварии на плавучей платформе, падении на дно морского стояка, прорыва нефти через цементированное межтрубное пространство.

Пример крупной аварии приведен в источнике /3/. В море поступало 800 т нефти в сутки.

На дно Мексиканского залива был спущен защитный купол с целью накрыть зону утечки нефти в воду и откачать ее на поверхность /4/.

Но работы были приостановлены после того, как на внутренней поверхности купола образовались кристаллы газовых гидратов - легко воспламеняющихся веществ. Купол получил нежелательную плавучесть и был сдвинут в сторону /5/.

Вместо этого был установлен новый усовершенствованный купол, показанный на фото /6/.

Более полная информация о работе этой конструкции отсутствует. По данным /7/ утечку нефти удалось прекратить через 3 месяца, т.е. примерно через 2 месяца после установки нового купола.

В качестве аналогов подходят спускаемые на дно защитные купола /4/, /6/. Они содержат непосредственно закрывающий скважину купол и соединенный с ним и выведенный на поверхность трубопровод.

Эти купола оказались неработоспособными из-за образования на внутренней поверхности кристаллов газовых гидратов /5/, вызывающих нежелательную плавучесть куполов и накопление газовых гидратов.

Наиболее близким аналогом-прототипом является полезная модель «Устройство сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины» /8/.

Известное устройство содержит установленное на дне концентрично оси скважины круговое ограждение с конусным куполом, соединенное с подвешенным на поверхности и опущенным на дно морским стояком.

На поверхности в канале морского стояка установлено поплавковое заборное устройство, соединенное с откачивающим насосом. На обечайке кругового ограждения вблизи купола установлен открытый фланец. В обшивке снизу ограждения выполнен ленточный проем, а с противоположной стороны, снаружи ограждения установлены два насоса, один из них запасной.

Внутренние поверхности ограждения с куполом и морского стояка покрыты слоем сверхвысокомолекулярного полиэтилена.

Известное устройство построено на анализе процессов, происходящих внутри ограждения после установки его на устье скважины с утечкой нефти.

Понимание этих процессов обязательно также для осуществления заявляемого устройства.

Плотность большинства видов нефти составляет от 0,85 до 0,9-0,95 от плотности пресной воды /9/.

Средняя плотность поверхностных вод мирового океана 1,0247 г/см3 /10, с.33/. Это происходит из-за растворения солей.

С поверхности до глубины 10001500 м океана плотность воды повышается /10, с.33/. Это способствует повышению плавучести нефти.

Скорость всплытия глобул нефти в воде за счет архимедовой силы принята 0,2 м/с из источника /11, физика потока в нефтяной скважине/.

Нефть при обычных условиях почти не растворяется в воде. Газы тем более растворены в нефти, чем больше давление, под которым нефть находятся в недрах земли. Количество газов в нефти составляет десятки, а иногда и сотни кубометров в 1 т нефти /12, с.78/.

Большинство природных газов (СН4, C2H6, C3Н 8, CO2, N2, h3S, изобутан) образуют гидраты, которые существуют при определенных термобарических условиях /13/. Внешне они похожи на спрессованный снег или молодой лед. Плотность гидратов 900-1100 кг/м3. Образуясь в потоке, гидраты накапливаются в призабойной зоне пласта, в скважине, в трубопроводах. Это бедствие при добыче газа в северных широтах. Зародыши гидратов также образуются на свободной поверхности газ-металл с водяной пленкой, далее они растут на поверхности металла за счет диффузии /14, с.68/. Линейная скорость роста кристаллов гидрата составляет 13 мм/ч в течение первых 8 часов, затем она снижается /14, с.65, рис.2/. При выходе утечки нефти из земли часть гидратов выходит вместе с нефтью, а растворенные в нефти под большим давлением газы выходят и расширяются, насколько это позволяет давление водяного столба, и поступают в воду.

Здесь создаются идеальные условия для образования гидратов. Один объем воды в гидратном состоянии связывает от 70 до 300 объемов газа /13/. Но это происходит в течение времени. В зависимости от рода газа образуются легкие и тяжелые гидраты по отношению к воде. Определить общее количество и соотношение легких и тяжелых газовых гидратов невозможно.

Работает известное устройство /8/ следующим образом.

С плавучей платформы или судна на устье скважины опускается и устанавливается ограждение с куполом. Включаются насос снаружи ограждения и откачивающий насос на поверхности.

От места утечки пузыри нефти, газа и легкие гидраты всплывают в воде под купол и поднимаются по каналу морского стояка насосом на поверхность, в сепаратор.

Насос снаружи ограждения нагнетает воду внутрь ограждения, откуда вода через ленточный проем вытекает наружу и выводит тяжелые газовые гидраты. Смена воды внутри ограждения производится 1 раз в течение 1 часа, что не допускает разрастания кристаллов газовых гидратов и закупоривания ими огражденной зоны. Насосы работают непрерывно в течение 2-3 месяцев, до заглушения аварийной скважины.

Недостатком известного устройства является открытый ленточный проем ограждения.

Напор придонного морского течения на ленточный проем ведет к замедлению выходящего из него потока воды с газовыми гидратами, их накоплению в воде огражденной зоны, и закупориванию зоны.

Это препятствует получению технического результата в известной полезной модели.

Задачей заявляемой полезной модели является устранение приведенного недостатка.

Эта задача достигается тем, что в известном устройстве напротив ленточного проема снаружи ограждения на стойках установлен экран с возможностью отражения напора придонного морского течения на ленточный проем, при этом экран выполнен ввиде дуги окружности эквидистантно поверхности ограждения, с возможностью постоянного и равномерного выведения из огражденной зоны наружу водным потоком газовых гидратов и предотвращения закупоривания этой зоны независимо от направления и скорости придонного морского течения.

Техническим результатом полезной модели является постоянное и равномерное выведение из огражденной зоны газовых гидратов и предотвращение ее закупоривания.

Существенные отличительные признаки заявляемой полезной модели от прототипа: наличие конструктивного элемента - экрана, и форма выполнения экрана, в совокупности.

На фиг.1 показан общий вид «Устройства...».

На фиг.2 приведен разрез А-А, показанный на фиг 1.

На фиг 3 приведен разрез Б-Б, показанный на фил 1.

На фиг.1 показано устьевое оборудование подводной скважины.

Оно содержит опорную плиту 1, фундаментную колонну 2, корпус (головку) устья скважины 3, постоянное направляющее основание 4, гидравлическую муфту 5, блок превенторов 6, сборку морского стояка 7 с эксплуатационной колонной и подъемными трубами внутри него. Корпус ограждения содержит два силовых пояса 8, соединенных стойками 9. По окружности корпуса приварена обшивка 10. Нижний силовой пояс 8 опирается на кольцевое основание 11. Площадь основания 11 рассчитана для удержания веса всего устройства (без морского стояка) на слабом донном грунте без погружения в него. Расчетная нагрузка 0,2 кг/см 2 /15, с.32/. К основанию 11 приварена кольцевая обечайка 12 высотой h, равной 0,5 м. Она предназначена для погружения в грунт и изоляции от поступления внутрь ограждения воды. В обшивке ограждения, в нижней его части образован ленточный проем 13 (фиг 1, 2), ограниченный углом 80°. Угол 80° принят с целью ограничения площади проема. Высота проема h2; является расчетной, h2;=0,2 м. Ленточный проем 13 снабжен козырьками 14. Со стороны, противоположной ленточному проему 13, снаружи ограждения на раме установлены два насоса 15. Один из них является запасным. Насосы посредством отдельных электрокабелей связаны с поверхностью. Напор и производительность насосов являются расчетными. Трубопроводы 16 от насосов 15 заходят внутрь ограждения, на конце которых установлены стаканы 17. На обечайке 10 ограждения вблизи купола установлен фланец 18. К верхнему силовому поясу 8 прикреплен каркас конусного купола, состоящий из стержней 19, фланца 20, закрытых облицовкой 21. К фланцу 20 прикреплена труба 22. Внутренний диаметр ограждения D принят, например, 4 м, а высота ограждения Н принята, например, 4 м с целью обойти габариты устьевого оборудования.

Наружная труба 23 морского стояка посредством 4-х канатов 24 через блоки 25 подвешивается к телескопическому соединению для компенсации вертикальных перемещений /15, с.10-11/.

Диаметр D1 морского стояка выбран расчетом, например, 508 мм. Внутренняя труба 26 перемещается вместе с судном. Посредством двух канатов 27 ограждение подвешено к нижнему концу морского стояка. Внутренние и наружные поверхности ограждения с куполом и канал морского стояка изнутри покрыты методом распыления сверхвысокомолекулярным полиэтиленом слоем 2 мм, с возможностью исключения осаждения кристаллов газовых гидратов /16/.

На обшивке купола установлен гидроакустический датчик позиционирования 28 с автономным питанием. На трубе 23 морского стояка закреплен конечный выключатель 29 с гидроакустическим сигналом и автономным питанием (фиг 3). Шток 30 под действием пружины 31 прижат к дну кольцевой канавки в трубе ограждения 22.

Напротив ленточного проема 13 (фиг 1) снаружи ограждения на стойках 32 установлен экран 33 с крышкой 34. Экран 33 выполнен ввиде дуги окружности эквидистантно поверхности ограждения (фиг 2).

Применение устройства - полезной модели происходит при аварии на скважине следующим образом. Аварийное судно со всеми средствами становится на поверхности моря над устьем скважины и стабилизирует свое положение. С борта судна к устью опускаются видеокамеры обычного ТВ и камеры ТВ для непрозрачных сред. Делается анализ ситуации. Производится снятие с устья наибольшее возможное количество оборудования с применением грузоподъемного оборудования, режущих пил, подводных манипуляторов, шнуровой взрывчатки. Отрезка возможна в плоскости 1-1. На судне установлено ограждение, его труба вставлена в нижнюю трубу морского стояка 23, а затем ограждение посредством канатов 27 привязано к кронштейнам нижней трубы 23. С помощью крана ограждение опускается к поверхности моря и подводится к оси проема на судне, к системе спускоподъемных операций. Последовательным соединением звеньев морского стояка ограждение опускается на дно моря глубиной, например, 1,5 км. Применение морских стояков - водозащитных колонн для разработки подводных скважин является обязательным многие годы.

Посредством видеокамер и гидроакустического датчика позиционирования 28 операторы устанавливают ограждение по оси скважины. Ограждение медленно опускают, обечайка 12 входит в грунт, а основание 11 ложится на грунт. Затем нижняя труба 23 морского стояка опускается, шток 30 (фиг.3) скользит и выходит из канавки трубы ограждения 22. При этом он отжимает пружину 31 конечного выключателя 29, который подает гидроакустический сигнал на поверхность. Опускание морского стояка прекращается, чтобы не погрузить в грунт ограждение. На поверхности верхняя труба морского стояка 23 посредством 4-х канатов 24 через блоки 25 подвешивается к телескопическому соединению для компенсации вертикальных перемещений платформы или судна. При этом положение верха морского стояка в пространстве остается на месте, а внутренняя труба 26 и канаты 24 перемещаются вертикально вместе с судном. Расчетное перемещение до 15 м. Намотка и размотка канатов на приводных барабанах управляется компьютером.

После установки ограждения на скважину и подвески верха морского стояка в трубу 26 опускается поплавковое заборное устройство с обратным клапаном (не показано). Насос соединен с заборным устройством и установлен на судне (не показано). Откачивание жидкости производится в сепаратор, а оттуда нефть подается в резервуар танкера другим насосом. Конкретная разводка может быть выполнена специалистами.

Рассмотрим работу «Устройства...» на примере, без чего описание не воспринимается как единое.

Задачей «Устройства» является сбор и выведение на поверхность утечки нефти до 1600 т в сутки или 18,5 л/с. Внутренний диаметр ограждения 4 м, а высота 4 м без купола. После обустройства верха морского стояка без задержки включаются один насос ограждения и откачивающий насос стояка. Нефть в виде шобул (пузырей) непрерывно всплывает из трубы или грунта под конусный купол ограждения, к каналу стояка. Из нефти выделяются газы, которые интенсивно образуют легкие и тяжелые гидраты в огражденном объеме воды. Свободный газ, крупицы легких гидратов смешиваются с нефтью и водой. Скорость всплытия нефти в воде 0,2 м/с. Производительность насоса на поверхности вдвое больше расчетной утечки и составляет 150 м3/ч жидкости, т.е. он забирает столько же воды. Диаметр морского стояка вдвое больше расчетного диаметра только для нефти, что должно обеспечить прохождение смеси по каналу.

По мере откачивания жидкости на поверхности происходит непрерывный подпор водой снизу - столба жидкости в канале по принципу сообщающихся сосудов, т.е. наверху во внутренней трубе 26 поддерживается уровень моря. Поступление воды в ограждение происходит через фланец 18. Расчетная скорость подъема жидкости по каналу насосом 0,25 м/с. Хотя нефть всплывает в воде со скоростью 0,2 м/с, то суммировать эти скорости не следует ввиду сопротивления газовых пузырей. На поверхности происходит разделение нефти с гидратами, воды и газа.

Производительность насоса 15 ограждения 65 м3/ч обеспечивает обмен воды внутри него 1 раз в 1 час. Это позволяет постоянно выводить из ограждения крупицы тяжелых и частично легких гидратов размером не более 3 мм и не допускать их накопление. Напор насоса 10 м не должен возмущать воду у поверхности дна. От насоса 15 по трубопроводу 16 вода поступает в стакан 17 для успокоения, и затем вдоль поверхности дна она направления на выход к проему 13. Угол 80° проема (фиг.2) и его высота h2 (фиг.1) определяют скорость вытекания воды 0,025 м/с. При скорости 0,2 м/с всплытия нефти от дна к куполу малая скорость вытекания воды в сторону исключает вынос нефти за контур ограждения. При прохождении воды под козырьком 14 остатки нефти всплывут под козырек 14 и под ним войдут снова в ограждение.

В районе устья скважины может действовать придонное морское течение разного направления и скорости. Экран 33 отражает напор придонного морского течения 35 на ленточный поем 13, а его расположение и форма обеспечивают плавное обтекание его.

При этом обеспечивается постоянное и непрерывное выведение водным потоком газовых гидратов из огражденной зоны наружу независимо от направления и скорости придонного морского течения.

Устройство сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины может работать два-три месяца, пока скважина не будет заглушена. После чего стояк может быть разобран, ограждение поднято, все очищено, проведена ревизия насосов и устройство готово для последующего применения. Создание рабочей конструкции устройства требует проведения опытно-конструкторских и экспериментальных работ. В случае успеха результат может быть весьма эффективным.

В этом случае не потребуется сбор нефти на морских просторах, а на любой подводной скважине при любой глубине моря утечку нефти при разрыве трубопроводов или прорыве межтрубного цементированного пространства достаточно накрыть ограждением, присоединенным к морскому стояку.

Источники информации

1. К.Н.Сгурский, Техника и технология бурения скважин с подводным устьем, М., ВНИИОЭНГ, 1975.

2. Николас Б. Зинковский, Подводные работы на нефтепромыслах. Л., Судостроение, 1984.

3. http://lenta.ru/news/2010/04/29/leak/.

4. http://lenta.ru/news/2010/05/07/containment/.

5. http://lenta.ru/news/2010/05/09/.

6. http://lenta.ru/news/2010/05/12/box/.

7. http://lenta.ru/news/2011/01/06/.

8. Патент 111549 RU на полезную модель, 7.04.2011.

9. В.А.Соколов, Нефть, М., Недра, 1970.

10. Б.С.Залогин, К.С.Кузьминская, Мировой океан, ACADEMA, 2001.

11. http://www.smart-well.ru/42htm/.

12. И.М.Губкин, Учение о нефти. М., Наука, 1975.

13. http://www.mining-lnk.ru/g/gidraty/.

14. Ю.Ф.Макогон, Гидраты природных газов, М., Недра, 1974.

15. К.Н.Сгурский и др., Техника и монтаж оборудования устья скважин на море, М., ВНИИОЭНГ, 1976.

16. http://www.polimery.ru/material.php?id=8/.

Устройство сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины, содержащее установленное на дне концентрично оси скважины круговое ограждение с конусным куполом, соединенное с подвешенным на поверхности и опущенным на дно морским стояком, поплавковое заборное устройство в канале морского стояка, соединенное с откачивающим насосом, открытый фланец вблизи купола, ленточный проем снизу ограждения, два насоса с противоположной стороны ограждения, отличающееся тем, что напротив ленточного проема снаружи ограждения на стойках установлен экран с возможностью отражения напора придонного морского течения на ленточный проем, при этом экран выполнен в виде дуги окружности эквидистантно поверхности ограждения, с возможностью постоянного и равномерного выведения из огражденной зоны наружу водным потоком газовых гидратов и предотвращения закупоривания этой зоны независимо от направления и скорости придонного морского течения.

poleznayamodel.ru

Устройство сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины

 

Полезная модель относится к средствам локализации утечки нефти из подводной нефтяной скважины вследствие разрыва трубопровода, прорыва нефти через цементированное межтрубное пространство и иных причин, при большой глубине моря.

Устройство содержит установленное на дне концентрично оси скважины круговое ограждение с конусным куполом, соединенным телескопически с подвешенным на поверхности и опущенным на дно морским стояком.

На поверхности в канале морского стояка установлено поплавковое заборное устройство, соединенное с откачивающим насосом.

В обшивке снизу ограждения выполнен ленточный проем, а с противоположной стороны, снаружи ограждения установлены два насоса, один из них запасной.

На обечайке кругового ограждения вблизи купола установлен открытый фланец.

Внутренние поверхности ограждения с куполом и морского стояка покрыты слоем 1 мм сверхвысокомолекулярным полиэтиленом СВМПЭ /UHMWPE/.

Приведен пример локализации утечки нефти до 1600 т в сутки с применением полезной модели. 3 ил.

Заявляемая полезная модель относится к средствам локализации утечки нефти из подводной нефтяной скважины вследствие разрыва трубопровода, прорыва нефти через цементированное межтрубное пространство и иных причин, при большой глубине моря.

Фонтанную арматуру на устье устанавливают, в основном, на глубине, доступной для водолазов /1, с.38/. Эта глубина составляет до 80 м 11, с.180/, и 300 м в жестких скафандрах 11, с.213. В практике нефтедобычи глубина моря достигает 1,5 км. Но большинство зарубежных компаний при больших глубинах моря предпочитают продление эксплуатационной колонны на поверхность, и там устанавливают фонтанную арматуру /1, с.36/.

Утечки нефти из скважины в воду возможны вследствие разрыва трубопроводов, превышения расчетного давления, отказа запорных устройств, разрыва линий управления и силовых линий, аварии на плавучей платформе, падении на дно морского стояка, прорыва нефти через цементированное межтрубное пространство.

Пример крупной аварии приведен в источнике /3/. В море поступало 800 т нефти в сутки.

На дно Мексиканского залива был спущен защитный купол с целью накрыть зону утечки нефти в воду и откачать ее на поверхность /4/.

Но работы были приостановлены после того, как на внутренней поверхности купола образовались кристаллы газовых гидратов - легко воспламеняющихся веществ. Купол получил нежелательную плавучесть и был сдвинут в сторону /5/.

Вместо этого был установлен новый усовершенствованный купол, показанный на фото 161.

Более полная информация о работе этой конструкции отсутствует. По данным источника /7/ утечку нефти удалось прекратить через 3 месяца, т.е. примерно через 2 месяца после установки нового купола.

Наиболее близким к заявляемому устройству являются спускаемые на дно защитные купола /4/, /6/. Они содержат непосредственно закрывающий скважину купол и соединенный с ним и выведенный на поверхность трубопровод.

Эти купола оказались неработоспособными из-за образования на внутренней поверхности кристаллов газовых гидратов /5/, вызывающих нежелательную плавучесть куполов и накопление газовых гидратов.

Задачей заявляемой полезной модели является создание устройства, которое в сочетании с известными средствами позволило бы в короткое время вывести утечку нефти из подводной нефтяной скважины на поверхность, в сепаратор, а затем в резервуар танкера.

Такое устройство должно действовать до полного заглушения аварийной скважины, например, 2-3 месяца.

Решение этой задачи содержит два направления:

1. Сбор и выведение на поверхность утечки нефти.

2. Принятие мер по ограничению накопления газовых гидратов внутри заявляемого устройства.

Первое направление - принимается, что утечки нефти возможны из скважины, из прорыва межтрубного пространства, из разрыва трубопровода в недоступном месте для присоединения к нему.

Задача решается ограждением поверхности дна вокруг центра скважины с куполом, соединенным телескопически с морским стояком, подвешенным на поверхности, с возможностью всплытия глобул нефти внутри морского стояка на поверхность от утечки нефти в огражденной зоне.

Плотность большинства видов нефти составляет от 0,85 до 0,9-0,95 от плотности пресной воды /9/. Средняя плотность поверхностных вод мирового океана 1,0247 г/см3 /10, с.33/. Это происходит из-за растворения соли. С поверхности до глубины 10001500 м океана плотность воды повышается /10, с.33/. Это способствует повышению плавучести нефти. Скорость всплытия глобул нефти в воде за счет архимедовой силы принята 0,2 м/с из источника /8, физика потока в нефтяной скважине/.

Примеры решения первого и второго направлений приведены в расчете, прилагаемом к данному описанию.

Второе направление задачи требует анализа процесса образования газовых гидратов ради работоспособности устройства. Нефть при обычных условиях почти не растворяется в воде. Газы тем более растворены в нефти, чем больше давление, под которым нефть находится в недрах земли. Количество газов в нефти составляет десятки, а иногда и сотни кубометров в 1 т нефти/11, с, 78/.

Большинство природных газов (СН4 С2Н6, C3H 8, СО2, N2, h3S, изобутан) образуют гидраты, которые существуют при определенных термобарических условиях /12/. Внешне они похожи на спрессованный снег или молодой лед. Плотность гидратов 900-1100 кг/м3. Образуясь в потоке, гидраты накапливаются в призабойной зоне пласта, в скважине, в трубопроводах. Это бедствие при добыче газа в северных широтах. Зародыши гидратов образуются на свободной поверхности контакта газ-вода и остаются в объеме воды. Далее они за счет объемной диффузии вырастают в кристаллы. Зародыши гидратов также образуются на свободной поверхности газ-металл с водяной пленкой, далее они растут на поверхности металла за счет диффузии /13, с.68/. Линейная скорость роста кристаллов гидрата составляет 13 мм/ч в течение первых 8 часов, затем она снижается /13, с.65, рис.11. При выходе утечки нефти из земли часть гидратов выходит вместе с нефтью, а растворенные в нефти под большим давлением газы выходят и расширяются, насколько это позволяет давление водяного столба, и поступают в воду.

Здесь создаются идеальные условия для образования гидратов. Один объем воды в гидратном состоянии связывает от 70 до 300 объемов газа /12/.

Но это происходит в течение времени. В зависимости от рода газа образуются легкие и тяжелые гидраты по отношению к воде. Определить общее количество и соотношение легких и тяжелых гидратов невозможно. Легкие гидраты будут всплывать вместе с нефтью к поверхности, оседать за счет адгезии (прилипания) на внутренних поверхностях ограждения и морского стояка. Накопление легких гидратов может привести к сужению проходного канала морского стояка.

С целью предотвращения этого внутреннюю поверхность ограждения с куполом следует покрыть способом напыления сверхвысокомолекулярным полиэтиленом, слоем 1 мм. Такое же покрытие следует сделать для внутренней поверхности морского стояка на всей длине /14/. Практическое отсутствие адгезии (прилипания) полиэтилена решает проблему легких гидратов, которые вместе с нефтью, водой и свободным газом будут всплывать на поверхность, в сепаратор, а нефть из него - в резервуар танкера.

Газовые гидраты тяжелее воды будут интенсивно накапливаться в огражденном объеме воды и через некоторое время там образуется нечто вроде каши из молодого льда, которая заполнит весь объем воды и закупорит вход в морской стояк.

Изложенный анализ происхождения и накопления газовых гидратов позволил сделать выводы, на которых построено заявляемое устройство - полезная модель. Здесь было найдено объяснение тому, что явилось «неожиданными трудностями» для специалистов компании ВР, и автор использовал также этот опыт /4, 05.07.2010/.

Проблема тяжелых газовых гидратов решена тем, что в обшивке ограждения, в нижней его части, образован ленточный проем, ограниченный углом 80°, а с противоположной стороны ограждения и снаружи него установлен насос с возможностью подачи воды извне внутрь ограждения, а затем выхода ее самотеком вместе с образовавшимися в воде тяжелыми и частично легкими газовыми гидратами через проем за пределы ограждения.

Заявляемое устройство позволяет:

- оградить поверхность дна концентрично оси скважины и тем ограничить утечку нефти в водное пространство;

- обеспечить всплытие глобул нефти, крупиц легких гидратов, газа и их направление в канал морского стояка, подъем по каналу с суммарной скоростью всплытия глобул нефти и подъема жидкости насосом на поверхность в сепаратор;

- исключить накопление кристаллов газовых гидратов внутри огражденного объема и внутри канала морского стояка.

Техническим результатом полезной модели является предотвращение накопления кристаллов газовых гидратов внутри ограждения и закупоривания выхода нефти в отводящий трубопровод, кроме того, предотвращается накопление кристаллов газовых гидратов на внутренней поверхности ограждения с куполом и на стенках канала морского стояка.

На фиг.1 показан общий вид «Устройства».

На фиг.2 приведен разрез А-А, показанный на фиг.1.

На фиг.3 приведен разрез Б-Б, показанный на фиг.1.

На фиг.1 показано устьевое оборудование подводной скважины.

Оно содержит опорную плиту 1, фундаментную колонну 2, корпус (головку) устья скважины 3, постоянное направляющее основание 4, гидравлическую муфту 5, блок превенторов 6, сборку морского стояка 7 с эксплуатационной колонной и подъемными трубами внутри него. Корпус ограждения содержит два силовых пояса 8, соединенных стойками 9. По окружности корпуса приварена обшивка 10. Нижний силовой пояс 8 опирается на кольцевое основание 11. Площадь основания 11 рассчитана для удержания веса всего устройства (без морского стояка) на слабом донном грунте без погружения в него. Расчетная нагрузка 0,2 кг/см 2 /15, с.32/. К основанию 11 приварена кольцевая обечайка 12 высотой h, равной 0,5 м. Она предназначена для погружения в грунт и изоляции от поступления внутрь ограждения воды. В обшивке ограждения, в нижней его части образован ленточный проем 13 (фиг.1, 2), ограниченный углом 80°. Угол 80° принят с целью ограничения площади проема. Высота проема h2 является расчетной (см. приложение «Расчет,.»), h2 =0,2 м. Ленточный проем 13 снабжен козырьками 14. Со стороны, противоположной ленточному проему 13, снаружи ограждения на раме установлены два насоса 15. Один из них является запасным. Насосы посредством отдельных электрокабелей связаны с поверхностью. Напор и производительность насосов являются расчетными. Трубопроводы 16 от насосов 15 заходят внутрь ограждения, на конце которых установлены стаканы 17. На обечайке 10 ограждения вблизи купола установлен фланец 18. К верхнему силовому поясу 8 прикреплен каркас конусного купола, состоящий из стержней 19, фланца 20, закрытых облицовкой 21. К фланцу 20 прикреплена труба 22. Внутренний диаметр ограждения D принят, например, 4 м, а высота ограждения Н принята, например, 4 м с целью обойти габариты устьевого оборудования.

Наружная труба 23 морского стояка посредством 4-х канатов 24 через блоки 25 подвешивается к телескопическому соединению для компенсации вертикальных перемещений /15,с.10-11/.

Диаметр D1 морского стояка выбран расчетом, например, 508 мм. Внутренняя труба 26 перемещается вместе с судном. Посредством двух канатов 27 ограждение подвешено к нижнему концу морского стояка. Внутренние поверхности ограждения с куполом и канал морского стояка покрыты методом распыления полиэтиленом слоем 1 мм с возможностью исключения осаждения кристаллов газовых гидратов.

На обшивке купола установлен гидроакустический датчик позиционирования 28 с автономным питанием. На трубе 23 морского стояка закреплен конечный выключатель 29 с гидроакустическим сигналом и автономным питанием (фиг.3). Шток 30 под действием пружины 31 прижат к дну кольцевой канавки в трубе ограждения 22.

Применение устройства - полезной модели происходит при аварии на скважине следующим образом. Аварийное судно со всеми средствами становится на поверхности моря над устьем скважины и стабилизирует свое положение. С борта судна к устью опускаются видеокамеры обычного ТВ и камеры ТВ для непрозрачных сред. Делается анализ ситуации. Производится снятие с устья наибольшее возможное количество оборудования с применением грузоподъемного оборудования, режущих пил, подводных манипуляторов, шнуровой взрывчатки. Отрезка возможна в плоскости Т-Т. На судне установлено ограждение, его труба вставлена в нижнюю трубу морского стояка 23, а затем ограждение посредством канатов 27 привязано к кронштейнам нижней трубы 23. С помощью крана ограждение опускается к поверхности моря и подводится к оси проема на судне, к системе спускоподъемных операций. Последовательным соединением звеньев морского стояка ограждение опускается на дно моря глубиной, например, 1,5 км. Применение морских стояков - водозащитных колонн для разработки подводных скважин является обязательным многие годы.

Посредством видеокамер и гидроакустического датчика позиционирования 28 операторы устанавливают ограждение по оси скважины. Ограждение медленно опускают, обечайка 12 входит в грунт, а основание 11 ложится на грунт. Затем нижняя труба 23 морского стояка опускается, шток 30 (фиг.3) скользит и выходит из канавки трубы ограждения 22. При этом он отжимает пружину 31 конечного выключателя 29, который подает гидроакустический сигнал на поверхность. Опускание морского стояка прекращается, чтобы не погрузить в грунт ограждение. На поверхности верхняя труба морского стояка 23 посредством 4-х канатов 24 через блоки 25 подвешивается к телескопическому соединению для компенсации вертикальных перемещений платформы или судна. При этом положение верха морского стояка в пространстве остается на месте, а внутренняя труба 26 и канаты 24 перемещаются вертикально вместе с судном. Расчетное перемещение до 15 м. Намотка и размотка канатов на приводных барабанах управляется компьютером.

После установки ограждения на скважину и подвески верха морского стояка в трубу 26 опускается поплавковое заборное устройство с обратным клапаном (не показано). Насос соединен с заборным устройством и установлен на судне (не показано). Откачивание жидкости производится в сепаратор, а оттуда нефть подается в резервуар танкера другим насосом. Конкретная разводка может быть выполнена специалистами.

Рассмотрим работу «Устройства» на примере, без чего описание не воспринимается как единое.

Задачей «Устройства» является сбор и выведение на поверхность утечки нефти до 1600 т в сутки или 18,5 л/с. Внутренний диаметр ограждения 4 м, а высота также 4 м без купола. После обустройства верха морского стояка без задержки включаются один насос ограждения и откачивающий насос стояка. Нефть в виде глобул (пузырей) непрерывно всплывает из трубы или грунта под конусный купол ограждения, к каналу стояка. Из нефти выделяются газы, которые интенсивно образуют легкие и тяжелые гидраты в огражденном объеме воды. Свободный газ, крупицы легких гидратов смешиваются с нефтью и водой. Скорость всплытия нефти в воде 0,2 м/с. Производительность насоса на поверхности вдвое больше расчетной утечки и составляет 150 м3/ч жидкости, т.е. он забирает столько же воды. Диаметр морского стояка вдвое больше расчетного диаметра только для нефти, что должно обеспечить прохождение смеси по каналу.

По мере откачивания жидкости на поверхности происходит непрерывный подпор водой снизу - столба жидкости в канале по принципу сообщающихся сосудов, т.е. наверху во внутренней трубе 26 поддерживается уровень моря. Поступление воды в ограждение происходит через фланец 18. Расчетная скорость подъема жидкости по каналу насосом 0,25 м/с. Хотя нефть всплывает в воде со скоростью 0,2 м/с, то суммировать эти скорости не следует ввиду сопротивления газовых пузырей. На поверхности происходит разделение нефти с гидратами, воды и газа.

Производительность насоса 15 ограждения 50 м3/ч обеспечивает обмен воды внутри него 1 раз в 1 час. Это позволяет постоянно выводить из ограждения крупицы тяжелых и частично легких гидратов размером не более 3 мм и не допускать их накопление. Напор насоса 10 м не должен возмущать воду у поверхности дна. От насоса 15 по трубопроводу 16 вода поступает в стакан 17 для успокоения, и затем вдоль поверхности дна она направляется на выход к проему 13. Угол 80° проема (фиг.2) и его высота h2 (фиг.1) определяют скорость вытекания воды 0,025 м/с. При скорости 0,2 м/с всплытие нефти от дна к куполу малая скорость вытекания воды в сторону исключает вынос нефти за контур ограждения. При прохождении воды под козырьком 14 остатки нефти всплывут под козырек 14 и под ним войдут снова в ограждение.

Устройство сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины может работать два-три месяца, пока скважина не будет заглушена. После чего стояк может быть разобран, ограждение поднято, все очищено, проведена ревизия насосов и устройство готово для последующего применения. Создание рабочей конструкции устройства требует проведения опытно-конструкторских и экспериментальных работ. В случае успеха результат может быть весьма эффективным.

В этом случае не потребуется сбор нефти на морских просторах, а на любой подводной скважине при любой глубине моря утечку нефти при разрыве трубопроводов или прорыве межтрубного цементированного пространства достаточно накрыть ограждением, присоединенным к морскому стояку.

Источники информации

1. К.Н.Сгурский, Техника и технология бурения скважин с подводным устьем, М., ВНИИОНГ, 1976.

2. Николас Б. Зинковский, Подводные работы на нефтепромыслах, Л., Судостроение, 1984.

3. http://lenta.ru/news/2010/04/29/leak/.

4. http://lenta.ru/news/2010/05/07/containment/.

5. http://lenta.ru/news/2010/05/09/.

6. http:/lenta.ru/news/2010/05/12/box/.

7. http://lenta.ru/news/2011/01/06/.

8. http://www. smart-well.ru/42htm/.

9. B.A.Соколов, Нефть, М., Недра, 1970.

10. Б.С.Залогин, К.С.Кузьминская, Мировой океан, ACADEMA, 2001.

11. И.М.Губкин, Учение о нефти, М., Наука, 1975.

12. http://www.mining-lbk.ru/g/gidraty/.

13. Ю.Ф.Макогон, Гидраты природных газов, М., Недра, 1974

14. http://www.polimery.ru/material.php?id=8/.

15. К.Н.Сгурский и др., Техника и монтаж оборудования устья скважин на море, М., ВНИИОНГ, 1976.

Устройство сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины, содержащее установленное на дне концентрично оси скважины круговое ограждение с конусным куполом, соединенное с подвешенным на поверхности и опущенным на дно морским стояком, откачивающий насос наверху него, открытый фланец на ограждении вблизи купола, отличающееся тем, что в нижней части ограждения образован ленточный проем, ограниченный углом 80°, а с противоположной стороны ограждения и снаружи него установлен насос с возможностью подачи воды внутрь ограждения, а затем выхода ее через названный проем наружу вместе с образовавшимися в воде тяжелыми и частично легкими газовыми гидратами, кроме того, внутренние поверхности ограждения с куполом и морского стояка покрыты посредством напыления сверхвысокомолекулярным полиэтиленом слоем 1 мм с возможностью ограничения осаждения на них газовых гидратов.

poleznayamodel.ru

Какие устройства используются для сбора разливов нефти и нефтешлама?

Какие устройства используются для сбора разливов нефти и нефтешлама?

Организация мероприятий по ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов включает в себя пункт по обеспечению техникой, механизмами и устройствами для оперативного проведения работ. Ликвидация разливов мазута и нефтепродуктов, очистка акватории осуществляется с применением нефтемусоросборщиков, нефтесборщиков и мусоросборщиков, в зависимости от состава загрязнений.

Поверхность водоемов от загрязнений нефтепродуктами очищают с применением скиммеров. Тип применяемого скиммера зависит от климатических условий и объема разлива нефтепродуктов, так как их конструктивные особенности могут быть разные.

Скиммеры могут устанавливаться стационарно, также есть категории самоходных, буксируемых и переносных устройств. Принцип действия скиммеров бывает несколько видов, но основные это: вакуумный, гидродинамический, пороговый и олеофильный. К малогабаритным и легковесным скиммерам относятся пороговые и вакуумные скиммеры. Такие скиммеры имеют простую и надежную конструкцию, их достаточно легко доставлять в отдаленные районы для проведения аварийных работ.

Принцип работы олеофильных скиммеров основывается на свойстве материалов понуждать продукты нефти и мазута к налипанию. Их применяют на мелких водоемах и в местах с густыми водорослями или растительностью.

В гидродинамических скиммерах, при помощи центробежной силы, происходит разделение в загрязненной воды от нефти.

Системы, по сбору нефтяных загрязнений с поверхности водоемов, состоят из комбинации устройств и заградительных бонов, которые могут применяться как на плаву, так и в стоячем процессе ликвидации локального аварийного разлива нефти на буровых вышках или танкерах на пути следования в море. При этом нефтесборные системы бывают навесные или с буксировкой.

Ликвидация аварийных разливов нефти и сбора нефтешлама производится с применением специализированных судов или танкеров, при помощи которых осуществляется доставка на место переработки или утилизации.

 

xn--80acdifisrobafc6co2l.xn--p1ai