Дайджест - Промышленная безопасность. Буферная емкость для нефти


Нефтемаш-Уфа, Буферные ёмкости-дегозаторы пластовой воды

Буферные емкости-дегазаторы предназначены для дегазации и доочистки пластовой воды от механических примесей и нефтепродуктов перед насосными агрегатами. Данное оборудование является разновидностью аппаратов НГСМ-А.

Буферные ёмкости-дегозаторы пластовой воды

Характеристики

Состав оборудования

Буферная емкость-дегазатор пластовой воды с узлом улавливания нефтепродуктов поставляется в следующей комплектации: горизонтальная емкость с комплектом арматуры, КИП, внутренним коалесцирующим устройством для доочистки воды и устройством для сбора уловленной нефти и ее отвода.

Размеры и объем аппарата определяются в зависимости от требуемой производительности, физико-химических свойств пластовой воды, режима работы и требований к качеству конечной продукции.

Обозначение

Пример обозначения при заказе: Буферная емкость-дегазатор пластовой воды на базе аппаратов НГСМ-А (БЕВ-25-1,0-У1) по ТУ 3615-037-56562997-2012, где: 25 – объем емкости, м3; 1,0 – расчетное давление, МПа; У1 – климатическое исполнение.

Технические характеристики

Рабочая среда

пластовая вода

Объем аппаратов, м3

от 8 до 200

Расчетное давление, МПа

0,6; 1,0; 1,6; 2,5

Производительность по жидкости, м3/сут

до 18 000

Содержание на входе в пластовой воде, мг/л

- нефтепродуктов

до 100

- механических примесей

до 50

Содержание на выходе в пластовой воде, мг/л

- нефтепродуктов

20 - 40

- механических примесей

20 - 40

Объемное содержание газа, л/м3

не более 30

Температура окружающей среды, 0С

от -60 до +50

Технические данные

Экспликация штуцеров

Обозначение Назначение Объем аппарата, м3
25 50 100 150 200
Условный проход, мм
Б1 Вход продукта 200 300 400 500 500
Д1 Выход продукта 200 200 400 400 400
Н1 Выход газа на факел (свечу) 100 100 100 150 150
Е1 Для СППК 150
Г1 Для сигнализатора уровня 50
Ж1 Дренаж 150
И1 Для уровнемера воды 150
К1 Выход уловленной нефти, газа 50
М1,2 Для пропаривания 50
С1 Для датчика давления 50
Т1 Для сигнализатора уровня 50
У1 Люк-лаз 600
Х1 Выход на колпак 500
З1 Для продувки 50
Л1 Для пробоотборника (воздушник) 50
Р1 Для манометра 50

Буферные ёмкости-дегозаторы пластовой воды

Параметры и размеры аппаратов
Шифраппарата Объем, м3 Расчетное давление, МПа Н, мм Dв, мм Sк, мм L, мм L1, мм L2, мм Масса, кг Производитель-ность, м3/сут
по жидкости
БЕВ-25-0,6 25 0,6 4220 2000 8 10104 8500 5000 7291 2000
БЕВ-25-1,0 1,0 10 8554
БЕВ-25-1,6 1,6 12 9546
БЕВ-25-2,5 2,5 18 12746
БЕВ-50-0,6 50 0,6 4875 2400 8 12893 11000 6000 10660 3600
БЕВ-50-1,0 1,0 10 12543
БЕВ-50-1,6 1,6 14 15448
БЕВ-50-2,5 2,5 20 21063
БЕВ-100-0,6 100 0,6 5050 3000 10 14980 13000 8000 19832 7000
БЕВ-100-1,0 1,0 12 22297
БЕВ-100-1,6 1,6 18 28487
БЕВ-100-2,5 2,5 25 38097
БЕВ-150-0,6 150 0,6 5568 3400 12 17826 15300 9000 24591 12000
БЕВ-150-1,0 1,0 14 31550
БЕВ-150-1,6 1,6 20 41090
БЕВ-150-2,5 2,5 28 56800
БЕВ-200-1,0 200 1,0 5568 3400 12 23120 19800 13000 27515 18000
БЕВ-200-1,6 1,6 16 34407

neftemash-ufa.ru

3.4.2.2. Буферные резервуары

В случае неравномерного поступления на очистные сооружения сточных вод и различного качества, их накопление и усреднение по составу осуществляется в буферных резервуарах. В них же происходит и отстаивание сточных вод, при этом выделяется до 90…95 % плавающих нефтепродуктов.

Буферные резервуары представляют собой типовые стальные вертикальные резервуары, вместимость которых рассчитана на пребывание в них воды в течение 6…24 часов.

Расход сточных вод, сбрасываемых из буферных резервуаров на очистные сооружения не должен превышать пропускной способности последних. Выпуск воды из буферных резервуаров необходимо прекращать при появлении нефтепродуктов. Накопившиеся в буферном резервуаре нефтепродукты периодически отводят из резервуара.

3.4.2.3. Нефтеловушки

Основная масса плавающей и эмульгированной нефти и нефтепродуктов удаляется из сточных вод в нефтеловушках. Нефтеловушки представляют собой отстойники, в основном горизонтального типа, в которых нефть и нефтепродукты выделяются из воды и всплывают на поверхность за счет разницы их удельных весов. Кроме того в них оседают и механические примеси.

Для удобства эксплуатации и бесперебойной работы нефтеловушки оборудуются щелевыми трубами. Осадок эвакуируется скребковым транспортером или гидросмывом. Для эффективного отделения нефтепродуктов от воды по периметру каждой секции и у сливного борта устанавливаются на глубине 200 мм от поверхности жидкости пароводяные обогреватели в виде змеевиков.

Рис. 3.5 – Нефтеловушка производительностью 400 м3/ч:

1 – нефтесборная труба; 2 – щелевая распределительная перегородка;

3 – донный клапан; 4 – механизм передвижения скребков; 5 – скребки;

6 – кронштейны

Схемы нефтеловушек приведены на рис. 3.5. Сточные воды, направляемые в нефтеловушку, вначале поступают в распределительную камеру, из которой по трубопроводам передаются в секции. На входе в отстойную часть каждой секции установлены щелевые перегородки, служащие для равномерного распределения потока сточных вод. В конце отстойной части вода проходит под нефтеудерживающей стенкой и через водослив попадает в поперечный сборный лоток, а затем в сборный коллектор. Всплывшие нефтепродукты собираются и отводятся щелевыми поворотными трубами, управляемыми штурвальными колонками. Осадок, выпавший на дно секций, собирается к приямкам скребковым транспортером, удаление осадка производится гидроэлеватором, шламовым насосом, через донные клапаны и т.д.

При исходных показателях: время пребывания воды в нефтеловушке – 2 часа, концентрация нефти и нефтепродуктов в воде 400…1500 мг/л и скорости движения воды 5…10 мм/с, достигаемое остаточное содержание нефтепродуктов не более 50…100 мг/л.

3.4.2.4. Пруды дополнительного отстаивания

При необходимости дополнительное отстаивание сточных вод, прошедших нефтеловушки, осуществляется в прудах. Пруды представляют собой открытые земляные емкости, состоящие из одного или двух отделений. Для предохранения грунтовых вод от загрязнения, дно и откосы пруда покрывают противофильтрующими экранами – глиной, полиэтиленовой пленкой, железобетоном или бетонными плитами.

Пруд оборудуется устройствами, обеспечивающими равномерное распределение воды, устройством сбора всплывших нефтепродуктов и отводами для перекачки стоков, рис. 3.6. Для очистки пруда от иловых осадков используются плавучие землесосные устройства в виде понтона с установленным на нем шламовым насосом и шарнирно закрепленной всасывающей трубы – илоприемника. Передвигается землесосное устройство с помощью тросов и лебедки, установленной на обваловывании пруда.

Эффективность процесса отстаивания оценивается путем отбора проб отстоявшейся воды. Остаточное содержание нефти и нефтепродуктов в сточной воде на выпуске из пруда не должно превышать 15…30 мг/л.

studfiles.net

 

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована на объектах сбора и промысловой подготовки нефти в процессах отделения газа от газонефтяной смеси на первой и второй ступени сепарации нефти. Задача полезной модели заключается в повышении качества подготовки нефти и эффективности сепарации нефти на установках сбора и подготовки нефти и газа. Решение задачи достигается тем, что в буферной емкости-газосепараторе состоящей из корпуса, входного направляющего короба, верхнего входного и нижнего выходного патрубков, смонтированы наклонные сепарационные полки, по которым движется газонефтяная смесь от верхнего входного патрубка в нижнюю часть буферной емкости (к нижнему выходному патрубку). Наклонные сепарационные полки с небольшими порогами расположены в виде ступенек, которые последовательно расширяются по мере снижения. Эффективность предлагаемой буферной емкости-газосепаратора достигается за счет реконструкции внутренней начинки буферной емкости путем установки наклонных сепарационных полок в пустотелой буферной емкости, что позволяет улучшить процесс дегазации нефти при минимуме затрат металла на ее изготовление. Монтаж буферной емкости-газосепаратора с наклонными сепарационными полками дает дополнительные преимущества за счет снижения количества газа в перекачиваемой нефти: на первой ступени сепарации - объекты добычи нефти - ДНС (дожимная насосная станция), ГУ (групповая установка), СП (сборный

пункт), при перекачке отсепарированной нефти на вторую ступень сепарации: - увеличивается КПД насосов перекачки; - уменьшается перемешивание нефтегазового потока и тем самым снижается гидросопротивление; - отделившийся на первой ступени сепарации газ движется естественным путем (под собственным давлением), что снижает усилия работы компрессоров при перекачке оставшегося газа со второй ступени сепарации. на второй ступени сепарации объекты подготовки нефти - УПВСН (установка переработки высокосернистой нефти) и Товарный парк: наклонные сепарационные полки обеспечивают равномерное поступление нефти в буферную емкость - газосепаратор, что уменьшает пенообразование; снижается ДНП (давление насыщенных паров), что приводит к повышению качества товарной нефти. Предложенная буферная емкость-газосепаратор может быть изготовлена промышленным способом, что подтверждают испытания опытного образца, проводящиеся в настоящее время. Использование буферной емкости-газосепаратора позволяет соблюдать экологическую безопасность и улучшить условия труда обслуживающего персонала, тем самым повысить культуру производства.

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована на объектах сбора и промысловой подготовки нефти в процессах отделения газа от газонефтяной смеси на первой и второй ступени сепарации нефти.

Предпосылки для создания полезной модели.

На объектах сбора и подготовки нефти отбор газа осуществляется в буферных емкостях. Эти емкости являются пустотелыми и не предусмотрены для эксплуатации в качестве нефтегазосепараторов. Существуют также нефтегазосепараторы с внутренними вертикальными перегородками, которые эффективны при больших скоростях подаваемой газонефтяной смеси.

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее:

на объектах сбора и промысловой подготовки нефти применяются различные нефтегазосепараторы, которые не позволяют эффективно решать проблему дегазации нефти. Все это ведет к ухудшению качества подготавливаемой нефти и как следствие:

- снижается КПД (коэффициент полезного действия) насосов перекачки;

- увеличивается гидросопротивление трубопроводов;

- требуются дополнительные усилия работы компрессоров при перекачке не отделившегося на первой ступени сепарации газа со второй ступени сепарации;

- увеличивается ДНП (давление насыщенных паров) товарной нефти.

Известен аппарат 1-200-3400-0,8-2-1-3-0 (Черновицкого машиностроительного завода им.Дзержинского), который представляет собой

пустотелую емкость с наружными патрубками для подвода и отвода нефти. Процесс отделения газа происходит следующим образом: изливающаяся с верхнего входного патрубка струя газонефтяной смеси от удара об поверхность рабочего уровня нефти дегазируется.

Недостатками известного аппарата являются: слабое отделение газа от нефти, образование газовой пены, что ведет к повышению ДНП. Данная пустотелая емкость не предусмотрена для эксплуатации как нефтегазосепаратор и применяется в качестве отстойника нефти.

Существует нефтегазосепаратор НГС 11-0,6-2400-1T ОАО «Дмитровхиммаш», состоящий из пустотелой емкости с наружными патрубками для подвода, отвода нефти и внутренней начинки в виде вертикальных перегородок.

Процесс отделения газа в данном устройстве осуществляется следующим образом: при протекании газонефтяной смеси с бокового верхнего патрубка через вертикальные перегородки происходит отделение газа за счет образования вихревых потоков между перегородками.

Недостатком данного нефтегазосепаратора является то, что этот процесс эффективен в случае подачи газонефтяной смеси с большим напором, что происходит редко, особенно на второй ступени сепарации.

Задача полезной модели заключается в повышении качества подготовки нефти и эффективности сепарации нефти на установках сбора и подготовки нефти и газа.

Решение задачи достигается тем, что в буферной емкости-газосепараторе состоящей из корпуса, входного направляющего короба, верхнего входного и нижнего выходного патрубков, смонтированы наклонные сепарационные полки, по которым движется газонефтяная смесь от верхнего входного патрубка в нижнюю часть буферной емкости (к нижнему выходному патрубку). Наклонные сепарационные полки с небольшими порогами расположены в виде ступенек, которые последовательно расширяются по мере снижения.

Полезная модель поясняется чертежами, где на фиг.1 (вид сбоку) и фиг.2 (вид сверху).

Буферная емкость-газосепаратор включает в себя корпус 1, внутри которого смонтированы:

- входной направляющий короб 2 для равномерной подачи газонефтяной смеси на наклонные сепарационные полки 3, тем самым предотвращается образование газовой пены внутри буферной емкости-газосепараторе, что ускоряет процесс дегазации нефти;

- четыре наклонные сепарационные полки 3 с небольшими порогами (выступами) 4 в передней части и боковыми направляющими (на фиг. не указаны). Наклонные сепарационные полки 3 расположены в виде ступенек для увеличения длины пути и времени движения газонефтяной смеси;

- выносной каплеуловитель 5 для улавливания капелек нефти из потока сепарированного газа.

- верхний входной патрубок подачи газонефтяной смеси и нижний выходной патрубок для отвода сепарированной нефти (на фиг. не указаны).

На внутреннюю часть корпуса 1 нанесено антикоррозионное покрытие и имеются протектора для дополнительной антикоррозионной защиты (на фиг. не указаны).

Буферная емкость-газосепаратор работает следующим образом: газонефтяная смесь подается через входной направляющий короб 2 в буферную емкость и, последовательно стекая по наклонным сепарационным полкам 3, направляется самотеком в нижнюю часть буферной емкости.

Движение газонефтянной смеси напоминает «водопад». Наклонные сепарационные полки 3 расположены в виде ступенек для увеличения длины пути и времени движения газонефтяной смеси, кроме того наклонные сепарационные полки 3 расширяются по мере снижения для увеличения площади растекания тонким слоем газонефтяной смеси (см. фиг.2). При ударах газонефтяной смеси о пороги 4 наклонных сепарационных полок 3 и растекании тонким слоем происходит интенсивное выделение

окклюдированных пузырьков газа из нефти (т.е. дегазация нефти) и тем самым значительно увеличивается эффективность сепарации.

Отсепарированная нефть через нижний выходной патрубок поступает на выкидную линию.

Эффективность предлагаемой буферной емкости-газосепаратора достигается за счет реконструкции внутренней начинки буферной емкости путем установки наклонных сепарационных полок в пустотелой буферной емкости, что позволяет улучшить процесс дегазации нефти при минимуме затрат металла на ее изготовление.

Монтаж буферной емкости-газосепаратора с наклонными сепарационными полками дает дополнительные преимущества за счет снижения количества газа в перекачиваемой нефти:

на первой ступени сепарации - объекты добычи нефти - ДНС (дожимная насосная станция), ГУ (групповая установка), СП (сборный пункт), при перекачке отсепарированной нефти на вторую ступень сепарации:

- увеличивается КПД насосов перекачки;

- уменьшается перемешивание нефтегазового потока и тем самым снижается гидросопротивление;

- отделившийся на первой ступени сепарации газ движется естественным путем (под собственным давлением), что снижает усилия работы компрессоров при перекачке оставшегося газа со второй ступени сепарации. на второй ступени сепарации объекты подготовки нефти - УПВСН (установка переработки высокосернистой нефти) и Товарный парк:

наклонные сепарационные полки обеспечивают равномерное поступление нефти в буферную емкость-газосепаратор, что уменьшает пенообразование;

- снижается ДНП (давление насыщенных паров), что приводит к повышению качества товарной нефти.

Предложенная буферная емкость-газосепаратор может быть изготовлена промышленным способом, что подтверждают испытания опытного образца, проводящиеся в настоящее время.

Использование буферной емкости-газосепаратора позволяет соблюдать экологическую безопасность и улучшить условия труда обслуживающего персонала, тем самым повысить культуру производства.

Буферная емкость-газосепаратор, содержащая корпус, входной направляющий короб, верхний входной и нижний выходной патрубки и выносной каплеуловитель, отличающаяся тем, что она снабжена наклонными сепарационными полками с порогами и боковыми направляющими, при этом наклонные сепарационные полки выполнены в виде ступенек, расширяющимися по мере снижения.

poleznayamodel.ru

Буферные емкости

Для безаварийной работы производство ацетилена снабжается инертным газом от двух источников питания или буферными емкостями с постоянным запасом инертного газа, обеспечивающим двухчасовую работу производства. [c.27]

На установке разделения воздуха разорвалось колено трубопровода на выходе из буферной емкости четвертой ступени воздушного компрессора ЗГ-6000/200. Причины аварии — сильное протекание клапана, превышение температуры и воспламенение паров масла в буферной емкости. [c.171]

При проскоке газов через сальники, арматуру и продувочные устройства компрессорных установок воздушная среда помещений может загрязняться взрывоопасными и токсичными газами. Поэтому при компримировании предусматривают промывку сальников, а выходящие через сальники газы отсасывают из здания з атмосферу. Из компрессорных установок для взрывоопасных газов скапливающиеся в буферных емкостях, холодильниках, влаго-маслоотделителях и других емкостях конденсат и масло выдуваются в бак для отделения конденсата и масла от газа. Газ из бака продувок нельзя выводить в атмосферу рабочего помещения. Бак продувок оснащают устройством, предупреждающим проникновение воздуха в аппаратуру и коммуникации со взрывоопасным газом. [c.180]

При прокладке трубопроводов должны быть предусмотрены компенсирующие приспособления крепления трубопроводов нужно располагать на таких расстояниях, при которых частота собственных колебаний каждого отдельного пролета не превышает более чем в 1,5—2 раза наивысшую частоту возмущающих сил от пульсации потока газа. Эффективным средством гашения вибрации являются акустические буферные емкости, устанавливаемые на трубопроводах всасывания и нагнетания циркуляционных компрессоров. Большое значение имеет правильное определение точек контроля состояния трубопроводов. [c.86]

Целесообразно внедрить дистанционное управление арматурой, установленной на байпасных линиях компрессоров второго каскада, заменить шариковые обратные клапаны на линиях нагнетания компрессоров более надежными клапанами и предусмотреть буферные емкости после компрессоров второго каскада для обеспечения плавной подачи этилена в реактор. [c.112]

Чтобы избежать подобных аварий, перед гидрозатвором смонтировали буферную емкость для осаждения шлама, уносимого азотом при передавливании. Кроме того, разработана схема заполнения гидрозатвора маслом, исключающая возможность попадания в него воздуха. [c.154]

Созданием необходимого запаса сырья и полуфабрикатов на сырьевых и промежуточных складах, а также в цеховых приемных и буферных емкостях. [c.107]

Особое место в обеспечении непрерывности производства занимают цеховые приемные и буферные емкости. [c.112]

В состав установки кроме компрессоров, воздуходувок, осушителей и буферных емкостей входят две камерные топки. В одной топке сжигается топливный газ, и при этом получается инертный газ, а в другой топке получаются дымовые газы, которыми производится регенерация адсорбента в осушителях. Эти топки, в особенности топка, в которой получается инертный газ, [c.220]

Достаточно было установить резервные компрессоры и увеличить количество буферных емкостей для аварийного запаса инертного газа, как появилась возможность значительное время года использовать в работе два воздухоразделительных блока и тем самым улучшить снабжение предприятий инертным газом. [c.221]

Сети сжатого воздуха должны иметь буферные емкости, обеспечивающие запас сжатого воздуха для работы приборов автоматического регулирования в течение не менее 1 ч. Эти требования не распространяются на установки, в которых включение компрессоров осуществляется автоматически по давлению воздуха или газа в ресивере. [c.70]

Принудительный налив (рис. 53, б) производят при помощи насосов. Налив через буферную емкость (рис. 53, в) включает первые два способа и применяется при благоприятном рельефе территории нефтебазы. Налив железнодорожных цистерн осуществляют через эстакады 1. Число эстакад и их длину выбирают в зависимости от объема операций и грузоподъемности цистерн. Эстакады оборудуют двумя или тремя основными коллекторами, коллектором для слива неисправных цистерн и воздушным коллектором. [c.185]

Для сглаживания пульсаций давления сжатого воздуха или газа между поршневым компрессором и магистралью устанавливаются воздухосборники или газосборники (буферные емкости), объемом, определяемым техническим расчетом. Эти емкости устанавливают вне помещения компрессорной на открытой ограждаемой площадке, они оснащены кранами для спуска воды и масла, манометрами и предохранительными клапанами, имеют лазы или люки для очистки. Между буферной емкостью и компрессором ставится обратный клапан. [c.313]

Системы обеспечения сжатым воздухом средств управления и ПАЗ должны иметь буферные емкости (реципиенты), обеспечивающие питание воздухом систем контроля, управления и ПАЗ при остановке компрессоров в течение времени, достаточного для безаварийной остановки объекта, что должно быть подтверждено расчетом, но не менее 1 ч. Запрещается использование сжатого воздуха не по назначению. [c.77]

Помещения управления технологическими объектами и установки компримирования воздуха должны оснащаться световой и звуковой сигнализацией, срабатывающей при падении давления сжатого воздуха в сети до буферных емкостей (реципиентов). [c.77]

В зале электролиза и в отделении регенерации ртути должны быть предусмотрены разводка вакуум-трубопроводов и буферные емкости для сбора пролитой ртути. [c.10]

Хранилища жидкого хлора (танки, мерники и буферные емкости) 1. Техническое освидетельствование а) наружный и внутренний осмотры (см. Примеч., п. 1) б) гидравлическое испытание пробным давлением 2. Замер. толщины стенок корпуса (см. Примеч., п. 2) 3. Ревизия запорной арматуры, предохранительных клапанов и мембран, КИПиА 4. Ревизия сифонов 5. Испытание на плотность (см. Примеч., п. 3) 6. Ремонт изоляции с наружной окраской корпуса 12 мес. (предприятие) 4 года (специализированная организация) 8 лет (специализированная организация) 12 мес. 12 мес. 12 мес. 12 мес. 12 мес. [c.58]

На нагнетающих линиях компрессоров должны быть установлены буферные емкости-гасители пульсаций. [c.35]

Буферные емкости на всасывании и нагнетании желательно располагать в непосредственной близости от соответствующих патрубков цилиндров компрессора. Если между буферными емкостями и цилиндрами предусматривается фланцевый разъем, должна быть обеспечена возможность демонтажа емкости без снятия цилиндров. [c.10]

Сосуды и аппараты компрессорной установки (холодильники, буферные емкости, масловлагоотделители и др.) конструируются, изготавливаются, регистрируются и эксплуатируются в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением ПБ 10-115-96, ОСТ 26-291-94 Сосуды и аппараты стальные высокого давления. Общие технические условия и ОСТ 24-201-03-90 Сосуды и аппараты стальные высокого давления. Общие технические требования в случае, если на эти сосуды распространяется действие указанных документов. [c.12]

В качестве буферных емкостей при обоснованности газодинамическим расчетом могут быть учтены объемы масловлагоотделителей. [c.13]

Гибкость трубопроводов, соединяющих цилиндры компрессора с аппаратурой (буферные емкости, холодильники), должна быть достаточной, чтобы компенсировать температурные деформации компрессора и трубопровода. [c.14]

Места установки компрессорного оборудования холодильников, масловлагоотделителей, буферных емкостей, вентиляторов и других устройств. [c.32]

Компрессорная станция должна иметь аварийный ввод резервного питания электроэнергией. В случаях, когда оборудование воздушной компрессорной станции не отвечает вышеуказанным условиям, сети сжатого воздуха должны иметь буферные емкости с часовым запасом сжатого воздуха для работы контрольноизмерительных приборов. [c.18]

Сети сжатого воздуха должны иметь буферные емкости, обеспечивающие запас сжатого воздуха, для работы приборов автоматического регулирования течение не менее одного часа. [c.139]

Для обеспечения КИП должны быть предусмотрены отдельная от общей сеть и буферная емкость азота. [c.144]

Буферная емкость азота должна быть рассчитана не менее чем на 4-часовой расход его для КИП завода. [c.144]

Для выполнения работ по монтажу, демонтажу и замене, а также ремонту холодильников, влагомаслоотделителей, буферных емкостей и участков коммуникаций помещения должны быть оборудованы соответствующими средствами механизации. [c.368]

Буферные емкости, холодильники, влаго-маслоотделители и другие узлы компрессорной установки, в которых скапливаются конденсат и масло, должны продуваться в бак продувок для разделения конденсата и масла от газа  [c.369]

На газопроводах для взрывоопасных и токсичных газов давлением менее 1 МПа (за исключением линий всасывания, работающих под давлением не выше 0,15 МПа) применяют плоские приварные фланцы, рассчитанные на условное давление 1 МПа на газопроводах при давлении 1 МПа применяют фланцы, приваренные встык. Сосуды и аппараты компрессорных установок, работающие под давлением (буферные емкости, холодильники, влагоот-делители, акустические фильтры, баки продувок и глушители) должны соответствовать Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением детали этих аппаратов необходимо изготавливать согласно действующим нормалям и ГОСТам. Сосуды, работающие под давлением взрывоопасных и токсичных газов, произведение емкости которых V на давление р превышает 50 кН-м (500 л-кгс/см2), регистрируются в органах Госгортехнадзора. Сосуды, аппараты и цилиндры компрессорных установок после изготовления и ремонта необходимо испытывать гидравлическим давлением в соответствии с правилами. Пробное давление при гидравлическом испытании цилиндров, работающих под давлением до 40 МПа, составляет 1,5 р, а работающих под давлением выше 40 МПа составляет 1,25 р, но не менее 60 МПа. [c.182]

Первым источником питания, как правило, являются общезаводские азотные магистрали газа, скомпримированного до давления 300—500 кПа (3— 5 кгс/см2). Из этой сети азот поступает через редуцирующий клапан в буферную емкость с давлением 5 кПа (0,05 кгс/см2). Из буферной емкости азот направляется в систему компримирования до давления более 1000 кПа (10 кгс/см2), затем охлаждается в теплообменниках, проходит влагоотделители, фильтры и поступает в ресиверы скомпримированного газа. [c.128]

Из ресивера часть азота, необходимая для нормального ведения процесса окисления, поступает в окислители, избыточный азот из ресивера, предварительно средуцированный до давления 5 кПа (0,05 кгс/м2), возвращается в буферную емкость низкого давления. При кратковременном прекращении подачи азота из магистрали его отбирают из специальных емкостей. После редуцирования и очистки азот направляют в окислители. В емкостях азот содержится под давлением до 1,8 МПа (18 кгс/см2). [c.128]

Для питанпя контрольно-измерительных приборов и приборов автоматического регулирования следует предусматривать отдельные магистрали сжатого воздуха и инертного газа. На магистралях сжатого воздуха устанавливаются буферные емкости, обеспечивающие запас сжатого воздуха для работы приборов автоматического регулирования в течение не менее 1 ч. При отсутствии специальных установок компримирования воздуха для нужд КИП должен быть буфер, с обратным клапаном, автоматически отключающем, s случае необходимости, сеть сжатого воздуха для приборов от всех других сетей. [c.331]

Групповой замерно-сепарационный аппарат разделен при помощи поперечных перегородок на три камеры (секции) камера / для сепарации продукции скважины, подключенной на замер камера II (рабочая) для сепарации продукции остальных скважин камера III является буферной емкостью сепаратора перед насосами. Перегородка между камерами I и II герметически разобщает их, перегородки между камерами II и III позволяют продавливать нефть из камеры II в камеру [c.67]

Для автоматизации откачки нефти в камеру III установлены три датчика предельного уровня 19, 20 и 21 типа ДПУ-1. Верхний датчик 19 фиксирует аварийный уровень в буферной емкости и подает сигнал на блок местной автоматики при аварийном уровне. Два других датчика обеспечивают откачку нефти из буферной емкости. Копда уровень нефти в буферной емкости достигает поплавка датчика 20, включается рабочий насос и начинается откачка жидкости. После снижения уровня до датчика 21 последний дает сигнал на отключение насоса. [c.67]

Горизонтальные сеператоры — одна горизонтальная емкость со сферическими днищами (одноемкостные сепараторы). Одноемкостный гидроциклонный сепаратор состоит из одноточной гидроциклонной головки и технологической (буферной) емкости. [c.74]

Верхний продукт с температурой 94°С проходит конденсаторы-холодильники 12, охлаждается до 30 °С, в результате чего конденсируется, а затем поступает в бензосепараторы 13, где за счет уменьшения скорости движения смеси происходит отделение конденсата бензина от конденсата воды газов. Отделившаяся вода сбрасывается в канализацию, а бензин отводится в промежуточную емкость 14, откуда одна часть его насосом 15 подается на орошение верха стабилизационной колонны 11 для поддержания температуры, другая часть насосом 16 подается в буферные емкости склада готовой продукции газобензинового завода. [c.95]

В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности используются вибросистемы колебаний типа буферных емкостей для превращения пульсирующего потока газа или жидкостей в равномерный. [c.106]

Газгольдеры предназначены для приема, храпения и подачи (равномерной по объему и давлению) газа потребителям. На нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях газгольдеры включаются в технологические линии, в том числе в разЕ итые факельные системы, являются буферными емкостями [c.325]

Объем буферных емкостей должен быть выбран таким, фгобы степень неравномерности давления 8 была менее, чем [c.13]

На установках большой мощности (по списку, согласованному с Миннефте-химпромом СССР и Госгортехнадзором СССР) должны быть установлены аварийные воздушные компрессоры или буферные емкости сжатого воздуха. [c.18]

ru-safety.info

способ подготовки нефти - патент РФ 2517660

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом является обеспечение равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев её работы. Способ включает подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из эмульсии в аппарате и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание эмульсии и откачку нефти потребителю. После аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа. При этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути эмульсии из аппарата предварительного сброса воды в буферные сепарационные емкости. Трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Буферные сепарационные емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса. После буферных сепарационных емкостей перед нагревом эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию эмульсии в вертикальном резервуаре. При увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость. При снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды. 2 ил.

Рисунки к патенту РФ 2517660

способ подготовки нефти, патент № 2517660 способ подготовки нефти, патент № 2517660

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти в условиях нефтепромысла.

Известен способ сбора и подготовки продукции скважин, включающий сепарацию и выдержку в буферной сепарационной емкости (Патент РФ № 2473374, опубл. 27.01.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в электродегидраторах с подачей в электродегидраторы через диспергатор пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и электродегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из электродегидраторов готовой нефти через теплообменники в буферные емкости готовой нефти, горячую сепарацию газа в буферных емкостях готовой нефти и откачку нефти потребителю (Тронов В.П. «Системы нефтесбора и гидродинамика основных технологических процессов». Фэн. Казань, 2002, с. 335-337 - прототип).

Недостатком известных способов является сбой в работе установки подготовки нефти при неравномерном поступлении водогазонефтяной эмульсии (продукции скважин).

В предложенном изобретении решается задача обеспечения равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращения сбоев ее работы.

Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу нефтяной эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из нефтяной эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание нефтяной эмульсии и откачку нефти потребителю, согласно изобретению после аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости нефтяную эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа, при этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути нефтяной эмульсии из аппарата предварительного сброса воды в буферные сепарационные емкости, трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах, буферные сепарационные емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса, после буферных сепарационных емкостей перед нагревом нефтяную эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию нефтяной эмульсии в вертикальном резервуаре, при увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость, а при снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды.

Сущность изобретения

При совпадении циклов откачки и остановок с цехов добычи нефти и газа происходят максимальные колебания поступления сырья на установку подготовки нефти. Такое положение дел снижает эффективность работы отстойников установки предварительного сброса воды, а также ступени сепарации перед технологическими резервуарами, увеличивая риск попадания нефти и газа в резервуары для очистки сточной воды, нередко приводя к сбоям в работе установки. В предложенном изобретении решается задача обеспечения равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращения сбоев ее работы. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 и 2 представлена установка для подготовки нефти, включающая аппарат предварительного сброса воды 1, коллектор 2, буферные сепарационные емкости 3, вертикальный резервуар 4, сырьевой насос 5, печь 6, аппарат горячего обезвоживания 7, аппарат горячего обессоливания 8, дополнительнаую емкость 9 и насос 10.

Подвод в коллектор 2 и отвод нефтяной эмульсии из коллектора 2 организуют в нижней части коллектора 2, за счет чего образуют гидрозатвор на пути нефтяной эмульсии из аппарата предварительного сброса воды 1 в буферные сепарационные емкости 3, предотвращающий прорыв газа при возможных колебаниях давления.

Коллектор 2 выполнен из трубы большого диаметра порядка 500 мм. Диаметр коллектора 2 подобран таким образом, чтобы в нем было создано раздельное течение жидкости и газа. Коллектор 2 смонтирован горизонтально перед параллельно работающими буферными сепарационными емкостями 3. Для отвода газа смонтирован трубопровод с плечом длиной от коллектора 2, достаточной чтобы не допустить попадание жидкости в буферную сепарационную емкость 3 при колебаниях уровня в коллекторе 2. Трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей 3 выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах, делая тем самым систему саморегулирующейся. Буферные сепарационные емкости 3 заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса.

Устройство работает следующим образом.

Нефтяную эмульсию с нефтепромыслов направляют в аппарат предварительного сброса воды 1, там производят отделение из нефтяной эмульсии части воды и газа и сброс части воды на очистные сооружения, а газа в газовую линию. Затем нефтяную эмульсию подают в коллектор 2, где происходит отделение газа от нефтяной эмульсии. Из коллектора 2 нефтяную эмульсию подают в буферные сепарационные емкости 3, где выполняют сепарацию нефтяной эмульсии. После этого нефтяную эмульсию выдерживают в вертикальных резервуарах 4 для разделения на нефть, воду и газ. Вслед за этим нефтяную эмульсию сырьевым насосом 5 подают на нагрев в печи 6, нагревают и проводят горячее обезвоживание и обессоливание в аппаратах 7 и 8 и откачивают потребителю. За счет коллектора 2 образуют гидрозатвор на пути нефтяной эмульсии из аппарата предварительного сброса воды 1 в буферные сепарационные емкости 3.

При увеличении количества поступающей жидкости и при течении ее из коллектора 2 через трубопровод отвода жидкости увеличиваются гидравлические потери в последнем. Вследствие чего жидкость не успевает истекать в буферную сепарационную емкость 3, а в коллекторе 2 повышается уровень жидкости. С повышением уровня (максимально. допустимое увеличение уровня в коллекторе 0,2 м над уровнем входа в буферную сепарационную емкость) увеличивается давление столба жидкости (максимальное увеличение 2 кПа), определяемое разницей уровня жидкости в коллекторе 2 и уровнем входа жидкости в буферную сепарационную емкость 3. В связи с тем, что диаметры коллектора 2 и трубопровода отвода жидкости достаточно большие, гидравлические потери в них, даже при максимальном расходе жидкости, не превышают 2 кПа. Следовательно, при изменениях расхода жидкости увеличение уровня в коллекторе 2 будет уравновешивать гидравлическое сопротивление в трубопроводе отвода жидкости (саморегулирование), а сам уровень при этом будет всего лишь незначительно колебаться, оставляя в коллекторе 2 газовую прослойку, предотвращая попадание жидкости в газовую линию и обеспечивая равномерность поступления газовой и жидкой фаз.

При совпадении циклов откачки с цехов добычи нефти и газа давление в коллекторе 2 увеличивается и часть водонефтяной эмульсии направляется в дополнительную емкость 9. При совпадении циклов остановки подачи нефтяной эмульсии с цехов добычи нефти и газа нефтяную эмульсию из дополнительной емкости 9 направляют насосом 10 на вход аппарата предварительного сброса воды 1. Набранный уровень жидкости в дополнительной емкости 9 позволяет решить проблему с равномерностью загрузки установки и отсепарировать попутный нефтяной газ.

Размещение буферных сепарационных емкостей 3 в наивысшей точке процесса обеспечивает выделение всего газа из нефтяной эмульсии.

Площадь зеркала в буферных сепарационных емкостях 3 устанавливают в пределах от 70 до 90 м2, а сами емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на высоте 16 м, что является необходимым для выделения газа из всего объема нефтяной эмульсии.

Пример конкретного выполнения

Опытно-промышленные испытания способа проводились на установке подготовки высокосернистой нефти Минибаевского ЦПС НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». Технологическая схема представлена на фиг.1. Нефтяную эмульсию с цехов добычи нефти и газа с расходом 200÷280 м3 /ч и давлением 0,4÷0,6 МПа с обводненностью до 80% подают параллельными потоками в два горизонтальных аппарата предварительного сброса воды 1 объемом по 200 м3 каждый, где при давлении 0,6 МПа и температуре 5°C происходит гравитационный отстой нефти и воды. Затем нефть поступает в коллектор 2 с расходом 260÷280 м3/ч. под избыточным давлением системы нефтесбора 0,4-0,8 МПа. Коллектор 2 выполнен из трубы диаметром 500 мм и длиной 1500 мм, расположен горизонтально на высоте 16,5 м от земли. Трубопровод для отвода жидкости из коллектора 2 смонтирован таким образом, чтобы между буферной сепарационной емкостью 3 и коллектором 2 образовался гидрозатвор, предотвращающий прорыв газа при возможных колебаниях давления. Для отвода газа из коллектора 2 смонтирован трубопровод с плечом длиной 2 м от коллектора 2, чтобы не допустить попадание жидкости в буферную сепарационную емкость 3 при колебаниях уровня жидкости в коллекторе 2.

Из коллектора 2 нефтяная эмульсия поступает на прием буферных сепарационных емкостей 3, где увеличивается глубина сепарации, и далее в вертикальные резервуары 4. Вода сбрасывается на очистные сооружения. Площадь зеркала в буферных сепарационных емкостях устанавливают в пределах от 70 до 90 м2, а сами емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на высоте 16 м, что является необходимым для выделения газа из всего объема нефти. Отделение газа из водонефтяной эмульсии, направляемой в вертикальные резервуары 4, осуществляется в приемном коллекторе 2 и буферных сепарационных емкостях 3 при давлении 0,01÷0,15 МПа.

При увеличении давления в коллекторе 2 более 0,5 МПа часть водонефтяной эмульсии направляют в дополнительную емкость 9 и при снижении давления нефтяную эмульсию из дополнительной емкости 9 направляют насосом 10 на вход аппарата предварительного сброса воды 1.

Таким образом, удается обеспечить равномерность поступления нефтяной эмульсии на установку подготовки нефти, повысить степень разделения нефтяной эмульсии на нефть, воду и газ.

Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев ее работы.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ подготовки нефти, включающий подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу нефтяной эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из нефтяной эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание нефтяной эмульсии и откачку нефти потребителю, отличающийся тем, что после аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости нефтяную эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа, при этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути нефтяной эмульсии из аппарата предварительного сброса воды в буферные сепарационные емкости, трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах, буферные сепарационные емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса, после буферных сепарационных емкостей перед нагревом нефтяную эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию нефтяной эмульсии в вертикальном резервуаре, при увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость, а при снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды.

www.freepatent.ru


Смотрите также