2013

Модернизация горизонтального сепаратора. Применение системы гидроразмыва осадка для очистки сепаратора от механических примесей-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 172258
Дата закачки: 08 Августа 2016
Продавец: nakonechnyy.1992@list.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Модернизация горизонтального сепаратора. Применение системы гидроразмыва осадка для очистки сепаратора от механических примесей-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Целью дипломного проекта является модернизация системы сбора нефти и газа. Проект состоит из пояснительной записки и чертежей.
В пояснительной записке приведено описание системы сбора и подготовки нефти и газа, назначение и классификация сепараторов, патентно-информационный обзор. Отдельный раздел дипломного проекта посвящен описанию модернизированного горизонтального сепаратора. Основой модернизации горизонтального сепаратора является применение системы гидроразмыва осадка для очистки сепаратора от механических примесей. Использование системы гидроразмыва осадка позволяет достичь уменьшения затрат на очистку сепаратора, уменьшения коррозии металла, увеличения срока эксплуатации аппарата за счет регулярной очистки стенок сепаратора от механических примесей. В конструкторской части приведены основные расчеты. Проект рассмотрен с точки зрения безопасности и экологичности, рассчитана экономическая выгода от применения модернизации.
Объем расчетно-пояснительной записки составляет 85 страниц. В них 9 рисунков, 2 графика, 3 таблицы, 35 источников использованной литературы. Графическая часть составляет 10 листов.
1 Система сбора и подготовки нефти и газа

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Требования к качеству нефти в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1 %. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти и газа.
Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные замерные установки (АЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, откуда она поступает в сепаратор первой ступени (С) для первичной сепарации для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу в резервуар сбора газа (Р) и затем на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору в сепаратор второй ступени (С), где также происходит отделение пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ.
Вода, отделенная от нефти на сепараторах первой и второй ступени, поступает на установку подготовки сточной воды (УПСВ). Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды очищают от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивают через насосную станцию сточной воды (НССВ) в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.
В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность.
Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 часов и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания.
В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80° С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором (К) и через теплообменники (Т) направляются в сборный газопровод. В газопроводе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.
Затем по трубопроводам нефть проходит на следующие ступени сепарации в сепараторы и т.д. При многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93 - 7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С3), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.
Если при том же высоком начальном устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов: С3 - С5.
Следовательно, при многоступенчатой сепарации выход товарной нефти увеличится на 1,5 - 3,0 % масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С3-С5. При этом она становится менее плотной и вязкой.
Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5 - 7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-, двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю. Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.
С точки зрения экономии металла, удобства обслуживания целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию.
Выделенный из нефти газ с помощью компрессоров (К) и через теплообменники (Т) направляются в резарвуар, оттуда на ГПЗ.
В резервуаре сбора газа от него окончательно отделяются частички нефти и попадают через линию доочистки в сепаратор первой ступени. Чистый газ по газопроводу поступает на ГПЗ.
Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуар товарной нефти (Р) и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.
Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков. Для контроля за нефтепродуктами и предотвращении утечек на каждой линии трубопроводов установлены запорные устройства (ЗУ).

2 Назначение и классификация сепараторов

Отделение нефти от газа и воды производится с целью:
получения сырой нефти и нефтяного газа, которые при последующей переработке используется как химическое сырье или как топливо;
уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;
уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);
уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).
Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводу сопровождается пульсациями давления, например, если поток имеет пробковую структуру, то происходит попеременное прохождение пробок нефти и пробок газа. Возникающие циклические нагрузки на трубопровод приводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода.
Сепаратор – это закрытый сосуд, в котором нефть отделяется от воды и попутного газа. Выделению и отделению газа способствуют снижение давления, разбивка потока жидкости на тонкие струйки, уменьшение скорости и изменение направления движения потока. Отделение воды происходит за счет разности плотностей продуктов.
Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:
1. По назначению: замерные и сепарирующие;
2. По геометрической форме: цилиндрические, сферические;
3. По положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;
4. По характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.
5. По технологическому назначению:
двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу:
трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду;
сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;
концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;
сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;
сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;
6. По рабочему давлению:
высокого давления  более 4 МПа;
среднего давления  2,5 – 4 МПа;
низкого давления   до 0,6 МПа;
вакуумные    (давление ниже атмосферного).
Выбор типоразмера сепаратора зависит от объема и характеристики этих функций. Если одна конструкция сепаратора по какой-либо причине не удовлетворяет условиям выполнения заданных функций, то разделение и подготовка продукции скважин могут осуществляться последовательным распределением этих функций между различными типами сепараторов или сочетанием их с другими технологическими аппаратами.
Наибольшее распространение на нефтепромыслах получили вертикальные цилиндрические с тангенциальным вводом диаметром от 0,4 до 2,6 м и высотой до 4,5 м.



Комментарии: 4 Техническое предложение по модернизации сепаратора горизонтального

4.1 Основание для модернизации сепаратора горизонтального

Проведя патентно-информационный обзор, мною были выявлены достоинства и недостатки различных видов сепараторов. Основной проблемой во всех видах сепараторов является недостаточная очистка аппарата от механических примесей (песок, глина, частицы выбуренной породы и обсадных труб и т.д.). Отлагаясь на стенках, механические примеси образовывают плотный и трудноудаляемый слой осадка, вследствие чего уменьшается пропускная способность, снижается эффективность производственных процессов, увеличивается скорость коррозии, износа сепаратора и количество внеплановых остановок предприятия. Мероприятия, направленные на устранение или снижение негативного воздействия этого фактора, как правило, малоэффективны, не решают проблему в целом, а также требуют значительных материально-технических затрат. На сегодняшний момент очистка сепаратора от механических примесей представлена весьма ограниченным количеством технических решений. В результате имеют место удорожание добычи нефти и нарушение экологического равновесия в окружающей среде.
Для защиты сепаратора от механических примесей в дипломном проекте произведена модернизация сепаратора. Основой модернизации является применение системы гидроразмыва осадка для очистки сепаратора от механических примесей.
В качестве базового сепаратора в дипломном проекте принят сепаратор из патента № RU 54 526 U1. Преимуществом данного аппарата является достаточно высокая производительность при простоте изготовления и малом количестве деталей, что существенно снижает его стоимость.
В базовом сепараторе выявлено несколько недостатков.
Конструкцией не предусмотрена регулярная очистка от механических примесей, что ведет к накоплению отложений на днище сепаратора. Загрязнения приводят к длительному, трудоемкому и опасному процессу ручной очистки сепаратора от механических примесей. Конструкция крепления сливных полок также затрудняет очистку. Следующим недостатком базовой конструкции является возможность попадания воды в линию выхода нефти, что приводит к ухудшению качества конечного нефтепродукта.
Все вышеперечисленные недостатки устранены в ходе модернизации сепаратора.

4.2 Техническое предложение по модернизации сепаратора горизонтального

Основной модернизацией является применение системы гидроразмыва осадка для очистки сепаратора от механических примесей.


Рисунок 7 - Система гидроразмыва осадка:
1 – входной патрубок; 2 – выходной патрубок; 3 – коллектор; 4 – сопло; 5 – лоток; 6 - пластина

Система гидроразмыва осадка состоит из двух коллекторов 3, инжекционных сопел 4, расположенных по всей длине коллектора, лотка 5, пластин 6, входных 1 и выходных 2 патрубков.
Коллектор представляет собой две трубы с внутренним диаметром 94 мм и длиной 4650 мм каждая. Коллекторы расположены симметрично в нижней части сепаратора на расстоянии 1100 мм друг от друга. В нижней части по всей длине каждого коллектора приварены 30 инжекционных сопел с внутренним диаметром проходного отверстия 10 мм. Также к каждому коллектору приварены по 4 входных патрубка для подачи воды с внутренним диаметром 94 мм. Лоток представляет собой загнутую под углом 900 стальную пластину длиной 1600 мм. Лоток расположен в нижней части сепаратора вдоль продольной оси. Между днищем сепаратора и лотком остается небольшой зазор для попадания и сбора механических примесей. С одной стороны лотка к нему приварены 3 выходных патрубка для выхода осадка с внутренним диаметром 94 мм. Для простоты изготовления и удобства монтажа и эксплуатации 3 лотка соединены поперечными стальными пластинами. Также с помощью данных пластин система гидроразмыва осадка крепится к днищу сепаратора.
Система гидроразмыва осадка работает следующим образом. В два коллектора через входные патрубки подается вода. Для равномерного распределения воды вдоль всего коллектора патрубки приварены через одинаковые расстояния по длине. Вода, проходя по коллектору, попадает в инжекционные сопла. При этом происходит изменение направления потока на 900 и размера проходного сечения с 94 мм до 10 мм, что способствует резкому увеличению скорости прохождения и напора воды. Попадая таким образом на стенки, вода смывает накопившиеся механические примеси к центру сепаратора. Смесь воды и твердых частиц попадает через зазор между лотком и днищем сепаратора. В течение некоторого времени смесь накапливается в лотке. При достижении уровня выходного патрубка, смесь воды и механических примесей удаляется из сепаратора, оставляя поверхность чистой.
Так как смесь воды и механических примесей является жидкой, она легко удаляется через выходные патрубки, не откладываясь на стенках сепаратора. За счет постоянной циркуляции воды, происходит смыв твердого осадка по всей поверхности днища сепаратора, что способствует очистке сепаратора, уменьшению коррозии стенок и продлению срока службы аппарата.
Так как поступающая в сепаратор газожидкостная смесь на разных месторождениях имеет различное количество механических примесей, то частота работы системы гидроразмыва осадка определяется опытным путем в процессе работы. Каждая секция системы очистки должна регулярно приводиться в действие через определенные интервалы времени. Если вода подается при достаточном давлении и скорости, достигается полное удаление осадка при каждом приведении системы в действие. Подача воды производится одновременно с удалением механических примесей.
В дипломном проекте также доработана система крепления сливных полок к корпусу сепаратора. В базовой конструкции полки крепятся болтовым соединением непосредственно к стенке сепаратора. Такой вид соединения обладает рядом недостатков, таких как трудность в очистке сливных полок из-за сложности их демонтажа из сепаратора. В целях устранения указанного недостатка в дипломном проекте разработан новый принцип крепления, представляющий собой сварную раму.

Рисунок 8 – Сварная рама:
1 – уголок; 2 – уголок; 3 – вертикальная пластина; 4 – горизонтальная пластина
Рама состоит из уголков 1 и 2, вертикальных 3 и горизонтальных 4 пластин. Все детали сварены в единую конструкцию.
Уголки представляют собой изделия прокатного сортамента - уголки №10 100х100х7 по ГОСТ 8509-93.
Конструкция работает следующим образом. Сливные полки привариваются к сварной раме. Внутри сепаратора предусмотрены уголки, приваренные к стенкам корпуса, на которые ставится рама с полками. Преимуществом данной конструкции является легкость извлечения рамы из сепаратора для дальнейшей очистки полок из-за отсутствия болтового соединения. В базовой конструкции очистка полок производится ручным способом. Сложность состоит в демонтаже полок из-за большой загрязненности деталей нефтепродуктами, ограниченности пространства места демонтажа, затрудненности в применении вспомогательного инструмента. При применении новой конструкции устраняется сложность разборки полок в загрязненном состоянии, ускоряется процесс очистки полок, а также обеспечивается требуемая безопасность при проведении работ.
Еще одним недостатком базовой конструкции сепаратора является возможность попадания воды в линию выхода нефти, что приводит к ухудшению качества конечного нефтепродукта. Для устранения указанного недостатка в модернизированном сепараторе предусмотрена переливная перегородка.

Рисунок 9 – Переливная перегородка:
1 – вертикальная пластина; 2 – горизонтальная пластина
Переливная перегородка состоит из вертикальной 1 и горизонтальной 2 пластин, соединенных сваркой. Горизонтальная пластина крепится болтовым соединением к днищу в правой части сепаратора.
Данная модернизация работает следующим образом. Газожидкостная смесь, попадая в основную часть сепаратора, разделяется на фракции под действием разности плотностей. Отделенная нефть накапливается в сепараторе и достигает верхней кромки переливной перегородки, после чего попадает в правую часть сепаратора, где происходит вторичное отделение нефти и воды под действием разности плотностей. Таким образом, в линию выхода нефти попадает чистый продукт.
5 Описание работы сепаратора горизонтального модернизированного

Основное преимущество горизонтальных цилиндрических сепараторов состоит в том, что они могут быть большой единичной мощности. К достоинствам также можно отнести постоянное увеличение разделяющей способности при увеличении длины аппарата, простоту изготовления и монтажа сепаратора. Недостатком горизонтальных сепараторов является трудность выхода из сепаратора твердых примесей.
Представленный в дипломном проекте газонефтяной горизонтальный цилиндрический сепаратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, установленный на две седловые опоры. На цилиндрической части корпуса и днищах расположены технологические штуцера, штуцера для установки средств контрольно-измерительных приборов и автоматики (К и А) и люк.
Узел входа и распределения смеси служит для ввода, направления и первичного разделения смеси. Для обеспечения высокоэффективной предварительной сепарации и равномерного распределения потока по сечению аппарата применяют специальные конструктивные устройства. Нефтегазоводяная смесь поступает через входной штуцер сверху аппарата и попадает в узел входа и распределения смеси, где происходит первичное разделение газа и жидкости. Распределительное устройство представляет собой патрубок, загнутый под определенным углом с резким уменьшением диаметра и размера сечения, вследствие чего происходит изменение направления движения и увеличение напора поступающей жидкости. Для интенсификации процесса разделения применены наклонно расположенные плоскости. Увеличение эффективности работы нефтегазового сепаратора достигается за счет многократного увеличения поверхности испарения при дроблении потока на мелкие струи и капли. На полку жидкость попадает тонким слоем, стекает по ней, разделяясь на фазы под действием сил тяжести. Более легкие пузырьки газа отделяются и попадают в осадительную секцию. Увеличение площади контакта фаз (поверхности аппарата и сливных полок) позволяет дополнительно выделить из нефти 10 - 15 % газа от общего количества. Для удобства монтажа, эксплуатации и очистки сливных полок, они крепятся на раму. Рама представляет собой сварную конструкцию из равнополочных уголков и вертикальных и горизонтальных пластин.
В осадительной секции происходит дополнительное разделение нефтегазовой (нефтеводогазовой) смеси. Жидкость в данной секции отделяется под воздействием гравитационных сил, а газ движется в сосуде с относительно низкой скоростью. Увеличение времени пребывания нефти в сепараторе в 5 — 6 раз также практически не увеличивает отбор газа. Если растворенный газ, который должен был выделиться из нефти при данных термодинамических условиях сепарации, не выделился при движении нефти тонким слоем по сливным полкам, то, попав в нефтяную фазу под слой жидкости, он выделяется незначительно. В отличие от газа разделение фазы нефть-вода происходит тем эффективнее, чем дольше жидкость находится в аппарате. В правой части сепаратора расположена перегородка, которая представляет собой тонкую стальную пластину. Когда уровень нефти в осадительной части достигает верхней кромки перегородки, нефть через верхнюю кромку перегородки начинает перетекать в правую часть сепаратора, то есть перетекают только верхние полностью освобожденные от пузырьков газа и воды слои нефти.
Длина сепаратора составляет 6511 мм, штуцер ввода газожидкостной смеси располагается в правой части, штуцер выхода газа – в левой. По мере движения газожидкостной смеси вдоль оси сепаратора происходит постоянное отделение газа. В левой части аппарата концентрация газа становится наибольшей. Неравномерное распределение газа может вызвать усиленную коррозию, разрушение металла и опасность взрыва левой части сепаратора. Для выравнивания давления газа по длине сепаратора, в верхней части расположена труба-перемычка, которая предотвращает концентрацию газа в левой части сепаратора.
Секция каплеулавливания предназначена для улавливания частиц жидкости в уходящем из газонефтяного сепаратора газе. Секция состоит обычно из нескольких каплеотбойных устройств. В данном аппарате секция коалесценции включает в себя набор рифленых полипропиленовых пластин, установленных вертикально в центральной части вдоль оси аппарата. В секции коалесценции отделившийся газ проходит через набор рифленых полипропиленовых пластин, расположенных близко друг к другу и создающих большую коагуляционную поверхность. В левой части по ходу потока сверху на перегородке имеется окно для выхода газа, в которое установлен блок каплеуловителей для очистки газа от капельной жидкости. Пузырьки газа разбиваются, поднимаются вверх и проходят через каплеуловитель, а частицы нефти и воды под действием гравитации оседает в нижней части аппарата.
Секция сбора жидкости служит для сбора жидкости, которая почти полностью в предыдущих секциях разделилась на воду, нефть и газ при рабочей температуре и давлении в сепараторе. К торцу аппарата справа и слева устанавливаются линии выхода нефти, газа, воды, фланцевые отводы для присоединения контрольно-измерительных приборов. Из аппарата нефть поступает через штуцер в линию выхода нефти, вода - через штуцер в линию выхода воды. Обводненность нефти на выходе из аппарата – 0,5 – 1,0 % при обводненности нефтяной эмульсии поступающей в аппарат – 10 - 20 %. Отделенный газ поднимается наверх и в конце аппарата проходит через блок каплеуловителей и поступает через штуцер в линию выхода газа.
Конструкцией аппарата предусмотрено антикоррозионное внутреннее лакокрасочное покрытие.
Для обслуживания технологических штуцеров и КИП предусмотрены площадки обслуживания, которые устанавливаются на месте монтажа.
Предусмотрен дополнительный люк для осмотра и обслуживания аппарата.
Для транспортировки аппарата предусмотрены проушины, расположенные по всей длине.
В нижней части аппарата расположена система очистки от механических примесей, которая включает в себя коллекторы промывочной воды с инжекционными соплами для размыва мехпримесей, расположенные по всей длине аппарата, и лотки для мехпримесей. В целях удобства изготовления и монтажа система очистки разделена на отдельные секции. Каждая секция имеет патрубок для подачи промывочной воды и отдельный выводной патрубок для пульпы. Для удаления механических примесей во время работы аппарата периодически подается промывочная вода в коллекторы с инжекционными соплами. Частота струйной обработки определяется опытным путем в процессе работы.


Размер файла: 1,7 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 2         Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.