Отчет по практике в (СУМН) «Сибнефтепровод»

• по числу ступеней (колес): одноступенчатые, двухступенчатые, многоступенчатые;
• по числу потоков: однопоточные, двухпоточные, многопоточные;
• по условиям подвода жидкости к рабочему колесу: одностороннего входа, двустороннего входа;
• по условиям отвода жидкости из рабочего колеса: со спиральным отводом, с кольцевым отводом, с направляющим аппаратом; по конструкции рабочего колеса: с закрытым рабочим колесом, с открытым рабочим колесом;
• по способу привода: с приводом через соединительную муфту, с приводом через редуктор и др.;
• по расположению вала: горизонтальные, вертикальные;
• с мокрым ротором, с сухим ротором.

     Насос с сухим ротором - это насос, в котором ротор электродвигателя не соприкасается с перекачиваемой жидкой средой. Насосы с большой подачей жидкости Q, как правило, изготовляются с сухим ротором.

     Насос с мокрым ротором - это насос, в котором ротор двигателя непосредственно работает в жидкой среде. Статор двигателя (находящийся под напряжением) отделен от ротора гильзой (толщиной 0,1 - 0,3 мм), изготовленной, например, из ненамагничивающейся нержавеющей стали. Смазка подшипников ротора осуществляется жидкой средой, которая и выполняет функцию охлаждения ротора. Вал насоса обычно располагается горизонтально.

   Замерные  установки АГЗУ «Спутник А»

     Для контроля за разработкой месторождений  на каждой скважине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме  того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти  данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и  месторождения в целом, что позволяет  принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при увеличении механических примесей в продукции  скважины может возникнуть разрушение призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

     Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс  сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

     Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера.. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукция скважины замеряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-то промежуток времени. На рейке и рулетке нанесены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от уровня взлива. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

     Количество  газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой  линии после газосепаратор.

     Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько  скважин, Она состоит из газосепараторов  первой и второй ступеней, замерного  газосепаратора, мерника, распределительной  батареи (гребенки) и трубопроводов.

     В современных напорных герметизированных системах сбора и продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ ( типов ЗУГ,“Спутник”, АГЗУ и т.п.).

     Автоматизированная  сепарационно-замерная установка “Спутник А” предназначена для автоматического  замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном  состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляют 1,6 и 4 МПа (16 и 40 кг/см²)

     Установка состоит из следующих узлов: 1) многоходового  переключателя скважин, 2) установки  измерения дебита, З)гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автоматизации (БМА).

     Процесс работы установок заключается в  следующем.

     Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который  действует как вручную, так и  автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.

     Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень  повышается, и при определенном положении  поплавка закрывается заслонка на газовой  линии газосепаратора. Давление в  газосепараторе повышается, нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого  уровень жидкости и нижней емкости  снижается, поплавок опускается с открытием  заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность  этого цикла зависит от дебита скважины.

     В блоке местной автоматизации  регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расход (СР).

     Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода. Установка “Спутник-А” работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

     Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи      скважин. В установки  предусмотрена возможность измерения  количества          газа с помощью диафрагмы, установленной  в газосепараторе. 
 

6. Нефтебазы, РВС, схемы и оборудование для учёта и хранения нефтепродуктов.

  Нефтебаза представляет собой комплекс сооружений и установок для приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов и нефтей. По значимости, проводимые на нефтебазе  операции, делятся на основные и  вспомогательные.

  К основным операциям на нефтебазе  относятся:

  - прием нефтепродуктов, доставляемых  на нефтебазу в железнодорожных  вагонах, нефтеналивных судах,  по магистральным нефтепроводам,  автомобильным и воздушным транспортом  и в мелкой таре (контейнерах,  бочках);

  - хранение нефтепродуктов в резервуарах  и в тарных хранилищах;

  - отгрузка больших партий нефтепродуктов  и нефтей по железной дороге, водным и трубопроводным транспортом; 

  - реализация малых количеств нефтепродуктов  через автозаправочные станции,  разливочные и тарные склады;

  - затаривание нефтепродуктов в  мелкую тару;

  - регенерация масел;

  - компаундирование (смешение) нефтепродуктов.

  К вспомогательным операциям на нефтебазе  относятся:

  - очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

  - изготовление и ремонт нефтяной  тары;

  - производство некоторых видов  консистентных смазок и охлаждающих  жидкостей; 

  - ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

  - эксплуатация энергетических установок  и транспортных средств.  

  Объемы  основных и вспомогательных операций, проводимые на нефтебазе, зависят от категории нефтебазы и программы  их производственной деятельности.

  Обезвоживание нефтепродуктов

  Одной из важнейших задач в технологических  процессах нефте-газодобычи, нефтехимической, нефте-газоперерабатывающей химической промышленности, является отделение  влаги (воды) от нефти и нефтепродуктов, очистка газов от аэрозольных  примесей и капельной влаги, очистка  подтоварных вод от примесей нефтепродуктов - разделение эмульсий.

  Качество  добываемой нефти и продуктов  ее переработки наряду с другими  показателями определяется содержанием  в них влаги. Содержание влаги  в исходном продукте колеблется в  широких пределах - от 60% до 0,001% и  ниже. Влага может находиться в нефтепродуктах в виде капелек воды, находящихся во взвешенном состоянии и образующих эмульсии, или в растворенном виде. Кроме того, качество сырой нефти и нефтепродуктов определяется содержанием солей, которое может достигать нескольких граммов на литр.

  Наличие в нефти (нефтепродуктах) воды и солей (органических, неорганических) вызывает целый ряд трудностей в процессе их переработки и транспортировки.

  Для обезвоживания нефти и нефтепродуктов разработано большое количество аппаратов и устройств, использующих различные физико-химические процессы в зависимости от требований к  качеству продукта и состава исходного  продукта.

  Одним из наиболее эффективных методов  обезвоживания нефтепродуктов является использование фильтрующих материалов обладающих коалесцентными свойствами, и аппаратов на их основе – коалесцентных  фильтров.

  Основой коалесцентных фильтров являются коалесцентные  фильтрующие материалы и фильтроэлементы. В зависимости от требований к  разделению дисперсной среды и дисперсной фазы, требований к размерам аэрозольных  примесей, агрессивности разделяемых  сред применяется широкий спектр коалесцентных материалов.

  НПП «ЭкоЭнергоМаш» разработано большое  количество коалесцентных фильтров на основе фильтрующих коалесцентных  материалов собственной разработки КПЯМ (Ф), КПЯМ (М) (металлических, фторопластовых, полимерных и комбинированных материалов).

  Основным  достоинством применяемых материалов является высокая обменная поверхность  коалесцентно-фильтрующих устройств (КФУ) до 10 000м2/м3, низкое гидравлическое сопротивление, высокая устойчивость в различных агрессивных средах, высокая гидрофобность и гидрофильность применяемых материалов, что позволяет  достичь превосходных результатов  в процессах разделения многофазных  сред.

  Основные  преимущества коалесцентных фильтров:

  - Высокая эффективность разделения  эмульсий до (-99,995 %);

  - Использование материалов стойких  к коррозии.

  -Простота  конструкции, монтажа, обслуживания  и эксплуатации фильтров.

  - Отсутствие движущихся частей;

  - Не требуются энергоносители;  

  Эффективность коалесцентных фильтров на основе пористо-ячеистых материалов НПП «ЭкоЭнергоМаш» по сравнению  с традиционной адсорбционной технологией  очистки заключается в следующем:

  - Простота схемы обезвоживания;

  - Отсутствие потерь продукта из-за  отсутствия процесса регенерации;

  - Практически отсутствие энергозатрат  на регенерацию, регенерация не  требуется;

  - Экологически чистая технология  т.к. отсутствуют сдувки при  регенерации адсорбента;

  - Компактность оборудования и  простота обслуживания;

  - Эксплуатация как в ручном  так и в автоматическом режиме;

  - Нет необходимости в периодических  закупках адсорбента из-за разрушения (в процессе регенерации);

  - Стабильность работы аппаратов,  технические параметры оборудования  не изменяются в течение всего  срока эксплуатации в отличие  от адсорбентов (адсорбционные  характеристики со временем снижаются);

  - Срок гарантии не менее 10 лет,  срок работы оборудования без  замены ФКУ не менее 20 лет.

  Область применения ФКУ:

  - Очистка газов от аэрозольных  примесей и капельной влаги;

  - Использование ФКУ на линии  отвода попутных нефтесодержащих  газов на факел, позволяет практически  полностью очистить попутные  газы от нефтепродуктов.

  - Обезвоживание нефти нефтепродуктов;

  - Очистка подтоварных и вод  от нефти в системах подготовки  ППД;

  - Обезвоживание сжиженных газов;

  - Разделение эмульсий, - и в частности  очистка технологических и сточных  вод от нефтепродуктов и других  эмульгированных жидкостей.

  - Очистка сжиженных газов и  нефтепродуктов, особенно в зимнее  время от влаги в товарных  парках перед отгрузкой их  потребителю.