Справочник химика 21. Сепарация газа нефти


Сепарация попутного газа из нефте

    Дегазация нефти. Нефть, добываемая из земных недр, как правило, содержит газ, называемый попутным. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 попутного газа. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти — дегазация проводится с помощью сепарации и стабилизации. [c.110]

    Сероводород может присутствовать в попутном газе, сопровождающем сернистые нефти, в растворенном состоянии в самих нефтях, в продуктах первичной перегонки нефти (газах, бензиновых дистиллятах и других светлых нефтепродуктах) или в продуктах вторичных термических процессов (термический и каталитический крекинг, каталитический риформинг, коксование остатков, гидроочистка, гидрокрекинг и др.). Наличие сероводорода в товарной нефти в значительной степени зависит от степени предварительной сепарации нефти, а также от метода эксплуатации месторождений. Поэтому в литературе можно встретить противоречивые данные па содержанию На8 для нефтей одних и тех же месторождений. Содержание сероводорода в нефтях представляет собой чрезвычайно важный показатель, так как оно определяет многие факторы, связанные [c.25]

    Аналитические зависимости для кривых ИТК позволяют проводить вычисления отгонов до заданных температур, включая и такие, которые при обычной лабораторной ректификации нельзя получить без большого искажения результатов анализа. Кроме того, по составу дегазированных нефтей, используя приведенные уравнения, можно определить состав пластовой нефти, а также состав и объем выделившихся при сепарации попутных нефтяных газов. [c.35]

    При подъеме нефти на земную поверхность вследствие падения давления происходит выделение растворенного попутного газа. Газ отделяется от нефти в сепараторах. Схема сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были полностью отделены от нефти и использованы. Однако даже после многоступенчатой сепарации в нефти остается еще значительное количество углеводородов С1-С4 (до 5 масс. %). Этот газ выделяется уже на нефтеперерабатывающем заводе, где из него извлекают ценные компоненты. Попутный газ после отделения его от нефти на промысле направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). [c.664]

    Описанная схема отличается простотой, но не обеспечивает полноты улавливания попутного газа. После одноступенчатой сепарации в нефти остается до 40—50% попутного газа. Этот газ, попадая вместе с нефтью в мерники Е-1 и резервуары нефтесбор-ных пунктов, в значительной степени улетучивается в атмосферу. [c.105]

    При переработке нефти и газа, получении полуфабрикатов и переработке их в готовую продукцию — установки низкотемпературной сепарации, очистки газа от влаги, агрессивных компонентов, сероводорода, установки разделения попутных газов,. ..........  [c.17]

    Нефть, поступающая на современные отечественные нефтеперерабатывающие предприятия, должна быть освобождена от попутного газа, доли легких углеводородов, значительной части эмульгированной воды (несущей агрессивные соли — главным образом хлориды) и от механических примесей (глины, песка и др.). В связи с этим на промыслах производятся сепарация попутного газа и разрушение водных эмульсий с помощью нагрева и специальных реагентов — деэмульгаторов, а пластовая вода (со значительной частью солей и механических примесей) отделяется путем отстаивания и стабилизации. Получаемые товарные нефти в случае необходимости подвергаются сортировке. Для подготовки товарных нефтей на промыслах строятся теперь специальные газобензиновые заводы (ГБЗ). [c.30]

    Из сернистых соединений наиболее агрессивными являются сероводород, элементная сера и меркаптаны, содержащуюся в них серу называют активной серой . Присутствие в некоторых нефтях свободной серы можно объяснить разложением более сложных сернистых соединений, а также окислением сероводорода [2]. Свободная сера - активный корродирующий агент, и ее присутствие в нефтепродуктах крайне нежелательно вследствие сложности очистки [6,7,12]. Сероводород может присутствовать в попутном газе, а также в самих нефтях в растворенном состоянии. Он присутствует в продуктах первичной перегонки нефти (газах, бензиновых дистиллятах) или образуется как продукт вторичных термических процессов [1,3]. Наличие сероводорода в товарной нефти в значительной степени зависит от степени предварительной сепарации нефти [8,13]. [c.8]

    Нефть, добываемая из земных недр, содержит, как правило, газ, называемый попутным, пластовую иоду, минеральные соли, различные механические примеси. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 м попутного (нефтяного) газа, 200— 300 кг воды, в которой растворены соли. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти проводится с помощью сепарации и стабилизации. Нефть также подвергается очистке от механических примесей, обезвоживанию и частичному обессоливанию. [c.105]

    Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа — начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены полностью от нефти и использованы. В тех случаях, если системы сбора газа на вновь вступающих в эксплуатацию промыслах не подготовлены, газ сжигается на факелах. Коэффициент переработки газа (отношение количества газа, поданного на переработку, к количеству добытого газа) возрастает в процессе обустройства нефтепромыслов. Во всех системах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти методом сепарации и передача газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод, а нефти — на нефтеперерабатывающий завод. [c.258]

    Состав и количество попутных газов зависят от режима сепарации. Значительная часть газообразных углеводородов остается при сепарации в нефти. Примерный состав этих газов приводится в табл. 2. [c.7]

    Состав попутных газов зависит, во-первых, от месторождения нефти и, во-вторых, от условий сепарации газа от нефти. Они содержат бутаны и пары жидких углеводородов. i [c.16]

    Дегазация и стабилизация нефти. Как указывалось ранее, нефть, добываемая из скважины, несет с собой значительное количество попутного газа (95—120 нм т). Перед подачей нефти на первичную переработку этот газ отделяют двумя последовательными процессами сепарацией и стабилизацией. Нефть и газ на выходе из скважины проходят через специальные устройства — трапы или сепараторы, в которых попутный газ отделяется от нестабильной нефти, направляемой затем на дальнейшую переработку. Такая многоступенчатая сепарация имеет ряд преимуществ происходит более полное отделение попутного газа, сокращается унос капель нефти с газом, уменьшается расход электроэнергии на сжатие газа. [c.23]

    Подготовка нефти на промыслах заключается в ее сепарации (снижении давления с отделением попутных газов), обезвоживании с разрушением эмульсий с помощью деэмульгаторов и отстое от механических примесей. В ряде случаев нефть вторично промывают водой для удаления хлоридов и отстаивают в резервуарах. Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводят на нефтеперерабатывающих заводах на специальных электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). [c.268]

    Содержание в нефти легких углеводородов и условия ее сепарации определяют состав попутных газов. [c.39]

    Здесь намечалось осуществить только обезвоживание нефти с помощью установок термохимической обработки до 0,5% влаги. Сепарация сырой нефти идет с подогревом до 40 °С, при этих условиях легкие углеводороды из пластовых нефтей переходят в попутный газ фракции С3-С5 в количестве около 30%. [c.221]

    Количество извлекаемого попутного газа зависит от ряда факторов качества нефтегазовой смеси, количественного соотношения между нефтью и газом, условий залегания, разработки и сепарации этой смеси. В нефтепромысловой практике объем добычи газа планируется по величине газового фактора (объем газа в м добываемого с одной тонной нефти) и объему добычи нефти. [c.23]

    Добываемая из недр земли нефть содержит то или иное количество растворенных в ней углеводородных газов. При выходе нефти на земную поверхность, в результате резкого снижения давления, происходит выделение этих газов. Углеводородные газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, принято называть попутными или нефтепромысловыми. Попутные газы некоторых месторождений содержат значительное количество углеводородов —С5, являющихся ценным сырьем для химической переработки. [c.33]

    Попутные газы добываются совместно с нефтью. В пластовых условиях (на большой глубине и при высоком давлении) углеводородные газы растворены в нефти. При выходе нефти на поверхность земли в результате резкого снижения давления эти газы выделяются. Углеводородные газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, принято называть попутными или нефтепромысловыми. Попутные газы некоторых месторождений содержат значительное количесгво углеводородов С1—С5, являющихся ценным сырьем для химической переработки. Они содержат значительно меньше метана, чем природные газы, и больше его гомологов, в том числе бутаны и пары жидких углеводородов. [c.30]

    Технически наиболее целесообразной является комплексная схема промысловой переработки нефти и газа, при которой нефть после сепарации, обессоливания и деэмульсации направляется на стабилизацию. Тяжелые углеводороды попутного газа вместе с продуктами стабилизации нефти после компрессии улавливаются в абсорбере жидким поглотителем, от которого они в дальнейшем отгоняются в виде нестабильного бензина. Таким образом, в результате комплексной обработки нефти получают три продукта стабильную нефть, нестабильный бензин и попутный газ, освобожденный от легких углеводородов. [c.33]

    Добыча попутного газа. Газ, поступающий на поверхность земли вместе с нефтью, отделяется от нее в нескольких пунктах нефтедобывающего хозяйства. Наиболее легкие компоненты углеводородных газов отделяются от нефти в нефтяных трапах, колонках и мерниках. Самые тяжелые углеводородные газы отделяются от нефти в газовых сепараторах. Трап предназначен для отделения (сепарации) нефти и газа и для очистки газа от нефтяной пыли (рис. 79). Поплавок нижнего регулятора уровня /, предназначенный для поддержания постоянного уровня нефти в трапе, при повышении уровня нефти в трапе выше нормального поднимается и при помощи рычагов открывает свой клапан на спускном нефтепроводе. Верхний регулятор уровня 4 во вре- [c.163]

    Сырая нефть не может быть направлена на переработку без отделения попутного газа, являющегося ценным самостоятельным продуктом, и вредных примесей. Газ удаляют из нефти с помощью сепарации и стабилизации. Метод сепарации заключается в снижении давления нефти, в результате чего растворенные газы отделяются от нее. Однако даже после многоступенчатой сепарации в нефти остается значительное количество углеводородов i — С4. Поэтому нефть подвергают стабилизации на специальных установках, расположенных обычно недалеко от места ее добычи. Установки стабилизации оборудованы трубчатыми печами для подогрева нефти и ректификационной колонной для отделения фракций углеводородов. Смесь углеводородов i—С4 (головка стабилизации) разделяют на индивидуальные углеводородные фракции этановую, пропановую, изобутановую, бутановую. [c.230]

    Описанная схема отличается простотой, но не обеспечивает полноты улавливания попутного газа. После одноступенчатой сепарации в нефти остается до 40—50% попутного газа. Этот газ, по- [c.110]

    Начальное давление попутных газов зависит от метода сепарации газа от нефти и может быть ниже атмосферного (при сепарации под вакуумом). [c.15]

    Поток разделяют в специальных аппаратах, в которых поддерживают определенные регулируемые давление и температуру, т. е. создают условия для более полного отделения газа от нефти. Разгазирование нефти при регулируемых условиях называется сепарацией, а газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, называют попутными (или нефтепромысловыми) газами. Однако часть газа остается растворенной и может быть окончательно выделена и собрана при стабилизации нефти. Для обеспечения возможности транспортировки нефти до нефтеперерабатывающего завода без потерь проводят процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутановых и частично бензиновых) фракций. [c.30]

    На рис. 115 показана схема газоперерабатывающего завода, сырьем которого являются газы промысловой сепарации нефти (попутный газ) и пары из резервуаров для хранения жидких углеводородов. Перед подачей на завод гаа комнримируется до давления 52,7 КГС/СМ2. На переработку ежесуточно поступает 19,8 млн. газа, из которого извлекается И 350 л жидких углеводородов. В качестве хладагента используется фреон-502, давление которого после компрессора составляет 17,6 кгс/см . Для предупреждения образования гидратов в поток газа на входе в теплообменник вводится гликоль. [c.195]

    Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов С1—С4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожим-ных станциях и УПН (рис.7.2), или на газоперерабатывающих заводах (рис. 7.3). [c.124]

    В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорЬсть потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя газовый конденсат . При сепара-ционном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава С1—С4. [c.124]

    В связи с необходимостью бескомпрессорного транспорта газа до потребителей (компрессорная станция (КС), газоперерабатывающий завод (ГП2)) технологические параметры стабилизации нефти (температура, давление) не всегда соответствуют оптимальному режиму разгазирования нефти. Поэтому часть бензиновых, а порой и керосиновых фракций нефти уносится с газом сепарации. Результаты исследований ГипроТюменнефти показывают, что более 50% потерь обусловлено некачественным разделением нефти и попутного газа. На отдаленных месторождениях, где нет возможности утилизации газа, эти фракции сжигаются на факелах. В случае же сбора газа, бензиновые фракции во многих случаях теряются в виде конденсата в газопроводах. Так, в системе сбора и транспорта АО "Татнефть" в среднем потери газа в виде конденсата составляют до 2,43% объемных к исходному газу. [c.22]

    Подготовка нефти на промыслах заключается в ее сепарации (сниже НИИ давления с отделением попутных газов), обезвоживании с разрушениел эмульсий и отстое от механических примесей. [c.7]

    В зависимости от физических свойств нефти данного месторождени для более полного удаления попутного газа, а также лучшего разрушени эмульсии вода-нефть нефть перед последней ступенью сепарации подог ревают. В этом случае, с одной стороны, улучшаются свойства нефти дл дальнейшего транспорта, с другой - увеличивается объем выделяющихся га зов, которые необходимо переработать на ГПЗ. [c.7]

    Попутные газы нефтедобычи являются ценным сырьем для нефтехн мии, так как в них содержится значительное количество углеводородов С С5. Однако и сепарация нефти на промыслах не всегда достаточно полн обеспечивает выделение легких углеводородов из нефти, т. е. в нефти остг ются углеводороды С1-С4, которые частично выделяются из нефти при е [c.7]

    Углеводородные газы, сопутствуюш,ие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, принято называть попутными. Попутный газ в пластовых условиях может быть растворен в нефти или находиться в газовой шапке. В свою очередь нефтяные углеводороды могут растворяться в сжатом газе газоконденсатные месторождения). [c.5]

    От определенной группы (куста) скважин нефть поступает на несколько ав томатизированных групповых замерных установок (АГЗУ), где дебит каждой и скважин измеряется пугем попеременного подсоединения через клапан 2 это1 скважины к мерной емкости 4. После этого нефть проходит первую ступен сепарации 5, где отделяются основное количество попутного газа и механиче- [c.36]

    Состав попутных газов. Состав попутных газов зависит от природы нефти, в которой они находятся в естественных подземных резервуарах, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины. Применение четырехступенчатой системы сепарации позволяет в значительной степени освободиться от более тяжелых газообразных гомологов метана и получить попутный газ, близкий по составу к природному, Примененне менее совершенных систем сепарации и пло- [c.166]

    В связи с тем, что промыслы вводятся в эксплуатацию раньще, че.м заверщено строительство запроектированных систем сбора и отбензинивания попутного газа, длительное время осуществляется одноступенчатая сепарация нефти. В этом случае газ под давлением в трапе первой ступени сепарации транспортируется для использования в качестве топлива, а нефть поступает в резервуары, не рассчитанные на высокое давление. [c.137]

    Количество попутных газов (в нм ), приходящееся на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором. Он зависит от условий формирования и залегания нефтяных пластов. Этот показатель изменяется в широких пределах и для нефтяных месторождений России составляет в среднем свыше 100 нмУт (табл. 2.1). Газовый фактор и ресурсы газа постоянно изменяются в зависимости от распределения объема добычи нефти по месторождению, технологии разработки месторождения, условий сбора и сепарации нефтегазовой смеси, климатических условий и других факторов. [c.30]

    Промысловый сбор и транспорт попутного нефтяного газа необходимо рассматривать вместе со сбором и подготовкой нефти. Количество и состав попутного газа зависят от термодинамических условий на стадии сепарации нефти, которая является составной частью подготовки нефти к транспортировке и переработке. Поэтому проблему рационального использования нефтяного газа следует решать в комплексе с вопросами сбора, подготовки и транспорта всей продукции нефтяных скважин. Добываемая из скважин продукция являетея смесью нефти, растворенного в ней газа (от 10 до 300 нмV т нефти), пластовой воды (от 4 до 90 % мае. на нефть) с минеральными солями (до 10 г/л) в виде эмульсии и механических примесей (до 1 % мае. на нефть), состоящих из частичек пластовой породы, кристаллов солей, окалины. [c.257]

    Состав попутных газов зависит от природы нефти, в которой они заключены в стественных подземных резервуарах, а также от принятой схемы отделения газа от нефти гари выходе их из скважины. Применение четырехступенчатой системы сепарации позволяет в значительной степени освободиться от более тяжелых газообразных томологов метана и получить попутный газ, близкий по составу к природному. Применение менее совершенных систем сепарации и плохой режим их работы приводят к получению жирных попутных газов, т. е. газов, богатых гомологами метана — пропано м, бутаном. [c.223]

    Несмотря на это, между свойствами нефтей и газов Прибалханского района намечается связь по содержанию как углеводородных, так и неуглеводородных компонентов. Для газов, углеводородный состав которых не сильно изменен режимом и длительностью эксплуатации, подтверждается правило для данного месторождения чем легче нефть, тем тяжелее попутный газ при прочих равных условиях. Это объясняется тем, что более легкая нефть богаче бензиновыми и тяжелыми газообразными (этан и высшие) углеводородами, насыщающими газ при сепарации газовой и жидкой фазы. Такое явление отмечается при сравнении газов Западного и Восточного Кум-Дага (табл. 4), нижних горизонтов Западного Челекена ч Дагаджика — газы Западного Кум-Дага и нижних горизонтов Западного Челекена содержат повышенное количество этана и высших. Несмотря на длительность эксплуатации таких месторождений Прибалханского района, как Небит-Даг, Кум-Даг, Челекен, доля метана в попутных газах остается высоко . На состав газа по всем данным действуют в противоположных направлениях два фактора. С одной стороны, за счет падения пластового давления газ со временем обогащается тяжелыми углеводородами, с другой стороны (особенно в первый период эксплуатации), действует фактор обогащения газа метаном за счет притока из других участков пласта, в связи с чем в значительной степени замедляется обогащение его гомологами метана по мере падения пластового давления. [c.26]

    ТУ 3667-010-00220339-99) предназначены для сепарации газа от капельной жидкости на объектах промысловой подготовки нефти, газа и воды нефтяных и газовых месторождений, химической, нефтехимической и нефтеперерабатывак5 щей промышленности. Среда - попутный нефтяной газ с содержанием сероводорода не более 0,2% массовых долей. Рабочее давление - 1,4 МПа. Производительность по газу РСКУ 1,4-300 - 200 тыс. м /сут, РСКУ 1,4-500 -500 тыс. м сут, РСКУ 1,4-700- 1000 тыс. м сут. (рис. 12). [c.99]

chem21.info

Эффективность процесса сепарации нефти от газа

 

Эффективность работы сепараторов влияет на стабильный режим работы всей газосборной системы: капли нефти и воды, унесенные газом из сепаратора, могут выпасть в газопроводе, образуя жидкостные пробки, привести к образованию гидратных пробок и просто уменьшить сечение газопровода, снизив тем самым его пропускную способность.

Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями:

1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;

2) количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти.

Коэффициенты уноса определяют по формулам:

(41)

(42)

где

qЖ – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м3/ч;

qГ - объемный расход окклюдированного газа, уносимого потоком жидкости, м3/ч;

QГ - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч;

QЖ - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, при рабочих температуре и давлении, м3/ч.

Чем меньше величина этих показателей, тем эффективнее работа сепаратора.

По практическим данным приняты временные нормы, по которым Кж £ 50 см3/1000 м3 газа и КГ £ 0,02 м3/м3.

Эффективность процесса сепарации зависит от:

1) средней скорости газа в свободном сечении сепаратора. Значения WmaxГ– для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с. Степень очистки газа от жидкости в зависимости от скорости газа представлена на рис.22.

2) времени задержки жидкости в сепараторе τЗ: чем больше время пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив КГ.

3) физико-химических свойств нефти и газа: вязкости, поверхностного натяжения, способности к пенообразованию.

Для невспенивающейся нефти время задержки изменяется от 1 до 5 мин. Для вспенивающейся – от 5 до 20 мин. Выбор конкретного τЗ для различных условий сепарации производится только по результатам исследования уноса жидкости и газа.

Нефть тем легче подвергается процессу разгазирования, чем меньшим поверхностным натяжением она обладает на границе с газом (паром).

4) Конструктивных особенностей сепаратора: способ ввода продукции скважин, наличие полок, каплеуловительных насадок и др.

5) Уровня жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор.

6) Расходов нефтегазовой смеси: при большом расходе увеличивается коэффициент уноса газа, т.к. весь газ не успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует увеличить количество сепараторов.

При высоком газовом факторе увеличение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе.

7) Давления и температуры в сепараторе.

На количество газа, уносимого нефтью из сепаратора, при одной и той же дисперсности газо-жидкостной системы влияет давление сепарации. Вес газового пузырька в слое нефти в сепараторе зависит от его диаметра и от установленного в нем давления.

Показать это можно следующим образом. Пусть Р2>P1. Вес пузырька будет:

Если принять, что вес газа, заключенного в пузырьке при разных давлениях, будет одинаков, то получим

(43)

Отсюда:

(44)

Из уравнения (44) следует, что при повышении давления сепарации диаметр пузырька газа уменьшается при сохранении его веса. Отсюда можно предположить, что при повышении давления сепарации увеличится унос нефтью мелких и в то же время более тяжелых пузырьков, которые при низком давлении всплывают в слое нефти, так как по формуле Стокса (20) скорость всплытия связана с квадратом диаметра пузырька.

Следовательно, при повышении давления сепарации коэффициент уноса газа – увеличится. Это хорошо иллюстрируется рис.22.

Повышение температуры нефти приведет к снижению ее вязкости и, следовательно, к увеличению скорости всплытия пузырька газа. Следовательно, повышение температуры приведет к уменьшению коэффициента уноса газа нефтью КГ.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Сепарация нефти от газа. Виды газовых сепараторов.

Количество просмотров публикации Сепарация нефти от газа. Виды газовых сепараторов. - 281

БИЛЕТ № 19

Оказание первой помощи при шоке.

Организация КВС в газоопасных местах.

Газоопасные – места͵ в воздухе которых имеются или могут внезапно появиться вредные и взрывоопасные вещества, превышающие ПДК.

На каждом предприятии должен быть определœен перечень мест для периодического КВС, утвержденный главным инженером.

План- график и карту мест отбора проб составляет комиссия в составе:

Начальник объекта ( цеха, мастер)

Начальник лаборатории КВС.

Служба П/Б и газоспасательная служба.

Переутверждается план график - один раз в год.

Ведение журналов КВС и контроля воздуха на содержание сероводорода.

Причины. Какой-либо сильный раздражитель, тяжелая травма, большая кровопотеря. Опасное для жизни состояние организма.

Симптомы. Непосредственно после сильной травмы может наступить общее речевое и двигательное возбуждение, учащение дыхания (эректильный шок). Пострадавший, несмотря на возбуждение, пытается продолжать движение. Он возбужден, много и громко говорит. Через 5 - 10 минут наступают состояние угнетения, слабая реакция на окружающее, неподвижность, бледность, появляются липкий холодный пот, частое и поверхностное дыхание, учащение пульса до 140 - 200 ударов в минуту и его ослабление (торпидный шок).

Неотложная помощь. Осторожно придать пострадавшему горизонтальное положение на спинœе. При начавшейся рвоте голову повернуть набок.

Проверить, есть ли дыхание, и работает ли сердце. При отсутствии дыхания и сердцебиения начать реанимацию: искусственное дыхание и массаж сердца.

Быстро остановить любое кровотечение.

Срочно послать за медицинской помощью.

В случае если не повреждены ноги, положить их повыше - на пенек, камень, бугорок и др. Размещено на реф.рфТак будет больше крови поступать в мозг и сердце.

При наличии переломов провести иммобилизацию (обездвиживание).

Не давать пить, так как бывают повреждены внутренние органы, возможна рвота. Категорически запрещается спиртное.

Транспортировать только в исключительных случаях - для выноса на дорогу при полной невозможности вызова врача к месту травмы.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделœения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит принято называть сепаратором, а сам процесс разделœения – сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделœение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом:

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку в раздаточный коллектор со щелœевым выходом. Регулятором давления в сепараторе поддерживается определœенное давление, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ меньше начального давления газожидкостной смеси. За счёт уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку данный процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счёт установки наклонных полок, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель, служащий для отделœения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня и уровнемерного стекла. Шлам из аппарата удаляется по нижнему трубопроводу.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Οʜᴎ занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. При этом вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: ме6ньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальный сепараторсостоит из технологической емкости, внутри которой расположены две наклонные полки, пеногаситель, влагоотделитель и устройство для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа и нефти и люк – лазом. Наклонные полки выполнены в виде желоб с отбортовкой не менее 150мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок и распределительное устройство поступает на полки и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель, где разрушается пена, и влагоотделитель, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа состоит из технологической емкости нескольких одноточных гидроциклонов. Конструктивно одноточный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок и секция перетока. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть по действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник, распределительные решетки и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора.

referatwork.ru


Смотрите также