Устройство для виброобработки нефти при откачке из нефтехранилищ. Технология откачки нефти


3.Техника и технология добычи нефти и газа.

    1. 3.1 Эксплуатация скважин установками штанговых насосов.

    2. При эксплуатации скважин ШСН максимально возможный дебит обеспечивают определенным сочетанием параметров эксплуатации оборудования и геолого-технической характеристики скважины. Подача ШСН при прочих равных условиях в основном зависит от его диаметра. Прочность материала колонны выбора станка-качалки с необходимой грузоподъемностью, в зависимости от задачи может входить в число известных или искомых параметров. Конструкцию колонны штанг и допустимую нагрузку определяют известными методами исходя из допустимого приведенного напряжения в наиболее опасном сечении штанг каждой ступени.

    3. Рассмотрим случаи, когда колонна штанг нагружена до допустимого предела. Малый дебит скважины при небольших диаметрах насоса (рис 43, кривые 2, 3) связан с недостаточной его подачей, а снижение дебита с увеличением диаметра (кривая 2) вызвано уменьшением глубины погружения насоса под динамический уровень и соответствующим уменьшением коэффициента подачи. В качестве оптимального выбирается диаметр насоса, который в условиях эксплуатации данной скважины обеспечивает максимальный дебит. Если отбор жидкости из скважины ограничен, за критерий оптимизации принимают минимальную нагрузку на колонну штанг. Соблюдение этого условия обеспечивает минимальные эксплуатационные затраты из-за удлинения межремонтного периода эксплуатации оборудования. Схематично решение этой задачи показано на рис. 44. Заданный дебит скважины обеспечивается насосами, численные значения диаметров которых находятся в проекции на горизонтальную ось отрезка АВ между точками пересечения кривой 1 и линии 2. Кривая 1 соответствует подаче насоса при максимально допустимой нагрузке на штанге, но между точками А и В подача насоса по кривой 1 выше заданного дебита (кривая 2). Поэтому для снижения ее до заданной необходимо уменьшить глубину подвески, причем неодинаково для различных диаметров насосов.

      1. Пропорционально уменьшению подвески снижается нагрузка на колонну штанг. Из числа насосов, обеспечивающих заданный дебит скважины, выбирается тот, при котором нагрузка на колонну штанг будет минимальной. При длительной эксплуатации штангового насоса вследствие износа трущихся узлов подача его снижается. Допустимую степень снижения подачи насоса определяют экономическими критериями. Известно, что срок службы штангового скважинного насоса при добыче неньютоновских нефтей больше, чем ньютоновских. Это объясняют хорошими смазывающими свойствами неньютоновских нефтей. Следует отметить, что увеличение срока работы насоса при этом можно объяснить созданием благоприятных условий для подъема песка в насосной трубе и уменьшением утечки через зазор между плунжером и цилиндром. Последовательное включение скважинных, насосных систем может способствовать увеличению межремонтного периода работы скважины. Для этого в скважину спускают одновременно два насоса, работающих поочередно (рис. 48).

Во время работы верхнего рабочего насоса 1 всасывание нефти происходит через отверстия подвижного поршня 6 и приемного клапана 4. После выхода из строя верхнего рабочего насоса 1 его плунжер опускают в нижнюю мертвую точку, где ловитель 2 соединяется ниппелем 3, установленным на приемном клапане рабочего насоса. Далее плунжер поднимают в верхнюю мертвую точку при помощи нижнего плунжера 9 шток 7 перемещается вверх, где упругое кольцо 5 входит в круглую канавку поршня 6. Герметичность внутренней полости насоса достигается при помощи резиновых уплотнителей 8. После соединения двух плунжеров верхний насос 1 переходит в холостое, а нижний—в рабочее положение. При этом вязкопластическая смесь, которой заполняют внутреннюю камеру нижнего насоса до спуска в скважину для предупреждения осаждения песка во время работы верхнего насоса, постепенно удаляется из камеры нижнего насоса Известно, что при добыче нефти на отдельных морских основаниях для замены изношенного насоса требуется определенное время, которое зависит также от метеорологических условий. При последовательном включении штанговых насосных систем в работу оператор за короткое время может переключить скважину на другой насос, увеличивая межремонтный период скважины и сокращая ее вынужденный простой. В проектах комплексного обустройства новых нефтяных месторождений оборудование для подъема жидкостей, а также энергетические и технологические мощности транспортирования и подготовки нефти рассчитывают и подбирают исходя из опыта эксплуатации старых (обводнившихся) месторождений и результатов лабораторных исследований свойств искусственных эмульсий. При этом неизбежны существенные ошибки в оценке свойств эмульсий, получаемых в различного типа мешалках, так как смоделировать с достаточной точностью процесс эмульгирования жидкостей в скважинах с их помощью невозможно. Поэтому оценку свойств эмульсий (дисперсность, агрегативная и кинетическая устойчивость, вязкость, количество необходимого реагента для обработки и т.д. ) целесообразно проводить непосредственно на скважинах вводимого в разработку месторождения. Для этого в безводную нефтяную скважину через затрубное пространство подливают пластовую воду той же залежи (или имитирующую ее), которая, смешиваясь с газонасыщенной нефтью, образует на приеме насоса (в трубах) газоводяную смесь. По мере ее движения через насос и далее в насосных трубах происходит естественный процесс диспергирования и образования эмульсионной системы, аналогичный образованию подобных эмульсий в обводнившихся скважинах. Необходимая обводненность получаемой искусственной водогазонефтяной эмульсионной системы регулируется количеством (расходом) подливаемой воды. После того как содержание воды в эмульгированной системе становится

постоянным (что свидетельствует о наступлении установившегося режима работы пласта и скважины), на устье отбирают известными способами пробы газоводонефтяной эмульсии для анализа структуры и определения ее свойств. Вязкостные свойства эмульсий определяют по гидродинамическим нагрузкам на оборудование. Если скважина оборудована штанговым насосом, нагрузки измеряют динамографом, если УЦЭН, а также фонтанной или газлифтной установкой, - по росту перепада давления в подъемных трубах. При таком исследовании неизбежно некоторое снижение дебита скважины по нефти, так как подлив воды приводит к уменьшению депрессии на пласт. Однако с помощью подлива можно исследовать практически весь интервал обводненности продукции пласта, выявить условия обращения фаз эмульсий при достижении определенного водосодержания для конкретных условий эксплуатации скважин и т.д. Исследования образования искусственной газоводонефтяной эмульсии были проведены в скв. 3227 НГДУ «Южарланнефть», оборудованной штанговым скважинным насосом. Вначале исследовали характеристики откачки безводной нефти (нагрузка от трения, вязкость нефти) на нескольких режимах работы установки, затем — с подливом пластовой воды. Гидродинамическое трение определяли при обработке динамограмм работы насосной установки. Подлив пластовой воды к приему насоса через затрубное пространство скважины повышал вязкость откачиваемой жидкости, а следовательно, и трение штанг о нее (рис. 49, кривые 1, 2, 3). Увеличение расхода воды сверх 65% откачиваемой жидкости привело к инверсии (обращению) фаз эмульсии и, как следствие, к резкому снижению трения штанг (кривая 4). Как показали испытания, на структуру (дисперсность) водной фазы незначительное влияние оказывают количественные изменения исходного водосодержания системы. Дисперсность образующейся эмульсии почти целиком определяется скоростью откачки смеси жидкостей. При скоростях движения штанговой колонны 0,75; 0,9; 1,22 и 1,5 м/с средневзвешенный диаметр глобул эмульгированной воды в нефти соответственно равен 12; 9; 8 и 3 мкм. В предлагаемом способе получения искусственных нефтяных эмульсий полностью воспроизводятся все условия (температурные, гидродинамические, изменения давления, газосодержания и т п ), которые имеют место при добыче продукции обводнившихся скважин. Характеристики искусственных эмульсий (устойчивость, состав, свойства бронирующих оболочек природных стабилизаторов и т. п.) практически полностью идентичны характеристикам естественных промысловых эмульсий. Кроме того, использование метода оценки свойств эмульсий на скважинах, эксплуатируемых различными способами, позволит выявить наиболее перспективные схемы эксплуатации скважин на различных этапах разработки месторождения.

studfiles.net

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

 

· Виды эксплуатации скважин. Газлифтная эксплуатация скважин, фонтанная, глубинно-насосная эксплуатация скважин.Наземное оборудование скважин. Устьевая арматура.Подземное оборудование.

· Эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

· Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок (ШГН). Наземное оборудование штанговых глубинно-насосных установок. Станки-качалки. Эксплуатация скважин другими видами насосных установок.

· Понятие о групповых замерных установках. Сбор, транспортировка, хранение и подготовка нефти и газа.

 

Мы рассмотрели вопросы разработки месторождений, провели подготовительные работы и пробурили скважины, вызвали приток. Теперь перед нами стоит задача – поднять нефть на поверхность, обеспечить длительную максимальную добычу нефти. Процесс подъема нефти на дневную поверхность может проходить за счет

· Природной энергии (фонтанный способ добычи)

· Энергии вводимой в скважину с поверхности при помощи следующих способов откачки нефти из скважины

· Компрессорного (газлифтная эксплуатация)

· Насосного (поршневые штанговые глубинные насосы ШГН, электроцентробежные насосы ЭЦН, винтовые насосы и др.)

 

Фонтанная эксплуатация скважин

Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить

· за счет энергии гидростатического напора,

· за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти,

· за счет той и другой энергий.

 

 

Оборудование устья скважины

Фонтанная арматура служит для

· герметизации устья скважины,

· направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию,

· регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.

Фонтанная арматура состоит из

  • трубной головки и
  • фонтанной елки.

Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.

Трубная головка состоит из

· крестовины,

· тройника и

· переводной катушки.

Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным лифтом. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки, а второй ряд труб - с помощью переводной втулки. При оборудовании скважин только одним рядом фонтанных труб тройник на арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка состоит из

· тройников,

· центральной задвижки,

· буферной задвижки,

· задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.

 

Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

 

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Технология добычи нефти - часть 4

Рисунок 3-Принципиальная схема установки улавливания легких фракций.

1-компрессор, 2- электропривод, 3- емкость для масла, 4-лубрикатор, 5-передача клиноременная, 6- электропечь, 7-вентилятор, 8- клапан, 9-расходомер, 10-клапан обратного действия, 11- обратный выходной клапан, 12- клапан байпасный, 13 – клапан подпитки, 14 – насос конденсатный,15- скруббер.

Поступивший из буферной емкости газ компрессором направляется в выкидной трубопровод, по которому через клапан 8 с ручным управлением, расходомер 9 , клапан обратного давления 10 и выкидной обратный клапан 11 , выходит из блока БКУ1, и по напорному газопроводу 4 поступает в конденсатосборник К 8, далее по трубопроводу в газосепаратор 7 первой ступени ГС1. Конденсатосборник К необходим для улавливания конденсата, выпадающего из-за охлаждения газа в газопроводе, преимущественно при остановках блока УЛФ (БКУ1).

В конденсатосборнике К предусмотрен контроль давления , сигнализация верхнего и нижнего уровней конденсата. Опорожнение производится в дренажную емкость 3 ДЕ при достижении верхнего уровня конденсата по сигналу на щите операторной.

Стабильная работа системы УЛФ (БКУ1) определяется, прежде всего, режимами своевременных включений и отключений системы подпитки товарных резервуаров при откачке нефти из любого резервуара.

Подпитка должна включаться в работу при падении давления в резервуаре до 20 мм вод. ст. и не должна прерываться до момента, пока давление в резервуаре не достигнет максимально допустимой величины.

Исходя из этого, обвязка резервуаров и БКУ1 должна обеспечить выравнивание давлений в газоуравнительной линии резервуаров с момента откачки нефти из любого товарного резервуара и, происходящие при этом процессе, перетока газа между резервуарами (сырьевые-товарные, товарные-товарные) до момента включения, отключения и работы системы подпитки. Это условие достигается схемой обвязки, которая включает центральную точку на газоуравнительной линии резервуаров, равностоящую от каждого резервуара и, обеспечивающую равные потери давлений на участках труб от БКУ до каждого резервуара в процессе работы системы подпитки.

Компрессор блока БКУ1 включается автоматически при достижении давления в газоуравнительной линии 50 мм вод. ст. При понижении давления в системе ниже 30 мм вод. ст. автоматически открывается байпасный клапан 12 , соединяющий приемную и выкидную линии компрессора до счетчика 9 .

При дальнейшем снижении давления в системе (ниже 20 мм вод. ст.) компрессор останавливается, открывается подпиточный клапан 13 , соединяющий выкидную линию компрессора с приемной после обратного клапана 11 . Газ поступает обратным ходом из газосепаратора первой ступени по газопроводу в газоуравнительную систему и далее, в газовое пространство резервуаров, предотвращая образование вакуума в них.

При повышении давления на входе в компрессор до 30 мм вод. ст. клапан 13 закрывается.

Таким образом, клапан 13 находится в открытом положении при давлении 20 мм вод. ст. и в закрытом положении при давлении в системе 30 мм вод. ст. Параметры работы клапанов могут быть уточнены после пуска установки УЛФ.

Включение – отключение компрессора, изменение оборотов двигателя компрессора и, соответственно, его производительности, открытие – закрытие клапанов осуществляется автоматически в зависимости от изменения давления на приеме компрессора. Давление на входе в компрессор изменяется с изменением давления в резервуарах.

Блок БКУ1 теплоизолирован и имеет систему обогрева, контролируемую датчиками температуры. Работа системы обогрева осуществляется в автоматическом режиме , включаясь при температуре +2ºС и отключаясь при температуре +15ºС.

Помещение блока снабжено системой контроля за содержанием углеводородного газа , если в помещении блока УЛФ появится газ выше допустимого предела компрессор автоматически останавливается.

Система вентиляции блока сблокирована с системой контроля за содержанием углеводородного газа и сероводорода. В связи с этим, если в помещении появляется один или оба из указанных газов, включается вентилятор, который останавливается через 5 минут после снижения концентрации газов до допустимого предела.

Следует отметить , что режим работы установки УЛФ осуществляется по программе, которую специалисты корректируют в соответствии с конкретными условиями и режимами, присущими каждой ид установок подготовки нефти.

Система улавливания легких фракций обеспечивает сохранность углеводородов за счет герметизации резервуаров, поддержания в них оптимального рабочего избыточного давления, устраняет потери нефти и выбросы вредных веществ в атмосферу, повышает надежность резервуарного хозяйства за счет снижения коррозионной активности газовой среды в результате предотвращения попадания воздуха в резервуары.

1.10 Технологическое оборудование системы УЛФ

Установка УЛФ (БКУ 1)

Назначение - отбор, отделение от конденсата, компримирование газов и паров легких фракций углеводородов из резервуаров.

Принята блочно-комплектная установка по улавливанию легких фракций, состоящая из технологического блока и контрольной панели (блока управления).

Технологическая характеристика БКУ1

Объем газа, поступающего на прием компрессора - 2393 м3\сут;

Давление на выкиде - 2 атм.

Давление на приеме - 0,005 атм.

Температура газовой смеси на входе в компрессор – 16,6-17,8 ºС.

Температура газовой смеси на выходе из блока – 73,5 ºС.

Мощность установки – 15 л.с.

Буферная емкость БЕ1

Назначение БЕ1 прием паров легких фракций углеводородов из сырьевых, товарных резервуаров и резервуаров-отстойников пластовой воды, отделение конденсата перед подачей газа в блок БКУ1.

Техническая характеристика

Объем – 16 м3.

Диаметр – 2000 мм.

Давление рабочее – 1 МПа.

Масса – 3420 кг.

Количество аппаратов БЕ1 – 1 шт.

Количество теплообменных устройств – 1 шт.

Дренажная емкость ДЕ

Назначение- прием конденсата, выделившегося в БЕ1 и конденсатосборнике К. Накопление и откачка его в нефтепровод перед товарными резервуарами.

Технологическая характеристика

Объем емкости – 40 м3.

Диаметр – 2400 мм.

Производительность насоса – 80 м3\час.

Напор – 43 м вод. ст.

Мощность электродвигателя – 15 кВт.

Конденсатосборник К.

Назначение сбор и накопление конденсата, унесенного газом.

Техническая характеристика

Диаметр – 250 мм.

Давление рабочее – 1,6 МПа.

Масса - 537 кг.

Количество – 1 шт.

1.11 Контроль и автоматизация технологических процессов

Технологической схемой системы улавливания легких фракций определен следующий объем автоматизации:

- контроль, регистрация и сигнализация отклонения от заданных значений температуры конденсата в буферной емкости БЕ1;

- местный контроль температуры и давления газа в трубопроводе от БКУ1 в конденсатосборнике К;

- контроль, регистрация и сигнализация отклонения от заданных значений давления газа в буферной емкости БЕ1 и в трубопроводе после конденсатосборника К;

- контроль, регистрация и сигнализация отклонений уровня конденсата в дренажной емкости ДЕ;

-контроль предельных значений уровня конденсата в буферной емкости БЕ1;

- управление насосом откачки конденсата из ДЕ;

- контроль и автоматизация загазованности на площадке буферных емкостей , БКУ и дренажной емкости.

1.12 Нормальная работа системы УЛФ

Нормальная работа системы УЛФ заключается в поддержании всех параметров процесса в пределах норм технологического режима при исправном состоянии резервуаров, емкостей, запорной и регулирующей арматуры, компрессорной установки, приборов КИП и А.

Обслуживающему персоналу резервуарного парка необходимо контролировать:

- герметичность кровли и поясов стенки резервуаров, исправность дыхательных и предохранительных клапанов;

-герметичность фланцевых соединений дыхательных и предохранительных клапанов;

При проведении замеров уровня и отборе проб нефти из резервуара последний отключается от системы УЛФ закрытием соответствующей задвижки.

При работе компрессора загорается лампа зеленого цвета Работа компрессора. При отклонениях от нормального режима работы и неисправностях УУЛФ останавливается и загорается лампа красного цвета «Отключение оборудования».

Дальнейшая нормальная работа невозможна без устранения причин остановки УЛФ. Причина неисправности высвечивается на передней панели блока управления: потеря фазы, неисправность привода, высокое давление на выходе, недостающая смазка, высокая температура на выкиде УУЛФ, высокая температура в помещении, сероводород, взрывоопасный газ.

Нормальная работа компрессора (пуск, изменение числа оборотов, остановка) осуществляется автоматически по заданной программе в зависимости от величины давления на входе в блок УЛФ и от положения клапанов.

Работа системы обогрева осуществляется в автоматическом режиме, включаясь при температуре +2ºС и отключаясь при температуре +15ºС.

Остановка системы УЛФ производится по письменному распоряжению начальника УКПН обслуживающим ее техническим персоналом.

1.13 Аварийная остановка системы УЛФ

Аварийная остановка системы УЛФ производится в случае возникновения отклонений от нормальной работы, которые могут привести к загораниям, взрывам, несчастным случаям и выходу из строя оборудования. К ним относятся: нарушение герметичности ( резервуаров, газоуравнительной системы, газопроводов, конденсатосборников, буферной емкости, емкости дренажной, запорно-регулирующей арматуры).

При нарушении герметичности отдельных резервуаров они отключаются от системы УЛФ путем закрытия соответствующей задвижки и установки заглушки на ответвлении разгерметизированного резервуара. В таком состоянии резервуар остается до выявления и устранения причин разгерметизации. В случае вывода резервуара из технологии на длительный срок должен быть обеспечен видимый разрыв между ним и отключающей задвижкой на ответвлении газоуравнительной системы.

mirznanii.com

Устройство для виброобработки нефти при откачке из нефтехранилищ

Проблема откачки высокопарафинистой нефти из амбаров весьма актуальна, так как длительное хранение нефти в них загрязняет окружающую среду, приводит к ухудшению химического состава и реологических свойств нефти. В первый год нахождения в амбарах нефть теряет более 15 % массы, причем наиболее ценные легкие фракции, что приводит к повышению температуры застывания нефти, увеличению вязкости, возрастанию процентного содержания парафинов и асфальтенов и т. п.

Для откачки нефти из земляных емкостей (амбаров) можно применять способ подготовки высокопарафинистых нефтей для перекачки(А.с. 571657) и устройство для его реализации (А.с. 612101). Сущность способа подготовки состоит в том, что нефть подвергают обработке виброситом (рис. 14.1) с частотой колебаний 20 - 250 Гц в течение 30 - 60 с. Размер ячеек вибросита 1,5 - 8 мм.

 

Рисунок 14.1 – Устройство для откачки нефти из резервуара

 

Вибросита перемещают в нефти. В результате создаются скорости сдвига около 3000 с-1 и более и разрушается парафинистая структура нефти в зоне контакта с ситом. Нефть становится текучей и подается на всасывающий патрубок откачивающего насоса. Такой способ эффективен при температуре нефти и окружающего воздуха на 5 - 10 К ниже температуры застывания нефти. Виброразрушитель в нефти можно перемещать с помощью тросов и лебедок, при этом скорость перемещения выбирают из условия разжижения нефти до состояния, необходимого для откачки насосом. Для увеличения скоростей сдвига следует либо увеличить параметры вибрации, либо уменьшить гидравлический радиус ячейки сита.

Вибросито имеет конструкцию в виде полусферы из сетки, при помощи полосовой стали прикрепленной к корпусу вибратора. Опытно-промышленный образец вибросита выполнен из проволочной сетки с ячейкой Rг = 0,75 мм, толщина проволоки 1 мм. Для обеспечения скорости сдвига γв= 3000 с-1 выбраны параметры вибрации: а = 1 мм, n = 125 Гц. В качестве привода вибросита применен пневматический серийный вибратор ИВ-16, который при амплитуде колебаний 0,9—1,25 мм создает частоту 80—130 Гц. Нефть обрабатывали путем многократного (2—10 раз) продавливания через нее вибросита. Скорость перемещения вибросита составляла 0,01—0,02 м/с. Устройство позволило проводить виброобработку нефти при числах Струхаля Sh = 4000…10000, достаточных для поддержания времени тиксотропного восстановления структуры в пределах 2 сут.

Впервые натурные испытания опытно-промышленного образца вибросита проводили на экспериментальном амбаре размером 26х13х2 м. Сжатый воздух подавали от передвижного компрессора ЗИФ-55. Давление воздуха 0,4— 0,6 МПа, расход воздуха 0,02—0,03 м3/с. Вибросито перемещали при помощи лебедок. Виброобработке подвергали нефть с температурой застывания 303 К, содержанием парафина 19 %, при температуре 293—302 К. Испытания показали, что данный способ виброобработки высокопарафинистой нефти в целях откачки из амбара пригоден для применения в летних условиях.

Виброобработку этим способом успешно применили для откачки нефти из двух амбаров вместимостью по 7000 м3, в которых нефть хранилась около 4 лет. В результате температура застывания ее составила 309 К, структура значительно упрочнилась. Поэтому было принято решение выполнить каркас устройства из трубы диаметром 20 мм и пропускать по нему теплоноситель. Такое виброустройство (А.с. 612101) со змеевиковым подогревателем позволило эффективно обработать амбарную нефть с высокопрочной парафиновой структурой при более низких температурах.

Примененная схема виброобработки нефти показана на рис. 14.2. Виброустройство 1подвешено на тросах 7 четырех лебедок 2, расположенных на бруствере. Пульт 8 управления лебедками также расположен на бруствере, за которым установлены откачивающие центробежные насосы 3, воздушный компрессор 4 для привода вибратора и передвижная паровая установка 5. Воздух и пар для работы вибратора подаются по шлангам 6 (воздуховод и паропровод).

Подготовка нефти к откачке осуществляется следующим образом. Включается в работу виброустройство. Перемещение его по поверхности нефти, погружение и подъем (регулирование глубины погружения) проводят с пульта управления лебедками путем попеременного их включения. Привод электродвигателей лебедок реверсивный. Передвижную паровую установку используют, как правило, не более 3 ч в сутки при откачке нефти в две смены. Виброустройство, перемещаясь в нефти, разжижает ее до текучего состояния. В результате в амбаре образуется "траншея" с жидкой нефтью, по которой последняя стекает к приемному патрубку насоса.

 

Рисунок 14.2 - Схема виброобработки нефти в земляном амбаре

 

Виброобработка позволяет откачивать нефть из амбара также в отсутствие интенсивной солнечной радиации (в утренние и вечерние часы) с подачей 10—20 м3 /ч, что в 4—5 раз быстрее, чем при использовании только солнечной радиации.

 

Дата добавления: 2015-07-15; просмотров: 58 | Нарушение авторских прав

mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.015 сек.)

mybiblioteka.su