Сложный трубопровод может иметь различные диаметры по длине и отводы.

Основные элементы систем нефтегазосбора. Требования к промысловым системам нефтегазосбора и подготовки.

Промысловая система сбора, транспорта и обработки продукции скважин представляет собой сложный комплекс инженерных сооружений и коммуникаций, обеспечивающий замер, экономичное транспортирование продукции скважин к технологическим аппаратам и пунктам их реализации, сепарацию и подготовку нефти, газа и воды до требуемого качества и эффективную утилизацию всех попутно добываемых и возникающих в процессе производства продуктов и вредных веществ.Основные элементы систем нефтегазосбора.

1. Добывающие, нагнетательные, поглощающие, контрольные и другие виды скважин 2. Групповые замерные установки (ГЗУ). 3. Дозаторные установки. 4. Путевые нагреватели. 5. Сепаратор газа 6. Дожимные насосные станции 7. Установки подготовки нефти 8. Очистные сооружения по воде 9. Резервуарные парки 10. Компрессорные станции и системы улавливания паров нефти (УЛФ). 11. Блоки очистки газа от сероводорода. 12. Головные сооружения. 13. Система ППД,14 коммуникационные трубопроводы 15 мини-электростанции. Требования:1) низкая капитало- и материалоемкость объектов всех назначений;2) миним.протяженность тр-дов, дорог, ЛЭП, вспомогательных коммуникаций; 3) миним кол-во и размеры технол.площадок, а также число аппаратов и др.оборудования на них;4) полная герметизация резервуарных парков, аппаратов низкого и высокого давления;5) высокая степень надежности и автоматизации управлением технол.процессами и оборудованием всех видов;6) максим.экологическая безопасность, исключающей попадание вредных веществ в атмосферу, почву, подземные воды и открытые водоемы;7) обеспечение эфф. сбора и обработки продукции скв на всех стадиях разработки н/г месторождений без сущ-х работ и затрат на реконструкцию, за счет выс.технологий и многофункциональных возможностей примен.обор-я ;8) раздельного сбора безводной и обводненной нефти в варианте тр-дов «неравных тр-дов», сущ-но сокращающего объемы подготовки нефти;9) рассредоточение процессов подготовки продукции скв, предварительный сброс воды, обезвоживание нефти и обессоливание;10) нейтрализация сероводорода продукции скв одних горизонтов(полной или частичной) ионами железа, содержащимися в водах других горизонтов;11) обеспечение предвар.сброса качественных попутных вод на скв, групповых установках и ДНС, максимально приближенных к объектам системы ППД;12) глубокой очистки сточных др.типов вод по каскадной технологии, извлечение из нее ценных в-в типа брома, йода, солей и т.д.;13) ППД путем адресной закачки нужного объема воды под необходимым давлением и требуемого качества;14) совмещение процессов транспортирования и передачи продукции скв в функцион.аппараты с уже завершенными технологическими операциями по эфф. формированию зародыше пузырьков газа,их росту.

 

2. Унифицированная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды института Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть.

Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды разработаны институтами Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обощения последних достижений и научных исследований в этой области, выполненных институтами отрасли.в связи с разнообразными условиями размещения и разработки мест-й, их энергетических возможностей, ф/х свойств продукции скв, а также особых условий отдельных нефтедобывающих районов возможно применение насосов для транспортирования газонасыщенной нефти и бескомпрессорного транспортирования газа 1ступени сепарации на центральный нефтесборный пункт.

1-скважина; 2-группо­вая замерная установка (спутник); 3- блок подачи реагента; 4-сепаратор I ступени; 5-емкость предваритель­ного сброса воды; 6-печь; 7- каплеобразователь; 8-отстойнойник; 9-смеситель; 10- электродегидра­тор;11-сепаратор горячей ступени; 12-насос; 13- установка подготовки газа; 14- узел учета товар­ной нефти; 15- узел качества; 16-резервуар товарной нефти; 17-резервуар некондиционной нефти; 18- резервуар пластовой воды; 19- узел замера расхода воды; 19 – узел замера расхода воды; 20 – блок дегазатора с насосом; 21- блок приема и откачки стоков; 22- емкость шламона­копитель; 23-мультигидроциклон; 24-блок приема и откачки уловленной нефти; 25-блок очистки; 26- блок подачи ингибитора; 27 – септик.При выборе варианта технологичекой схемы сбора учитывают:- энергетические возможности месторождения в основной период его разработки;-способ эксплуатации скв; -ф/х св-ва нефти и водонефтяной эмульсии; -рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических подъемов на 1 км трассы. Продукция со скважин поступает на ГЗУ, где непосредственно после замера добавляется реагент и так же перед сепаратором 1 ступени так же добавляется реагент для лучшего разделения фаз, жидкость поступает в сепаратор 1 ступени где идет основное отделение газа, газ отправляется на УПГ, далее жидкость поступает в емкость предварительного сброса воды где идет отделение воды, после этого отправляется в печь для разрушения эмульсии, проходит каплеоьразователь где капельки воды укрупняются, после этого поступает в отстойник где идет отделение воды и газа, далее после смесителя проходит в электро. для обессоливания и обезвоживания, после чего отправл в сепаратор горячей ступени где происходит отделен газа, а смесь проходит в резервуар товарной нефти после чего проходит в узел качества товарной нефти, если качество нефти соответствует ГОСТу то нефто уходит по магистр.трубопров, если нет то идет в некондецион резер.откуда насосом откачивается в трубопровод перед печью и проходит все процессы еще раз.Вода проходит на блок очистки где добавляется ингибитор и септик и идет в резервуар пластовой воды откуда насосом откачивается на замер воды и поступает на КНС, пленка нефти которая образует в резер плалст воды идет в блок приема и откач.улов.нефти так же и от блока отчистки капли нефти поступают в блок приема и откач.улов.нефти, откуда отправл. в резер неконд.нефти.Шлам который образуется в емкости предваритель­ного сброса воды в некондец. резер. с мультигидроциклона отправляется в шламонакопит.

 

 

3.Принципиальные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей института ТатНИПИнефть и ОАО «Татнефть».

Принципиальные совмещенные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей.

1- скважина; 2-реагент; 3-ГЗУ; 4- технологический трубопровод; 5-КДФ; 6- сепаратор-УПС; 7-насос; 8-линейный каплеобразователь; 9- УПС; 10-печь; 11-секционный каплеобразователь; 12,15-отстой­ник (электродегидратор); 13-пресная вода; 14-смеситель; 16-технологический резервуар (бу­лит); 17-гидр.фильтр,18-труб.аппар.19-блок стабилизац.

Основными отличительными технологическими и техническими элементами являются:1. Подача демульгатора 2 на начальных участках сборных трубопроводов, разрушение эмуль­сии на 70-80% путем увеличения техно­логического времени до 120 и более минут и доведение размера глобул пластовой воды перед установками предварительного сброса пластовых вод (УПС) до 100-200 мкм.2. Монтаж перед УПС в условиях дожимной насосной станции (ДНС) или установки подго­товки нефти (УПН) концевых делителей фаз (КДФ) 5 для расслоения газированного потока эмульсии на нефть, газ и воду.3. Применение линейных и секционных каплеоб­разоватедей 8, 11 перед отстойниками 9, 12 и 15.

4. Безштуцерный ввод расслоенного потока в отстойные аппараты 9, 12, 15.

5. Возврат опресненной воды после отстойных аппаратов 15 на прием насоса

6. Возврат дренажной воды после аппаратов 12 на прием УПС перед КДФ 5.

7. Применение регулируемых смесителей 14 для подачи пресной воды 13.

8. Монтаж в аппаратах 9, 12, 15 внутренних лучевых распределительных устройств, исклю­чающих накопление стойких промежуточных слоев.

9. Монтаж на очистных сооружениях трубчатых аппаратов 16 позволяющих использовать для глубокой очистки воды поверхностные и флота­ционные эффекты.

10. Использование резервуаров 9 и 17 в качестве гидрофильных и гидрофобных фильтров путем монтажа соответствующих внутренних уст­ройств. 11. Порционный ввод пресной воды 13 (не менее чем в двух точках).

12. Использование трубопроводов между аппара­тами 15, 19 в качестве технологических для разрушения малодисперсной эмульсии.

13. Монтаж системы улавливания легких фрак­ций (УЛФ) в резервуарах 6, 9 и 19.

14. Рециркуляция газа второй ступени на I ступень сепарации.

Из скважины продукция поступает на ГЗУ где перед и после дозируется реагентом проходит через каплеобразов. для укрупления капель воды для более лучшего отделения далее продукция проходит через кдф где идет отделение воды и проходит в сепаратор где идет отделение газа, и газ уходит на КС. Далее продукция отправл.в печь для лучшего разделен. фаз и проходит через секцион.каплеоб. далее проходит в отстойникгде идет отделен.воды и после отстой.добавля. пресная вода проходит через смеситель линейн.каплеобр. идет в отстойю дозирует. пресн. водой после проходит через технол. трубопро. проходит трубчатый аппар. и нефть уходит на головн. соор.

 

4.Классификация и условные обозначения нефтей. ГОСТР 51858—2002.

При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы и виды.

1)в зависимости от масс.доли серы нефть подразделяют на классы 1-4:

1-малосернистая до 0,6;2-сернистая 0,61 – 1,8; 3-высокосернистая 1,81-3,5;4-особо высокосернистая свыше3,5.

2) в зависимости от плотности на 5 типов:0- особо легкая (750-830)

1-легкая (830,1-850)2- средняя(850,1-870)3-тяжелая(870,1-895) 4-битуминозная(895,1-1000).

3) по степени подготовки нефти подразделяют на группы:

Наименование показателя	Норма для нефти группы
	1	2	3
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)
5 Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 2040С, млн.-1 (ррm), не более	10	10	10

 4) По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды 1 - 3

Наименование показателя	Норма для нефти вида
	1	2
1. Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более	20	100
2. Массовая доля метил- и этилмеркоптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более	40	100

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс "э". Структура условного обозначения нефти:

 

5.Современные методы измерения продукции скважин (Спутник-А, Спутник–Б, Спутник-В, расходомеры, влагомер, диафрагмы).

«Спутник - А» предназначен для автоматического переключения скважин на замер и автоматического измерения дебита скважин, подключенных к «Спутнику», контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии. «Спутник - А» состоит из двух блоков: замерно - переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором происходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин (ПСМ) 13, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 12 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости. Дебит жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется при кратковременных пропусках накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный расходомер типа ТОР-l или «Норд», установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется поплавком регулятором и заслонкой на газовой линии. Всплывая до верхнего уровня, поплавок регулятора закрывает газовую линию и, следовательно, повышается давление в сепараторе, в результате чего жидкость продавливается из сепаратора через турбинный расходомер. Когда поплавок достигает нижнего заданного уровня, заслонка открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик за время замера зависит от дебита измеряемой скважины. Дебит каждой скважины определяют, регистрируя накапливаемые объемы жидкости (м³), прошедшие через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующую скважину переключают на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя, гидропривода и силового цилиндра, который поворачивает каретку переключателя в другие положения. Турбинный расходомер одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Если подача в контролируемой скважине отсутствует, то БМА выдает аварийный сигнал в систему телемеханики. Аварийная блокировка всех скважин при повышении давления в коллекторе или его повреждении автоматически осуществляется при помощи отсекателей. Недостаток «Спутника-А» является невысокая точность измерения при больших дебитах скважин нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в расходомер вместе с жидкостью пузырьков газа и отсутствия на «Спутнике - А» влагомера.

1 - выкидные линии от скважин; 2- обводненная скважина; 3 – замерный патрубок; 4- гидроциклонный сепаратор; 5- заслонка на газовой линии; 6 - турбинный расходомер; 7 - уровнемер (поплавковый); 8 - гидропривод; 9 ­- электродвигатель; 10 - отсекатели; 11- сборный коллектор; 12- роторная каретка переключателя; 13 - многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 14 - силовой цилиндр.Схема "Спутника-В», разработанного Грозненским филиалом ВНИИКАнефгегаз1 - распределительная батарея; 2 - штуцеры; 3- емкость для шаров; 4 -трехходовые клапаны; 5- трехходовые краны; 6-замерная линия; 7-коллектор обводненной жидкости; 8- коллектор безводной нефти; 9 - гаммa-датчики нижнего и верхнего уровней жидкости; 10 - сепаратор; 11- диафрагма для измерения газа; 12- заслонка; 13- сифон; 14- тарированная емкость; 15- тарированная пружина.

 

Нефтегазовая смесь подается от скважин в распределительную батарею 1, где, пройдя штуцер, она попадает в трехходовой клапан 4. Из него нефтегазовая смесь может направляться или в линию 6 для измерения нефти и газа в сепараторе 10, или в линию 8- общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. Переключение на замер и обводненных, и безводных скважин проводится автоматически через определеннее время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых клапанав 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор, измеряется при помощи тарированной емкости, гамма-датчиков, подающих сигнал уровней жидкостей на БМА, и плоской тарированной пружины 15. Дебит жидкости (нефть-вода) определяется измерением массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиком верхнего и нижнего уровней и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяемся сравнением массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем

После тою как тарированная емкость 14 наполнялась жидкостью, и вес ее измерен, блок местной автоматики включает электрогидравлический привод, и заслонка 12 на газовой линии прикрывается. В результате этого в сепараторе увеличиваются давление, и жидкость, скопившаяся в емкости 14, через сифон 13 выдавливается в коллектор 7. Количество газа и меряется эпизодически при помощи диафрагмы 11.При обводнении одной из скважин ее подключают для постоянной работы к коллектору обводненной нефти через трехходовой кран 5, а измерять ее дебит можно описанным способом при помощи автоматически переключаемого трехходового клапана

 

 

4.Недостаток «Спутники -В» заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Схема «Спутника Б-40», разработанного Октябрьским филиа­лом ВНИИКАнефтегаза

1 - обратные клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель скважин многоходовой (ПСM); 4 - роторный переключатель скважин; 5 - замерная линия; 6 - общая линия; 7 - отсекатели; 8 - коллектор обводненной нефти; 9 и 12 - задвижки закрытые; 10 и 11 - задвижки открытые; 13 - гидроциклонный сепаратор; 14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16 и 1ба - золотники; 17 - поплавок; 18 - расходо­мер жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - элек­тродвигатель; 23 - сборный коллектор; т - выкидные линии от скважин.На «Спутнике Б-40» установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, так же автоматически при по­мощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется коли­чество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.При помощи «Спутника Б-40» так же, как «Спутника-В» и «Спутника-А», можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим обра­зом. Если, например, скважины обводнились, а остальные две­надцать скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по байпасной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость мно­гоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор, а далее в коллектор безводной нефти. Жидкость любой скважины, поставленной на замер, напра­вляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклон­ный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен ре­гулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а, от которых также отводится постоянный перепад на порш­невой клапан.Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом.Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую часть поршне­вого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается, и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ зо­лотника 16а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается течение жидкости в системе, и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продук­ция скважины.

Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 сСт. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

Расходомеры ТОР-1 состоят из двух основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания.1 – сварной корпус, 2 – обтекатель, 3 – магнио-индукционный датчик, 4 – экран-отражатель, 5 – понижающий зубчатый редуктор, 6 – перегородки, 7 – электромагнитный датчик, 8 – механический счетчик, 9 – диск с магнитами, 10 – магнитная муфта, 11 – крыльчатки, 12 – крышка, 13 – регулирующая лопатка.Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок корпуса 1 и обтека­тель 2, попадает на лопатки крыльчатки 11 и приводит ее во вра­щение. После крыльчатки направление движения жидкости экра­ном изменяется на 180°, и она через окна обтекателя поступает в выходной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо про­порционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки передается через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счетчик со стрелочной шка­лой (цена деления 0,005 м³). Одновременно со стрелкой механи­ческого счетчика вращается находящийся с ней на одной оси диск 9 с двумя постоянными магнитами, которые, проходя мимо электромагнитного датчика, замыкают расположенный в нем магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электриче­ские сигналы регистрируются на блоке управления счетчиком, т. е. дублируют показания местного механического счетчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоидукционного датчика, выдает электрический сигнал, который регистри­руется в блоке регистрации. Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР-1, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и показа­ниями датчика влагомера.

            Схема емкостного датчика

1 – сварной корпус, 2 – стеклянная труба, 3 – электрод, 4 – регулятор длины электрода (шток), 5 – штурвал, 6 и 10 – верхний и нижний фланцы соответственно, 7 – стальная труба, 8 – кольцо для крепления стеклянной трубы, 9 – металлический цилиндрик.На верхнем фланце 6 монтируется внутренний элек­трод 3, особенностью которого является наличие регулятора его длины, действующего при помощи вращающегося штока. Роль изолятора выполняет стеклянная труба 2, которая при помощи специального кольца 8 и стального патрубка 7 крепится к верх­нему фланцу 6. Внутри стеклянной трубы на длине 200 мм нано­сится распылением слой серебра, являющегося внутренним элек­тродом 3 датчика. Вращая штурвал 5 вместе со штоком, можно выдвигать из электрода на требуемую длину металлический ци­линдрик 9, контактирующий с серебряным покрытием, таким образом, настраивать влагомер на измерение различных сортов нефти с различной обводненностью. Шкала влагомера, находя­щаяся на верхнем фланце, отрегулирована в процентах объемного содержания воды. На точность измерения этим прибором коли­чества пластовой воды и нефти значительное влияние оказывают:

1) изменение температуры нефтеводяной смеси;

2) степень одно­родности смеси;

3) содержание пузырьков газа в потоке жид­кости;

4) напряженность электрического поля в датчике.

 

6. Классификация промысловых трубопроводов. Гидравлический расчет простых трубопроводов.

Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделяются на несколько видов:

1. по назначению – нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью и газом может двигаться и пластовая вода.

2. по функции - выкидные линии и коллекторы. Выкидные линии-трубопроводы от устья скважины до ГЗУ. Коллекторы-трубопроводы, собирающие продукцию скважин от групповых установок к сборным пунктам.

3. по величине рабочего давления – низкого (до 1,6МПа), среднего (от 1,6 до 2,5 МПа) и высокого (выше 2,5МПа).

Трубопроводы среднего и высокого давления – напорные. Трубопроводы низкого давления могут быть напорными и самотечными.

Если в самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении ею объема трубы, то движение напорно-самотечное, если заполнение не полное, то движение характеризуется как свободно-самотечное.

4. по гидравлической схеме работы - простые и сложны

Простые - трубопроводы, имеющие неизменный диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей длине.

Сложные - трубопроводы, имеющие различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр. Сложные трубопроводы можно разбить на участки, каждый из которых является простым трубопроводом.

5. По способам прокладки:

-подземные,

- наземные,

- подводные,

-подвесные.

Гидравлический расчет простых трубопроводов.

Простой трубопровод имеет постоянный диаметр по всей длине и не имеет никаких отводов. Гидравлический расчет его сводится к определению одного из следующих параметров.

Основой гидравлич. расчетов труб-в является известно ура-е Бернулли:

(z₁+p₁/rg+λ₁∙v₁²⁄2g) - (z₂+p₂/rg+λ₂∙v₂²⁄2g)=h_п.н.

Потери на трения: h_тр=λ∙l/d∙ v²⁄2g, ∆р= λ∙l/d∙ρv²/2

v-скорость течения жидкости,q- расход жидкости,λ-коэфф гидравлич сопрот.

λ=64/ReRe=vD/ν- ламинар.течен.

Область турбул.реж. подразделяется на 3 зоны:1)гидравлически гладкие трубы когда h_тр и λ не зависит от Е,2) переходная зона когда λ зависит от Е,Re.3)гидравл.шероховатые трубы λ зависит от Е

Число Re гладкого трения определяется по формуле Исаева λ=0,3164/Re^0,25

Гидравлический уклон характеризует потерю напора на един длины трубопр.:i= h_тр/e=λ/D∙ v²⁄2g

местные потери: h_м.п.=ε∙ v²⁄2g

v-средн скор, ε-коэфф местного сопротивл.(зависит от Re)

 

7. Cхемы слож труб.Расчет слож трубопров., имеющего постоянный диаметр со сосредоточенными отборами нефти.

Сложный трубопровод может иметь различные диаметры по длине и отводы.

При гидравлическом расчете их практический интерес пред­ставляет четыре случая, часто встречающихся в промысловых условиях:

1) жидкость из раздаточного коллектора, имеющего постоян­ный диаметр, равномерно или неравномерно отбирается;

Уравнение материального баланса для первого случая (см. рис.1) - раздаточного коллектора

где Q- объемный расход жидкости в произвольном сечении; Q_T- транзитный расход жидкости, т. е. расход, который транс­портируется за пределы указанных участков; Q_П- путевой расход жидкости; q₁, q₂, …. , q_i- равные или неравные объемные расходы жидкости в ответвлениях, отстоящих на расстоянии l₁, l₂, …. , l_i от начала трубопровода.

Расход жидкости на участках:

l₁ = О_T + Q_П ;

l₂ = О_T + Q_П-q_n

l₃ = О_T + Q_П- (q₁ + q₂) ;

l_n = О_T + Q_П- (q₁ + q₂ + ….. + q_{n- 1}).

Поскольку диаметр раздаточного коллектора одинаков на всем протяжении, а расходы жидкости на различных участках, в связи с ее отбором, разные, то режимы течения на каждом уча­стке l₁, l₂, …. , l_П также будут разными.

Определим перепад давления на каждом участке горизонтального трубопровода по формуле Лейбензона . На первом участке

На втором участке

На третьем участке

на n-м участке

Сложив перепады на каждом участке, найдем общий перепад на всей длине рассматриваемого раздаточного коллектора:

                            

Если транзитный расход в раздаточном коллекторе равен нулю, т. е. Q_T = 0,

                                              

С учетом рельефа местности формула примет вид

 

8.Структурные формы движения ГЖС. Гидравлический расчет трубопровода.при движения в них нефтегазовой смеси.

Ур-е Бернулли

 

Ур-е Дарси –Вейсбаха

Ф-ла Стокса Ф-ла Блазиуса                         

 

9.Тепловые расчеты трубопровода

Обозначим: D и l – наружный диам-р и длина ТП.,tн, t и tк - начальная, текущая и конечная t-ра флюида в ТП. t₀ – t-ра окруж-й среды (ОС).  - полный коэф-т теплоотдачи от ж-ти в ОС, Вт/м²*⁰С, G – массовый расход ж-ти в ОС-ду, кг/с. Ср – удельная теплоемкость ж-ти, Дж/(кг⁰С).

Закон распределения t-ры ж-ти по длине ТПа получен Шуховым в 1883 г.. В основу его заложена потеря теплоты от элементарного участка dx в единицу времени в окруж.среду : (1),

где  - поверх-ть охлаждения элементарного участка

При движении ж-ти ч/з рассматриваемый уч-к dx, ж-ть охлаждается на dt⁰С и теряет кол-во теплоты: (2),. (1)=(2): - ур-е Шухова (закон распределения t-ры ж-ти по длине ТПа).

В 1923 г. Лейбензон внес поправку в эту формулу, учтя работу трения потока ж-ти, превращающуюся в теплоту, участвующую в тепловом балансе ТПа: - поправка Лейбензона, - средний гидравлический уклон; Е – механический эквивалент теплоты (1 ккал=427 кгс*м=427*9,81 Н*м).

Закон изменения температуры на участке ТПа, где происходит кристаллизация парафина, описыв-ся формулой Черникина: ;

- расстояние, на кот-м t-ра падает от t_н до t_п , - кол-во парафина, выделяющегося из нефти при понижении t-ры от t_п до te (доли ед-цы); - любая t-ра, для кот-й известно ; x – скрытая теплота кристаллизации парафина.

 

10. Гидравлический расчет труб-в транспортир-х неньютоновскую жидкость.

Температура и вязкость нефти при движении нефтегаосбора измен в широких пределах, сущест-о влияя на изменение перепадов давления на различных участках трубопродов. Поэтому важно распологать точными данными об измен-и вязкости нефти по пути ее движ-я не только под влиянием обводненс продукции скв, степень дисперсности эмульсии и темпер, но и переход в газовую фазу части улеводо-в и более правильно интерпретировать результаты измерений. 

Рассм-м ТП со стационарным движ-м по нему неньют-й ж-ти,

Профиль скоростей при движении вязко – пластичных ж-тей в круглой трубе отличается от профиля ньютоновской ж-ти. Напряжение сдвига убывает от стенки трубы к оси и на некотором радиусе  движется в виде ядра, внутри кот-го скорость по сечению не изменяется: .

 При структурном (ламинарном) течении вязкой ж-ти, расход определяется по формуле Букенгема:

или ,

 где ; ; погрешность около 6%.

, где - параметр Илюшина. . Вязкость возрастает с ростом парафина.

 

11.Гидравлический расчет трубопродов для нефтяных эмудьсий.

Основной задачей, возника-щей при гидрав-ом расчете труб-дов, трансп-щих неф-ные эмульсии, яв-ся определение перепадов давл-я. Расчетной ф-лой при этом яв-ся ф-ла Дарси-Вейсбаха.. Различие гидродин-го поведения неус-вых и устой-ых эмульсий прояв-ся в эффекте гашения турбулентных пульсаций дисперсионной среды каплями дисперсной фазы. С учетом этого эффекта λ неустой-ых эмульсий опре-ся: λ_э=64/Re_*э,Re 2320, λ_э= , 2320<Re_*э<10⁵, где Re_*э-число Рей-са, опре-мое по ф-ле: Re_*э= , где γ₀ указывает, яв-ся ли неус-вая эмульсия ньютоновской или неньютоновской ж-тью, ее опре-ют по выр-ю:

, u= -параметр пластич-ти, w-ср-я скорость течения, ρ_э, μ_э-плотность и вязкость эмульсии; D-внут. Диаметр труб-да; τ₀-допол-ное напр-ние сдвига плотной эмульсии: τ₀=(0,195φ_ф-0,102)σ/d, где σ-межфазное натя-е; d-диа-тр капель; φ_ф-содер-ие дисперсной фазы и эмульсии.

Символ γ₁ указывает, прояв-ся ли в потоке неус-вой эмульсии эффект гашения турбулентности, и опре-ся: γ₁= , где d-ср-ний объемно-поверх-ный диаметр капель неустойчивой эмульсии; d=1,4Dwe^0.6; We=σ/ρ_с; ρ_си ρ_ф-плотность дисперсной среды и дисперсной фазы. Снижение давл-я при преодолении гидродин-го сопро-я при. Содержание дисперсной фазы в эмульсии, при котором потери давл-я будут минимальны, яв-ся оптим-ым.

 

12.Дифференциальное и контактное разгазирование. Расчет процесса сепарации по закону Рауля-Дальтона.

Контактным наз-ся такой процесс разгазирования нефти, прикот-м суммарный состав смеси (газ + нефть) во время процесса остается постоянным.

При дифференциальном разгазировании нефти суммарный состав фаз непрерывно измен-ся, т.к. образующийся газ выводится из системы по мере

Расчеты разгазирования достаточной точностью можно производить по закону Рауля - Дальтона: парциальное давл-е i-гo компонента в паровой фазе (Рy_i) = парциальному давл-ю того же компонента в жидкой фазе (x_ip_i),

Рy_i = x_ip_i, (1)

Пусть имеется состав жидкой фазы х₁ + х₂ + ….. + х_n = 1,

закон Рауля - Дальтона будет

Дальтона                                                Рауля

p = p₁ + p₂ + ….. + p_n = x₁ p₁ + x₂ p₂ + …..x_np_n

или                       (2)

Данное ур-е наз-ют ур-ем начала контактного (однократного) разгазирования. можно найти конц-цию всех компонентов, находящихся в равновесном состоянии в паровой фазе

                (3)

при этом состав паровой фазы считается известным, т. е. у₁ + у₂ + ….. + у_n = 1.

контактирующей с газом, находят из выражений (4)       и т. д.

Складывая конц-ции в жидкой фазе, получим

(5) Отсюда, если известен состав газовой (паровой) фазы, то общее давл-е смеси будет

                                      (6)

 

 

13. Определение количества газа выделяемого из нефти в сепараторах по коэффициенту растворимости.

Суммарное кол-во газа (свободного и растворённого), поступающего в первую ступень сепаратора:

V_o=Г_оQ_н                       (1)

Если нефть добывается с пластовой водой,то: Q_ж1

V_o=Г_о(1-W/100)Q_ж1                             (2)

где Го – газовый фактор. Q_ж1 – расход ж-ти (Н+В).W – обводненность.

Кол-во газа, оставшегося в нефти на перовой ступени сепарации:

V_p1=α₁*p₁*Q_ж1(1-W/100)

α₁- коэф-т растворимости газа при давленииР₁ в сепараторе.

Кол-во газа, выделившегося из нефти (из воды не учитывается, т.к. его мало) на первой ступени сепарации:

V₁=V_o-V_p1= Г_о(1-W/100)Q_ж1- α₁*p₁*Q_ж1(1-W/100)

Кол-во газа, выделив-ся на второй ступени сепарации опред-ся как разность величин растворенного газа на первой и второй ступенях:

V₂=V_p1-V_p2= α₁*p₁*Q_ж1(1-W/100) - α₂*p₂*Q_{ж 2}(1-W/100)

По данной схеме расчета для последующих ступеней:

V_n=V_{Pn -1}-V_n= α_{n - 1}*p_{n -1} *Q_{ж n -1} (1-W/100)- α_n*p_n*

*Q_{ж n}(1-W/100)

Приближенно средний коэфф. растворимости газа в нефти

α_ср=Г_о / Р_нас

а более точно α_ср=Г_Н/Р , где р- текущее давл-е, Па. Гн – кол-во растворенного в нефти газа.

 

14 .Назначение и конструктивные особенности сепараторов различного типа(ЦКНБ,вертикальный, гидроциклонный, трехфазный).

В различных сепараторах нефть от газа и воды отделяют : 1- получ нефтяного газа, использ как хим сырье или как топливо, 2-уменьшение перемешивания нефтегазового потока и снижение тем самым гидравлические сопротивления, 3- разложение образовавщейся пены, 4- отделение воды от нефти при добыче нестойких эмульсий, 5- уменьшение пульсации давления при транспортировке нефтегазоводяной смеси.

ЦКНБ – 1-вводной штуцер, 2- сливные полки, 3- фильтр для грубой очистки, 4- штуцер выхода газа, 5 – фильр газа тонкой очистки, 6- штуцер выхода нефти, 7 –корпус, 8- люк-лаз.

принцип работы :Нефтегазованя смесь поступает через вводной штуцер на сливные полки, где происходит основное выделение газа. Выделивш газ вместе счастица нефти проходит через фильтр грубой и тонкой очистки.

производительность- 2000,5000,10000,20000 т/сут,

Гидроциклонный – 1 –нижняя технологическая емкость, 2-штуцер, 3- верхняя технологическая емкость, 4- газоочиститель, 5- уголковый разбрызгиватель, 6-перфорированные перегородки, 7,9-сливные полки, 8-центробежный дегазатор, 10- вертикальная перегородка

производительность 400м³/сут

В двухемкостном сепараторе нефтегазовая смесь поступает в центробежный дегазатор где идет процесс разделения, нефти и газ на самостоятельные потомки. Нефть из центробежного дегазатора по сливной полке поступает в уголковый разбрызгиватель в котором поток нефти разбивается на множество отдельных струек, далее нефть через штуцер попадает на сливную полку и по ней стекает в нижнюю емкость. Газ отделившийся от нефти в дегазаторе проходит по верхней части емкости где под действием гравитационных сил из газа выделяются крупные капли жидкости. Перфорированные перегородки служат одновременно для очистки газа и выравнивания объемной скорости газа.окончательная очистка газа завершается в газоочистителе жалюзийного типа.

Вертикальный – 1- корпус, 2-раздаточный коллектор, 3-поплавок, 4-дренажная вода, 5-наклонные плоскости,6-ввод ГЖС, 7-регулятор давления «до себя», 8-выход газа, 9-перегородка для выравнивания скорости газа, 10- жалюзийный каплеуловитель, 11- регулятор уровня, 12-сброс нефти,13-сброс грязи, 14-люе, 15-заглушки

Нефтегазовая смесь под давлением на устьях скважин или давлением развиваемым насосами ДНС поступает раздаточный коллектор имеющий щель по всей длине для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь поступает на наклонные плоскости, увелич путь движения нефти и облегающие тем самым выделение окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора устанав каплеуловительная насадка жалюзийного. Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими выпасть под действием силы тяжести встречает на своем пути жалюзийную насадку в которой происходит «захват» капелек жидкости и дополнительное высаждение их и газа.

 Трехфазный – 1-корпус, 2-ввод ГЖС, 3-ввод горячей дренажной воды, 4-распределительное устройство, 5-отбор газа, 6- отбор ВНЭ, 7 – отбор отдельной воды, 8-устройство для предварительного отбора газа, 9-каплеобразователь.

Предназначена для разделения ГЖС продукции скважин на газ, водонефтяную эмульсию и воду, и указаны факторы, препятствующие получению качественной воды из этих аппаратов. В первых трех аппаратов продукция скважин разделяется на нефть , газ и воду в общей технологической емкости. Наиболее технологичным из этих типов аппаратов является КДФ

 

15. Эффективность работы сепараторов. Определение критичесуого размера пузырьков газа в турбулентном потоке(ф-ла Медведева В.Ф)

Коэф-ты уноса жид-ти и газа и показатели соверш-ва сепар-ра предельная средняя скорость газа в свободном сечении сепаратора ν_max и время задержки жидкости в сепараторе t_зад.зависят:

- физ-хим св-ва; - расход жид-ти и газа; - давления и Т; - уровня жид-ти в сепар-ре; - способности жид-ти к вспениванию.

Коэффициент уноса жидкости и коэффициент уноса газа соот-но равны: К_ж=q_ж/Q_г, К_г=q_г/Q_ж,

где q_ж - объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора; q_г - объемный расход остаточного газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора; Q_ж-объемный расход жидкости на выходе из сепаратора; Q_г - объемный расход газа на выходе из сепаратора.

 (1.30)

(1.31)

где, q_ж - объемный расход капельной ж-ти, уносимой потоком газа из сепаратора, м³/ч; q_r - объемный расход остаточного (окклюдированного) газа, уносимого потоком ж-ти из сепаратора, м³/ч; Q_ж - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м³/ч; Q_ж - объемный расход ж-ти на выходе из сепаратора, м³/ч, при Р и Т сепарации.

Чем <К_жи К_rпри прочих равных условиях, тем совершеннее сепаратор.

Для получения требуемой степени очистки газа и жидкости в сепараторе необходимо правильно задаться расчетным размером частиц ж-ти и пузырьков газа. Средний диаметр пузырьков окклюдированного газа в турбулентном потоке нефти в ТП-де перед сепаратором можно опред-ть по ф-ле В.Ф. Медведева (1.32)

(1,32)

где: - число Вебера; - число Рей-нольдса; - число Фруда; σ_cr - поверхностное натяжение на границе газ-дисперсионная среда; D- внутренний диаметр ТП-да; μ_c ρ_c-динамическая вязкость и плотность дисперсионной среды; ω- средняя скорость течения .

 

16.Расчет гравитационных сепараторов по газу

При расчете принимают: 1. частица (твердая или жидкая) им-т форму шара. 2. движ-е газа в сепараторе установившееся. 3. движ-е частички свободное, т.е. на нее не оказ-т действия др. частицы. 4. скорость оседания частицы постоянна, т.е. сила сопротивления газовой среды становится = массе частицы.

Для опред-ния скорости осаждения частиц любого размера силу тяжести приравнивают силе сопротивления.

Для частиц размером не > 80 мкм формуле Стокса (1 .33)

(1,33)

Для частиц размером 300-800 мкм скорость осаждения опреде­ляют по формуле Аллена (1.34)

(1.34)

где ν_г – кинематическая вязкость газа. ν = μ_г /ρ_г,м²/с

Осаждение частиц размером > 800 мкм происх-т согласно формуле Ньютона (1.35)

Приведенные ф-лы справедливы для расчета скорости осаждения шарообразных частиц. На практике для частиц различ­ной конфигурации скорость осаждения можно определить по следующей ф-ле (1.36)

(1.36)

где к и ξ – коэф-ты сопротивления (для шара к = 24 и ξ = 0,044; для круглых пластинок к = 17,4 и ξ=- 1,1).

Приведенные ф-лы справедливы при установившейся скорости движения частиц.

газа..

 (1.38)

Или (1,39)

(1,39)

 

Диаметр сепаратора опред-ся из средней скорости газа в сеп-ре:

 

17. Расчет гравитационных сепараторов по жидкости

Необх-м усл-ем эффективного отделения нефти от газа в секции сбора нефти явл-ся соотношение , где  - скорость подъема уровня нефти в пределах секции сбора, м/с, - скорость всплывания окклюдированных пузырьков газа в нефти, м/с.

При этом соотношении пропускная сп-ть по нефти:

1) для вертик-х сепараторов

Или

После подстановки  и замены g: .

2) для гориз-х сепараторов .

F – площадь зеркала нефти, являющаяся функцией уровня нефти в сеп-ре, м². - динамич-я вязк-ть нефти, кг/м×∙с; d – диам-р окклюдированных пузырьков газа, м. r_Нr_Г – плотн-ть нефти и газа в усл-х сеп-ра, кг/м3.

Для разрушение применяется хим,мех,термическое воздействие. Одним из эффективных способов снижения пенообразования является пропуск нефти через подогретую воду. Для этого сепаратора применяют сепараторы, в нижнюю часть которых встроена печь, подогревающая пластовую воду. 

 

18. Расчет циклонных сепараторов.

Теория расчета циклонов основана на предположении, что центробежная сила, действующая на частицу, равна силе сопротивления, которую оказывает газ, препятствующий её движению в ра­диальном направлении .

для самых мелких частиц (диаметром < 100 мкм) (1.49) (1,49)

для более крупных частиц (диаметром 100-800 мкм) (1.50)

(1,50)

для самых крупных частиц (диаметром > 800 мкм) (1.51)

(1.51)

где r - расстояние в радиальном направлении от оси циклона до частицы, м; ω- угловая скорость газа, 1/с.

Из формул (1.49-1.51) следует, что скорость движения частиц в циклоне при прочих равных условиях зависит не только от их диа­метра, но и от размеров циклона.

Диаметр циклонного сепаратора Dпри заданном расходе газа Q определяют по формуле (1.52)

(1.52)

где: D - диаметр циклона, м;Q - расход газа при стандартных ус­ловиях, тыс. м³/сут; ρ_г - плотность газа при стандартных услови­ях, кг/м³; ρ_ср - абсолютное среднее давл-е в циклоне, Па; Т -t-ра газа в циклоне, К; г - коэф-т сжимаемости; р_ат - 1,01 • 10⁵ Па; Т = 293 К; ∆р - потери давл-я в циклоне, Па.

Потери давл-я в циклоне определяются по формуле (1.53)

где:  - скорость газа во входном патрубке; ρ_г - плотность газа врабочих условиях; ξ- коэф-т сопротивления, отнесенный к входному сечению.

Коэф-т сопротивления практически не зависит от ско­рости потока, а зависит от соотношения площади сечения выход­ного и входного патрубков (ξ= 2-4).

 

 

19.Расчет насадочных элементов сепараторов. Выбор числа ступеней и давлений сепарации.

Технологический расчет насадочных сепараторов сводится к определению скорости набегания потока на насадку, при которой не происходит срыва и дробления капель ж-ти, осевшей в насадке. Критическая скорость газа, характеризующая это явление, определяется формулой(1.54)

где: σ - поверхностное натяжение на границе раздела газа и ж-ти, Н/м; А - параметр, величина кот-го зависит от типа применяемой насадки и требуемого коэф-та уноса капельной ж-ти k_у.

Площадь сечения насадки для жалюзийного типа: (1,55), где Q_г-расход газа, м³/сут

Для увеличения выхода и сниж-я упругости паров товарной нефти и повышения ряда других технико-экономических показателей нефтепромыслового хоз-ва применяют многоступенчатую сепарацию нефти и газа. Она позволяет более полно использовать естественную эн-гию пласта для транспорта и подготовки нефти и газа, выделить из газа большую его часть в виде почти сухого газа, направляемого на использование без переработки, получить более стабильную нефть.

Однако изучение экспериментальных данных по одноступенчатому и многоступенчатому сепарированию газонефтяных смесей показывает, что ув-е числа ступеней сепарации более двух сравнительно мало изменяет выход нефти по сравнению с двухступенчатой сепарацией, но заметно усложняет и удорожает нефтегазосборную систему.

Т.о., возникает задача по отысканию наиболее целесообразного варианта процесса сепарации, которая м.б. решена на основе соответствующего технико-экономического анализа с учетом данных конкретных условий. Известно, что эффективность многоступенчатой сепарации особенно ощутима для месторожд-й легкой нефти с высокими газовыми факторами и давл-ями на головках скв-н.

Давл-е первой ступени сепарации зависит от принятого давл-я в нефтегазосборной системе, которое в значит-ной мере определяется запасами избыточной энергии пласта.

Давл-е в нефтегазосборных системах независимо от способа эксплуатации скв-н должно быть достаточно высоким, обеспечивающим совместный транспорт продукции скв-н до централизованных сборных пунктов без применения промежуточных пе­рекачиваемых станций. Однако в конкретных условиях не всегда удается это осуществить.

Иногда может оказаться более целесообразным бескомпрессорный транспорт газа в сочетании с дожимными насосными станциями и другие варианты нефтегазосборных систем, характеризующиеся более низкими давл-ями.

 

 

20. Методы очистки попутного газа в промысловых условиях.

Сущ-т 2 способа осушки природного и попутного газов:

-твердыми поглотителями (адсорбция)

-жидкими поглотителями (абсорбция) (маслоабсорбц.уст-ка)

Нефтяной газ второй и третьей ступени сепарации, а также газы, поступающие с установок подготовки нефти по линии 1 через холодильник 2 направляют в адсорбер 3.

При движении газа в абсорбере вверх тяжелые углеводороды поглащаются абсорбентом, который с верха колонны стекает по тарелкам вниз. Обезжиренный газ проходит сначала каплеуловительную секцию 4, в которой улавливается уносимый газом абсорбент, затем поступает на установку осушки, после чего по линии 11 направляется в магистральный газопровод потребителям.

Насыщенный парами тяжелых углеводородов "жирный" абсорбент отводят через регулятор уровня (не показано) из низа абсорбера и направляют в выветриватель 5. Так как в нем давление несколько ниже, чем в абсорбере, то из "жирного" абсорбента выделяется большая часть метана и этана, растворенных в абсорбенте.

Из выветривателя "жирный" абсорбент сначала направляют в теплообменник 6, где он предварительно нагревается "тощим" абсорбентом, поступающим из нижней части десорбционной колонны 8, а затем в печь 15. В печи "жирный" абсорбент нагревается до температуры примерно 250⁰С, после чего поступает в среднюю часть десорбера, где происходит интенсивное выделение углеводородов из насыщенного абсорбента вследствие высокой температуры и значительного снижения давления в десорбере. Для интенсификации процесса в десорбции в нижнюю часть десорбера подают из выветривателя газ, предварительно подогретый в теплообменнике 7 за счет тепла горячего абсорбента, выходящего через низ десорбера. Пары тяжелых углеводородов с верха десорбера вместе с газами выветривания направляются в холодильник 9, где происходит их конденсация. Конденсат вместе с газом выветривания поступает в сепаратор 10, откуда часть конденсата насосом 11 направляется на орошение в десорбер, а другая часть попадает в емкость нестабильного конденсата 12. Горячий абсорбент из нижней части десорбера проходит последовательно теплообменники 6 и 7 и затем попадает в холодильник 16, где температура его снижается примерно до 20⁰С. Охлажденный абсорбент насосом 17 нагнетается на верх абсорбера 3 для орошения, и цикл движения "тощего" абсорбента повторяется.

На данной установке охлаждение абсорбента в холодильнике и конденсация в холодильниках паров тяжелых углеводородов, выделившихся из "жирного" абсорбента в десорбере, идет в результате замкнутой циркуляции воды, охлаждаемой в градирне 13 и нагнетаемой насосом 14

Осушка газа жидкими сорбентами

 

---

Дата добавления: 2019-07-17; просмотров: 294; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!