Вопрос. Описать схему автоматизации функциональную нагревателя нефти с огневым подогревом

Огневые подогреватели дешевле, чем паровые, поэтому они широко применяются в промыс ловых условиях. Обычно они представляют собой ребойлеры, а также подогреватели для подогрева нефти и газа. Основной частью таких подогревателей является U-образная труба для отвода пламени и продуктов горения, которая помещается в подогреваемую среду. Температура продуктов горения на входе в эту трубу находится в пределах 1205 6 - 1426 7 С, а температура газов на выходе из дымовой трубы составляет 426 7 - 537 8 С. Средний коэффициент теплопередачи для этих условий равен 21 700 ккал / ч на 1 м2 поверхности.  [16]

Огневой подогреватель 18 производительностью 950 000 ккал / ч выполнен в виде вертикальной цилиндрической камеры, внутри которой концентрически расположен вертикальный однорядный пучок труб, равномерно обогреваемый 45 тангенциальными горелками, расположенными в три ряда по высоте на равных друг от друга расстояниях.  [17]

Огневые подогреватели нефти, входящие в состав технологических установок центрального пункта сбора нефти и газа.  [18]

Огневые подогреватели нефти, входящие в состав технологических установок центрального пункта сбора нефти и газа.  [19]

Использование огневого подогревателя или горячей струм обусловливается необходимостью столь высокой температуры, которую трудно или практически невозможно обеспечить в обычных теплообменниках и кипятильниках. В качестве огневого подогревателя обычно применяют трубчатую печь, через которую насосом прокачивается часть жидкости из низа колонны

Применение огневых подогревателей вместо паровых позволяет в то же время значительно снизить эксплуатационные расходы на установке.  [22]

Автоматизация огневого подогревателя сводится к стабилизации температуры смеси с помощью элементов 6а - 6д путем изменения количества сжигаемого газа. Аналогично построена и система автоматического регулирования температуры в нижней части установки регенерации УР. Температура поддерживается с помощью элементов 5а - 5д путем изменения количества сжигаемого газа.  [23]

Использование огневого подогревателя или горячей струи обуславливается необходимостью иметь высокую температуру, которую трудно или практически невозможно обеспечить в обычных теплообменниках и кипятильниках, или использованием на установке огневых подогревателей для подогрева сырья в последующих процессах разделения. В качестве огневого подогревателя обычно используют трубчатую печь, через которую насосом прокачивают часть жидкости из низа колонны. Однако в том случае, когда на установке нет трубчатых подогревателей, более экономично применять теплообменные аппараты, так как трубчатые печи дороже, требуют больше места для установки; кроме того, при эксплуатации печей существует опасность термического разложения продуктов вследствие возможных местных перегревов.  [24]

При огневых подогревателях на ПТО необходимо, соблюдая осторожность, обязательно гасить огонь. В огневых подогревателях прямого действия тепло передается нагреваемому потоку непосредственно от. Основное их преимущество заключается в малой инерционности процесса передачи тепла, так как масса нагреваемого вещества меньше, чем в подогревателях с промежуточным теплоносителем. Недостаток подогревателей этого типа является следствием высокого температурного перепада через стенки труб змеевика, который увеличивает опасность крекирования углеводородов, образования нагара на поверхности змеевика, что может привести к полному выходу подогревателя из строя. Из-за этого подогреватели с открытым огневым подогревом редко применяются в промысловых условиях. Они используются в основном на заводах, где за ними установлено наблюдение и где.  [27]

Газовые или огневые подогреватели применяются в том случае, если требуется нагреть воздух до температуры порядка 200 - 300 С, а смесь продуктов сгорания с воздухом нельзя применять по технологическим условиям.

4 вопрос.  СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
В зависимости от способа эксплуатации, глубины и геолого-технической характеристики ремонтируемой (или вновь вводимой в эксплуатацию) скважины, а также цели ремонта и его вида технология текущего ремонта скважин бывает различной. Основной объем работ при этом связан со спуском и подъемом подъземного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и деталей), а также различных инструментов и приспособлений.
Спуско-подъемные операции трудоемки и в зависимости от характера работ занимают от 50 до 80% всего времени, затрачиваемого на ремонт, т. е. фактически эти работы определяют общую продолжительность текущего ремонта. Поэтому механизация и автоматизация обязательны для ускорения ремонта. Свинчивание и развинчивание НКТ при спуско-подъемных операциях выполняются с помощью автоматов АПР-2ВБ с приводом от электродвигателя. АПР-ГП с гидроприводом, механических ключей КМУ-32 и КМУ-50, КМУ-ГП с гидроприводом.
Для свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШК-Г и АШК-Т.Подъем НКТ. Прежде чем начать подъем колонны НКТ, необходимо убедиться в том, что они не прихвачены. Прихват труб определяют по индикатору веса.
При подъеме колонны труб из скважины следует соблюдать следующие правила:
а) первую трубу колонны следует поднимать при помощи
175специального подъемного патрубка; во время ремонта глубоких скважин необходимо применять подъемный патрубок с термо-обработанным резьбовым концом;
б) нельзя допускать резких переходов с одной скорости подъема на другую и превышения нагрузки более 20% собственной массы колонны труб, что может возникнуть вследствие трения муфт об эксплуатационную колонну, особенно в искривленных и наклонно-направленных скважинах;в) поднимать отвинченную трубу можно лишь тогда, когда имеется полная уверенность в том, что она полностью вышла из резьбы муфты;
г) не рекомендуется ударять ручниками по муфте в целях ослабления резьбового соединения перед отвинчиванием труб;
д) перед подачей поднятой трубы на мостки следует на ее резьбу навинтить предохранительное кольцо, а затем ниппельный конец установить на специальный лоток или клапан, медленно опуская при этом талевой механизм, подтаскивать трубы на мостки следует при помощи специальных вилок.Подъем НКТ из скважины начинают с ввинчивания подъемного патрубка в муфту посадочной планшайбы, на который надевают элеватор. Затем планшайбу вместе с подъемным патрубком приподнимают до выхода из скважины первой муфты спущенных в скважину труб, под. которую подводят элеватор. Закрыв элеватор, сажают па него трубы, отвинчивают планшайбу и, оттащив ее в сторону, приступают к подъему труб.
Спуск НКТ. При спуске колонны НКТ в ремонтируемую или вновь осваиваемую эксплуатационную или нагнетательную скважину рекомендуется соблюдать следующее:
а) при подъеме с мостков не допускать раскачивания трубы (двухтрубки) и ее ударов о детали вышки, станка-качалки, фонтанного оборудования или другие предметы, находящиеся внутри фонаря вышки; а при работе двухтрубками — не допускать задевания средних муфт о первый пояс вышки;б) посадку навинчиваемой трубы в муфту предыдущей трубы следует производить плавно, без резких ударов, соблюдая строгую вертикальность трубы и соосность талевого механизма с осью устья скважины;в) при свинчивании труб автоматами АПР-2БВ или механическими ключами КМУ необходимо добиваться полного их завинчивания на всю длину резьбы;г) не допускать вращения колонны труб при их свинчивании; во избежание этого на муфте необходимо устанавливать контр ключ;
д) подъем колонны труб для снятия нижнего элеватора или освобождения от клинового захвата, а также спуск колонны и посадку ее на устьевой фланец или фланец тройника следует производить плавно, без рывков и ударов, на малой скорости;
е) при спуске ступенчатой колонны, составленной из труб разных марок сталей, следует замерять их длины по типораз-176мерам; нельзя допускать смешивания труб различных типов_ марок и размеров (колонна труб различных марок сталей и размеров предварительно должна быть соответствующим образом >комплектована); при переходе от труб меньшего диаметрз к большему следует применять соответствующие переводники:
ж) отбракованные трубы убирают с мостков с пометкой «брак»;
з) на верхний конец колонны спущенных НКТ в планшайбу или в нижнюю часть тройника следует навинчивать подъемный патрубок;
и) при спуске труб, помимо надежного завинчивания очередного резьбового соединения, следует докреплять муфту, а при спуске двух трубок — промежуточные муфтовые соединения;
к) рекомендуется после 10—12 ремонтов поменять местами расположение труб в колонне: нижние использовать для верхней части колонны, а верхние — для нижней (если эти трубы одной марки), для чего при подъеме половину труб укладывают на одну сторону мостков, а другую — на другую сторону.Спуск и подъем насосных штанг. Процесс спуска и подъема насосных штанг такой же, что и для труб. Так как масса поднимаемых щтанг значительно меньше массы труб той же длины, спуско-подъемные операции производят на больших скоростях, чем труб, и при меньшем числе струн оснастки. Поднятые штанги укладывают на мостках рядами, прокладывая между ними специальные деревянные рейки. Во избежании изгиба запрещается поднимать сдвоенные штанги (колена) при отсутствии оборудования по новой технологии спуска-подъема штанг (НТСПШ). Перед свинчиванием резьбу их очищают и смазывают, а затем крепят до отказа. Стучать, ударять по муфте и телу штанг ручниками, ключами, металлическими предметами и инструментами запрещается.
Обнаруженную на мостках или же при подъеме из скважины дефектную штангу бракуют и откладывают в сторону, а по-окончании ремонта убирают с мостков. Укладываемые насосные штанги должны иметь не менее шести опорных точек, равномерно распределенных по всей их длине. Перед спуском насосных штанг каждую из них тщательно осматривают. Не допускается смешивания штанг разных марок сталей. При спуске ступенчатой колонны следует строго придерживаться указаний наряда, на ремонт скважины.

.

 23 билет 1 вопрос объемы автоматизации узлов коммерческого учета нефти

Узлы учета нефти предназначены для коммерческого учета нефти на установках подготовки нефти и магистральных нефтепроводах. Узел учета обеспечивает автоматическое измерение, индикацию и регистрацию объема, массы и параметров качества нефти и отбора пробы по заданному алгоритму, управления при коммерческих операциях учета товарной нефти между поставщиком и потребителем. Принципиальная технологическая схема обеспечивает:

1) определение количества нефти в соответствии с ГОСТ 26.976-86 и РД 153-39.4-0423-99;

2) контроль рабочего и резервного счетчика по контрольному;

3) автоматический отбор пробы нефти;

4) поверку рабочего, резервного и контрольного счетчиков по стационарной ТПУ (трубопоршневая поверочная установка);5) контроль герметичности в системах измерения.

Конструктивно КУУН состоят непосредственно из узла учета нефти, блока контроля качества (БКК) и блока обработки информации (БОИ).Средства контроля и автоматики, установленные на КУУН (рис. 28), позволяют осуществить:1) автоматическое измерение и регистрацию параметров;2) визуальный контроль температуры и давления нефти по месту измерения;3) автоматический отбор проб нефти;4) автоматическую коррекцию коэффициента преобразования по вязкости;5) автоматический контроль загазованности на площадке узла учета нефти и ТПУ;6) автоматический контроль загазованности в помещении блока контроля качества (рис. 29) с управлением вентилятором;7) автоматическое поддержание температуры воздуха в помещении блока контроля качества в пределах +5С в холодное время года;8) пожарную сигнализацию в помещении блока контроля качества.9) Блок контроля качества предназначен для формирования и выдачи информации о плотности, вязкости и обводненности, давления и температуры перекачиваемой нефти, а также для автоматического отбора пробы нефти.Блок обработки информации (рис. 30) обеспечивает сбор и обработку информации со всех первичных преобразователей расхода, плотности, влагосодержания, вязкости, температуры и давления. Принимает и образует сигналы в импульсной и цифровой формах, обеспечивает постоянный контроль метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода (НОРД) по заданной программе. Кроме этого, блок обеспечивает передачу всех созданных и рассчитанных параметров в информационную сеть.Комплекс технических средств автоматизации (КТС .устанавливаемых на технологических объектах, обеспечивает:1) измерение температуры: на выходе узла учета нефти (УУН) дистанционное и местное; в БКК – дистанционное и местное; на входе и выходе стационарной и передвижной ТПУ - дистанционное и местное. Для дистанционного измерения температуры используются датчики температуры с аналоговым сигналом 4…20 мА, для местного – стеклянные, ртутные термометры;2) измерение давления: на входе и выходе УУН, в БКК, на входе и выходе стационарной и передвижной ТПУ – дистанционное и местное. Для местного – используются манометры, для дистанционного – датчики избыточного давления с аналоговым сигналом 4…20мА;3) дистанционное измерение перепада давления: на входе и выходе УУН – датчиком дифференциального давления, также с аналоговым сигналом 4…20мА;

4) дистанционное измерение расхода нефти на измеряемых линиях (рабочей, резервной, контрольной) существующими ТПР (НОРД), на трубопроводе БКК расходомером турбинным;5) дистанционное измерение плотности нефти в БКК – плотномером, подключаемым через искробезопасные барьеры;6) дистанционное измерение вязкости нефти: в БКК вискозиметром с постоянной корректировкой в БОИ, коэффициента преобразования, ТПР от изменения вязкости;7) дистанционное измерение содержания воды в нефти влагомером товарной нефти;8) автоматический отбор пробы нефти: в БКК – пробоотборником;9) контроль загазованности: на площадке УУН и в помещении БКК – многоканальным регистратором;10) сигнализацию пожара в помещении БКК и в оперативной осуществляется пожарными извещателями; 11) автоматическое поддержание температуры; в БКК – до +5С и автоматический подогрев датчиков расхода при понижении температуры наружного воздуха ниже -20С при помощи датчиков температуры;12) обработку информации, получаемой с УУН и БКК, выполняет вычислитель расхода;13) определение текущего значения плотности за заданный промежуток времени, приведенного к 20С;14) автоматическое выполнение поверки и контроля рабочих преобразователей расхода с помощью эталонного расходомера, контроль метрологических характеристик поточного плотномера.Вся информация распечатывается на принтере пор желанию оператора или по заданной программе.