Чем шире пределы взрываемости паров и газов, тем взрывоопаснее вещество.

Ниже нижнего предела, смеси газов содержат значительно большее количество кислорода О₂ , чем это необходимо для взрыва, а выше верхнего предела - его количества недостаточно для мгновенного протекания реакции. Поэтому эти смеси не взрывоопасны.

Откуда на установке или на территории берутся пары или горючие газы…Про потери и утечки – подробно найдете в б. 14 и 20.

Утечки плановые и технологические есть всегда, если технология проектно не герметичная. В парообразном состоянии большой объем нефти и конденсата выделяется в атмосферу через дыхательные клапаны РВС и ч/з неплотности оборудования и арматуры. Опасно для территории установок и резервуарных парков. Даже при нормальной работе ч/з уплотнения одного насоса в течение 1 часа может выделиться до 1 кг. нефти, часть которой испарится в пути, попадая в колодцы и емкости. При ремонтах оборудование сначала готовят, т. е. сливают нефть или н/содержащую жидкость. Часть ее испаряется. Внутри аппаратов есть пары и газы. При разгерметизации их (внутренний осмотр, например), туда попадает воздух. Осталось как-то найти «искру». И она – находится.

БИЛЕТ № 6.

1. Отстойники напорные. Назначение, устройство, принцип действия. Виды и характеристики.

Отстойники – значит, происходит отстой смеси нефти и воды. В присутствии попутного газа, который имеется в любой поступающей жидкости. «Напорные» – значит, процесс отстоя происходит под каким-то давлением. (Есть резервуары – отстойники, где отстой нашей нефти, осуществляется при давлении, близком к «атмосферному».) Устройство, (т. е. конструкция) – самое разнообразное. Предприятие заказывает Проект, в зависимости от своих «запросов». Завод изготавливает «Изделие», а транспортная организация – привозит. На проектный фундамент – устанавливаем. Потом – технологически обвязываем. Обеспечиваем приборами и системами контроля, регулировки и защиты (давление, температура, уровень, расход). Устанавливаем необходимое наружное оборудование (лестницы, площадки обслуживания и др.).

Внутреннюю начинку, без согласия завода – изготовителя менять нельзя. В заводском Паспорте обозначены условия, при исполнении которых ГАРАНТИРУЕТСЯ безопасность при эксплуатации этого оборудования. И дается гарантийный срок. Условия эксплуатации это: допустимое давление, температурный и скоростной режим, состав жидкости, количество газа и примесей. Чем сложнее внутренняя начинка, тем труднее качественный внутренний осмотр и ремонт. А «Правила безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» обязывают «Хозяина» каждые два года вскрывать любой «Сосуд». Зачастую, это сопровождается, как минимум, нарушением защитного внутреннего покрытия аппарата. Но внутренний осмотр, конечно, необходим для той же безопасности. Без «вскрытия» диагноз болезни аппарата определить, конечно, можно, только нужны дорогие технологии и инструменты.

На схеме одна из модификаций отстойника, типа ОГ-200 П. Он предназначен для предварительного сброса пластовой воды на установках промыслового сбора и подготовки продукции скважин. Подобные аппараты применяются у нас часто. Это емкость, с размещенными в ней: трубами - распределителями эмульсии, сборниками нефти и воды; сетчатым отбойником, успокоителем, перфорированными трубками межфазных регуляторов уровня, или другими современными датчиками, входящими в систему регулирования уровней.

Технические характеристики. Производительность по «сырью», нестойких эмульсий – до 10000 тонн в сутки. Обводненность нефти: на входе – до 90%; на выходе – до 5%. Давление рабочее – до 0, 8 МПа. Температура – до 80С*. Вместимость =200 кубометров. Вес без жидкости =60 тонн. Размеры: 33*6, 2*7, 0 метра

.

Нефтегазоводяная смесь, с введенным перед 1 – ой ступенью сепарации деэмульгатором, ч/з задвижку поступает в отстойник ч/з трубчатые распределители под слой воды. Входные трубы, с большим диаметром имеют в верхней и нижней части отверстия (прорези), соответственно для нефти и свободной пластовой воды. Нефть распределяется равномерно по всему сечению аппарата и всплывает. Проходя ч/з слой воды, задерживаются в водяной подушке «свободная» вода и крупные ее капли. Одновременно происходит процесс соединения отдельных мелких капелек воды в капли большего размера, которые затем отделяются от нефти под действием силы тяжести и оседают вниз. Большое значение для технологии имеют температура и скорость процесса. Освобожденная от воды нефть, двигаясь вверх, попадает в сборные коллекторы. Затем, ч/з задвижку выводится из аппарата, как правило, - на КСУ. Свободная вода и вода, отделившаяся от нефти, выводятся из отстойника ч/з регулирующий клапан, работающий по Программе поддерживания заданного уровня водяной подушки. При необходимости уровень воды регулируется вручную. Используется обводная байпасная линия. В подобных технологиях качество выходящей воды невысокое, т. к. большие скорости. Обычно, давление в ОГ находится в пределах 3 атмосфер, что позволяет нефти забраться на КСУ, а воде, этим давлением - на очистные сооружения. Попутный газ, имеющийся в жидкости, формирует в аппарате «шапку», которая занимает какой-то объем. Если этот газ параллельно отбирать из емкости подобной конструкции, то отстоя нефти от воды, толком, не будет. При отборе газа из этого аппарата, жидкость, как бы вскипает. Когда суп кипит, жир из кастрюли не соберешь.

Отличительной особенностью ОГ 200 П является наличие двойного распределителя жидкости, выполненного в виде двух горизонтальных перфорированных труб диаметром 720 мм. Эти трубы проложены по всей длине емкости на высоте 1 метра (считая от центра трубы до нижней образующей аппарата). Частично обезвоженную нефть отбирают ч/з двойные горизонтальные отводы, расположенные в двух верхних точках емкости, а воду сбрасывают ч/з трубу Д=300 мм., размещенный в конце аппарата (на схемах – другая модификация).

Инструкция по безопасной эксплуатации и Технологическая карта регламентируют работу аппарата. УПСВ может включать несколько ОГ. Насыщенность КИП и А везде «своя».

Непосредственная защита ОГ, как «Сосуда, работающего под давлением», заменой ППК не производится. Аппарат рассчитан и опрессован на давление «питающего источника». Т. е., на давление 1 – ой ступени сепарации. Там и сработают предохранительные клапаны, если что.

Для обеспечения нужного качества товарной нефти применяются отстойники и отстойные аппараты разных конструкций. Внутренняя начинка должна способствовать разрушению стойких эмульсий. В комбинированных аппаратах, перегородки делят их на отсеки. Каждый отсек выполняет свою задачу. Например, сепарационный отсек, нагревательный отсек и даже отсек, где эмульсия обрабатывается в электрическом поле. Достоинства подобных аппаратов в том, что экономится место и возможность надежной полной автоматизации. Плохо то, что он сложнее и уязвимее, чем индивидуальный. Главный недостаток – при поломке какой-то части, приходится останавливать весь аппарат (технологию). Однако, перспектива за комбинированными и блочными изделиями. Надо уметь надежно защищать технику.

Для примера. ОГ 200 С. Такая же емкость. Снаружи похож. Имеет внутри перегородку, делящую аппарат на два отсека. Сепарационный и отстойный. Перепускные трубы. Отстойник также оснащен приборами контроля и регулировки «уровней», предохранительной и запорной арматурой. Газ выводится в г/сборную сеть из сепарационного отсека. В отстойном отсеке поддерживается водяная подушка. Проектная производительность по товарной нефти, не менее 3000 тонн в сутки, при 30% обводненности входного сырья. На выходе воды до 1%.

ОГКФ – 200 (отстойник горизонтальный с гидрофильным коалесцирующим фильтром).

Предназначен для отделения воды из тяжелой и высоковязкой нефти. Внутри есть начинка – фильтр (стружка, например), который надо периодически чистить. Качество подготовки нефти – отменное, только некуда девать потом стружку. Да и трудно все это…

Другие конструкции напорных отстойников могут предусматривать, например, - ввод «сырья» по центру; - с двух сторон. Шаровые отстойники. Другие заморочки…

В последнее время применяются НГВО с ПП (нефте/газо/водоотделители с прямым подогревом), имеющие нагревательный отсек. Это – комбинированные аппараты, где используется попутный нефтяной газ, как топливо. Он должен иметь систему регулируемой и защищенной подачи топлива. Многофункциональная система «АСУ – печь» контролирует и регулирует нужные параметры. Защищает по многим позициям. Предупреждает об опасных и недопустимых параметрах. Блокирует, если понадобится поступление газообразного топлива. Имеет систему п/пожарной защиты. Имеет все элементы защиты и - «сосуда», и – печи.

Некоторые объекты ТНК-НВ обеспечены новой проектной технологией, где применены, как нефте/газо/водоотделители, длинные (до 70 метров) трубы большого диаметра. В них происходят процессы разделения газа, нефти и воды; причем (что важно!) гасится пульсация нестабильного потока. Главная задача подобной технологии – не гонять туда – сюда пластовую воду. Очистка и утилизация этой воды проводится тут же. На специфических «сепараторах Беспалого» вода закручивается и очищается от капель нефти методом центрифугирования.

2. Классификация реагентов – деэмульгаторов и предъявляемые к ним требования (тема начата в бил. №5/2).

Повторю следующее. Используемые на установках реагенты – деэмульгаторы состоят из двух компонентов: активной части и растворителя, способствующего насосной закачке в «систему». Они могут растворяться: в воде; в нефти; или в обеих жидкостях. Как спирты. Именно спирты, на мой взгляд, наиболее универсальны с позиций подготовки: и – нефти, и – воды. Спирты бывают разные (метиловый, этиловый, изопропиловый и др.). Часто состав растворителя реагента и сам реагент - деэмульгатор являются коммерческой тайной. И что они там намешали – одному Богу известно. В Паспорте на поставляемую для ППН продукцию, в обязательном порядке должны быть указаны опасные свойства, как с позиции токсичности, так и с позиций пожаро и взрывоопасности. В вашей Инструкции по применению деэмульгаторов ОБЯЗАТЕЛЬНО должна быть нужная для безопасности информация!

Итак, деэмульгатор, это - ПАВ (поверхностно – активное вещество). Активная его часть концентрируется на поверхности раздела фаз, вызывая снижение поверхностного (межфазного) натяжения. В переводе на русский язык, молекулы ПАВ вытесняют молекулы «парафина» обратно в родную нефть. Приближающимся друг к другу капелькам воды «броня» уже не мешает слиться в крупные. А крупной капле воды легче пробиться к родной водной стихии.

Поверхностная активность реагента-деэмульгатора должна быть много выше поверхностной активности природных эмульгаторов, которые всегда есть в нефти (парафины, смолы, асфальтены, церезины, порфирины, нафтеновые кислоты). Различают ионогенные и неионогенные деэмульгаторы (ДЭ).

Ионогенные — диссоциируют в растворе на ионы, один из которых поверхностно-активен, а другой – нет. В зависимости от знака заряда иона ПАВ делят на анионные, катионные и амфотерные. Первыми деэмульгаторами были соли карбоновых кислот, позднее – сульфопроизводные: НЧК – нейтрализованный черный контакт. Это соли водорастворимых сульфокислот; НКГ – нейтрализованный кислый гудрон. Расход таких деэмульгаторов составляет 3-7 кг/т (нефти).

Неионогенные — молекулы ПАВ не диссоциируют в растворе и сохраняют электрическую нейтральность. Их получают присоединением окиси этилена CH2OCH2 к органическим веществам с подвижным атомом водорода: кислоты, спирты, фенолы и др. RH+CH2-О-CH2􀃆 R(CH2-CH2O)nH. Изменяя число присоединенных молекул окиси этилена или пропилена, т.е. длину полиоксиэтиленовой или полиоксипропиленовой цепи, можно регулировать деэмульгирующую способность неионогенных деэмульгаторов, т.к. при удлинении оксиэтиленовой или оксипропиленовой цепи растворимость ПАВ в воде повышается за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы. Таким образом, неионогенные деэмульгаторы можно получить с любыми свойствами, изменяя соотношение между гидрофобной и гидрофильной частями деэмульгатора. В т.ч. будет изменяться и его поверхностная активность. Она также зависит от соотношения гидрофильной и гидрофобной частей деэмульгатора. Замена окиси этилена окисью пропилена может повысить растворимость деэмульгатора в нефти, не нарушая его гидрофильных свойств.

Расход неионогенных деэмульгаторов составляет всего 20 - 50 г/т. нефти.

Отечественные деэмульгаторы: проксанолы, проксамины, дипроксамин 157.

Понятно, что со временем номенклатура, цена, поставщики, характеристики и свойства могут меняться. Еще 35 лет назад в Россию активно внедрили импортные деэмульгаторы, типа «Дисольван – 4411», «Р – 11» и другие. Казань активно поставляла «АМ – 7».

Для нас, северных производственников, очень важно, чтобы при закачке реагентов, в условиях пониженных температур, не возникало проблем. «Работает» активная часть, а не его растворитель.

Проксанолы — это продукты последовательного присоединения окиси пропилена, а затем окиси этилена к гидроксильным группам пропиленгликоля.

Проксамины —– продукты последовательного оксипропилирования, затем оксиэтилирования этилендиамина:

Проксанолы 146 и 186 при обычной температуре — мазеобразные светло-желтые пасты,

при легком нагреве переходят в вязкие жидкости, растворимы в воде. Применяют в виде 2 – 3 %- ных водных растворов.

Проксанол 305 – маслянистая жидкость, слаборастворимая в воде, керосине; хорошо