Часть 1_06.10.2025

1. Технология сбора и промысловой подготовки нефти и газа

hw.tpu.ru
Технология сбора и промысловой подготовки
нефти и газа
Попок Евгений Владимирович
Доцент ОХИ ИШПР
06.10.2025

2. Характеристика нефти

hw.tpu.ru
ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ
Нефть – это смесь углеводородов различного состава или, это
раствор газообразных и твердых веществ в жидкости ( с физической
точки зрения). С учетом ассоциативных сил взаимодействия групп
веществ – нефть рассматривают как нефтяную дисперсную систему
(НДС)
Групповой химический состав нефти: парафины, нафтены,
ароматика, смолистоасфальтеновые вещества (САВ).
Элементный состав нефти:
• углерод 83-87%,
• водород 12-14%,
• сера 1-2%, кислород, азот,
• почти нет минеральных примесей
2

3. Фракционный состав нефти

hw.tpu.ru
ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ
Нефть легко разделяется на фракции по температурам кипения. При этом
не происходит разрушения углеводородов, по крайней мере при
атмосферном давлении.
Фракции нефти:
бензиновая tкип<200 ºC
лигроиновая tкип=150-200 ºC
керосиновая tкип=180-300 ºC
газойлевая tкип=250-350 ºC
Остаток атмосферной перегонки нефти – мазут. Далее мазут подвергают
вакуумной перегонке. Фракции мазута различаются по вязкости. Остаток
после перегонки мазута – гудрон.
3

4. Групповой состав нефти

Алканы
• Алканы ациклические насыщенные углеводороды, химическая
формула CnH2n+2 простейший алкан метан (СН4)
• При нормальных условиях при n от 1 до 4 алканы являются
газами, при n от 5 до 15 жидкостями, а при n 16 твёрдыми
веществами
• В пластовых условиях парафины находятся в растворённом
состоянии
• На поверхности при снижении температуры, давления и
• выделении растворённого газа, парафин выделяется из нефти
hw.tpu.ru
ГРУППОВОЙ СОСТАВ НЕФТИ
4

5. Групповой состав нефти

hw.tpu.ru
ГРУППОВОЙ СОСТАВ НЕФТИ
Циклоалканы(нафтены)–циклические насыщенные углеводороды
• Имеют химическую формулу CnH2n
• Простейший циклоалкан – циклопропан(С3Н6)
Ароматическиеуглеводороды
• Химическая формула CnH2n-6 (n>6)
• Встречаются во всех фракциях, обладают хорошей растворяющей
способностью по отношению к органическим соединениям, но
высокотоксичны
5

6. Групповой состав нефти

hw.tpu.ru
ГРУППОВОЙ СОСТАВ НЕФТИ
Гетероатомные соединения нефти
• S (0,1-4% масс.) входит в состав нефти в виде элементарной
серы, H2S, меркаптанов, сульфидов, тиофенов.
• N (0,02-0,6% масс.)входит в состав нефти в виде гетероциклов
или ароматического амина (пиридин, анилин, пиррол).
• O (1-2% масс.)входит в состав нефти в различных
функциональных группах (кислоты, спирты, кетоны, эфиры).
• Смолистоасфальтеновые вещества (САВ)
6

7. Объем добычи сырой нефти РФ

hw.tpu.ru
ОБЪЕМ ДОБЫЧИ СЫРОЙ НЕФТИ РФ
ПОСЛЕДНИЕ ДАННЫЕ ПО ДОБЫЧЕ СЫРОЙ НЕФТИ В РОССИИ
(BBL/D/1K)
Уровень добычи сырой нефти в России упал до 9323 BBL/D/1K в мае 2023.
7
Максимальная добыча достигала 11051 BBL/D/1K, а минимальная 5707 BBL/D/1K.

8. Запасы нефти в РФ

2019: Шестая страна в мире по подтвержденным запасам нефти.
hw.tpu.ru
ЗАПАСЫ НЕФТИ В РФ
• 2021:Рентабельных запасов [нефти хватит] на порядка 20-21 год, — сообщил временно
исполняющий обязанности главы ведомства Евгений Петров (цитата по ТАСС Информационное
агентство России)
• 2022: Рентабельных запасов нефти в РФ хватит на 33 года, а технологически извлекаемых - на 39
лет, заявил глава Роснедр в сентябре 2022 г.
8

9. Трудноизвлекаемые запасы

hw.tpu.ru
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ
• Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) нефти и газа (Hard-to-recover reserves) - запасы
месторождений, залежей или отдельных их частей, отличающиеся сравнительно
неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или)
физическими ее свойствами (сосредоточены в залежах с низкопроницаемыми
коллекторами и вязкой нефтью).
• Утвержденной формулировки ТрИЗ нет!
аномальная по характеристикам нефть (АВПД и температура),
низкопроницаемые коллекторы,
нефть выработанных месторождений,
нефть низкопродуктивных пластов:
Трудноизвлекаемые запасы нефти в России выросли на треть за 9 лет.
9

10. Трудноизвлекаемые запасы

hw.tpu.ru
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ
• Динамика изменения доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России от общего
объема запасов по данным ОАО «ВНИИнефть»
10

11. Трудноизвлекаемые запасы

hw.tpu.ru
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ
Проблемы при разработке
трудноизвлекаемых запасов нефтей:
• Парафинистые нефти
• Низкая пористость и слабая проницаемость
пород в условиях залегания
• Осложняющие физические свойства
флюида
11

12. Требования к товарной нефти

hw.tpu.ru
ТРЕБОВАНИЯ К ТОВАРНОЙ НЕФТИ
Согласно ГОСТ 51858-2002 (ГОСТ Р 51858-2020) «Нефть. Общие технические условия» к
нефти предъявляются следующие требования:
Наименование показателя
Норма для нефти
группы
1
2
3
Массовая доля воды, %, не более
0,5
0,5
1,0
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
100
300
900
Массовая доля механических примесей, %, не более
0,05
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более
66,7 (500)
Массовая доля органических хлоридов во фракции,
выкипающей до температуры 204 °С, млн (ppm), не более
10
10
10
Для нефти поставляемой на экспорт дополнительно определяется и нормируется
фракционный состав и содержание парафина
12

13. Подготовка нефти.

hw.tpu.ru
ПОДГОТОВКА НЕФТИ.
В настоящее время в промышленности для промысловой подготовки нефти
применяются следующие процессы:
Сепарация;
Отстаивание;
Разделение под действием электрического поля;
Разделение с применением химических реагентов (деэмульгаторов);
Разделение в поле центробежных сил.
Все эти процессы могут проводиться при нормальной или повышенной
температуре
13

14. Сепарация газа

hw.tpu.ru
СЕПАРАЦИЯ ГАЗА
Сепарация газа от нефти – процесс отделения легких углеводородов и сопутствующих
газов, происходит при снижении давления и повышении температуры, а так же
вследствие молекулярной диффузии, содержащихся в нефти веществ в пространстве с их
меньшей концентрацией над нефтью.
Сепарация нефти происходит на всем её пути движения:
при подъеме нефти в скважине
в трубопроводах
в сепараторах
в резервуарах
Вывод отсепарированного газа осуществляется в газосепараторах, сырьевых
резервуарах, технологических резервуарах.
Каждый пункт отвода отсепарированного газа называется ступенью сепарации.
14

15. Классификация сепараторов

Промежуточные
Концевые
Цилиндрические
По расположению
По форме корпуса
Сферические
По количеству
сепарационных
фаз
Входные
Вертикальные
По месту в
технологической
схеме
Горизонтальные
Сепараторы
hw.tpu.ru
КЛАССИФИКАЦИЯ СЕПАРАТОРОВ
Двухфазные
Трехфазные
По основной сепарирующей силе
Гравитационные
Сетчатые
Струйные
Инерционные
По типу сепарационного устройства
Насадочные
Центробежные
Жалюзийные
Насыпные
По конструкции
насадки
По количеству
патрубков
Однопатрубковые
15
Многопатрубковые

16. Трехфазная сепарация

hw.tpu.ru
ТРЕХФАЗНАЯ СЕПАРАЦИЯ
В процессе трёхфазной сепарации одновременно должны
осуществляться четыре процесса:
• пузырьки газа поднимаются в слое воды и нефти,
• капли воды осаждаются в слое нефти,
• капли нефти поднимаются в слое воды,
• в дисперсной зоне происходит коалесценция капель
дисперсной фазы с соответствующей непрерывной зоной.
16

17. Конструкция горизонтального сепаратора

hw.tpu.ru
КОНСТРУКЦИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СЕПАРАТОРА
17

18. Внутрикорпусные устройства сепараторов

hw.tpu.ru
ВНУТРИКОРПУСНЫЕ УСТРОЙСТВА СЕПАРАТОРОВ
• Эффективность сепарации принципиально зависит от внутреннего
устройства сепаратора
• Использование новых технологий и материалов позволяет повысить
скорость расслоения фаз, уменьшить размеры оборудования
18

19. Входная перегородка

hw.tpu.ru
ВХОДНАЯ ПЕРЕГОРОДКА
• Плоская пластина, сферическая тарелка или конус
Центробежные устройства –
увеличивают пропускную способность
сепараторов, работающих с большими
газовыми факторами
19

20. ВКУ Сепараторов

hw.tpu.ru
ВКУ СЕПАРАТОРОВ
• Волнорезы - вертикальные перегородки, установленные в горизонтальных аппаратах
перпендикулярно потоку, для увеличения разрыва между газом и жидкостью
• Понизитель образования пены Образование пены в газовой фазе приводит к уносу
жидкости в газовую фазу ПОП – это специальный набивочный материал, который
помещают на пути выхода газа. Он ограничивает поток и создает дополнительную
площадь поверхности, что способствуют распаду пены.
20

21. ВКУ Сепараторов: Каплеотбойники

hw.tpu.ru
ВКУ СЕПАРАТОРОВ: КАПЛЕОТБОЙНИКИ
• Каплеотбойники устанавливают для удаления мелких капелек
жидкостного тумана из газа и сокращения уноса жидкости в отходящий
газ.
• Сетчатые и лопастные каплеотбойники.
В лопастном
каплеотбойнике газ
проходит ламинарным
потоком через
параллельные пластины
21

22. ВКУ Сепараторов: Каплеотбойники

hw.tpu.ru
ВКУ СЕПАРАТОРОВ: КАПЛЕОТБОЙНИКИ
• Изготавливаются из
сетки 0.05–0.5 мм
• Сетчатые каплеотбойники недорогие, но подвержены засорению
• Не пригодны для обработки газа, содержащего твердые частицы,
тяжелые фракции нефти или парафины
• Скорость прохождения газа
• Слишком маленькая скорость не позволит каплям жидкости
сталкиваться и сливаться
• Большая скорость приведет к повторному уносу капель
22

23. ВКУ Сепараторов: Антизавихрители:

hw.tpu.ru
ВКУ СЕПАРАТОРОВ: АНТИЗАВИХРИТЕЛИ:
• Образование завихрений происходит на выходе из аппарата (эффект
воронки)
• Завихрения приводят к уносу газа в жидкости
• Образование завихрений можно предотвратить поддержанием уровня
жидкости с помощью установки гасителей завихрений
Вход
жидкости
Выход жидкости
23

24. Типы горизонтального сепаратора

hw.tpu.ru
ТИПЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СЕПАРАТОРА
Газ
Входная
перегородка
Каплеотбойник
Газ
Каплеотбойник
Входная
перегородка
Клапан контроля
давления
Клапан контроля
давления
Поток
Гравитационная
секция
Поток
Гравитационная
секция
Секция сбора жидкости
Секция сбора жидкости
Жидкость
Жидкость
Клапан контроля
уровня
Клапан контроля
уровня
24

25. ВКУ ТФС: Переливные перегородки

hw.tpu.ru
ВКУ ТФС: ПЕРЕЛИВНЫЕ ПЕРЕГОРОДКИ
Основная задача – точно разделить водную и нефтяную фазы
• Простая переливная перегородка
• Емкость и переливная перегородка
• Емкость и вертикальная труба
25

26. Внутрикорпусные устройства сепараторов

hw.tpu.ru
ВНУТРИКОРПУСНЫЕ УСТРОЙСТВА СЕПАРАТОРОВ
• Эффективность сепарации принципиально зависит от внутреннего
устройства сепаратора
• Использование новых технологий и материалов позволяет повысить
скорость расслоения фаз, уменьшить размеры оборудования
26

27. Движение сред в сепараторе

hw.tpu.ru
ДВИЖЕНИЕ СРЕД В СЕПАРАТОРЕ
27

28. Движение сред в сепараторе

hw.tpu.ru
ДВИЖЕНИЕ СРЕД В СЕПАРАТОРЕ
28

29. Движение сред в сепараторе

hw.tpu.ru
ДВИЖЕНИЕ СРЕД В СЕПАРАТОРЕ
29

30. Движение сред в сепараторе

hw.tpu.ru
ДВИЖЕНИЕ СРЕД В СЕПАРАТОРЕ
30

31. Движение сред в сепараторе

hw.tpu.ru
ДВИЖЕНИЕ СРЕД В СЕПАРАТОРЕ
31

32. Время удержания нефти

hw.tpu.ru
ВРЕМЯ УДЕРЖАНИЯ НЕФТИ
• Процесс всплытия пузырьков газа в слое нефти не поддаётся простому
математическому описанию
• Расчёт кинетических параметров сепарации нефти осуществляют на основании
времени удержания газожидкостной смеси в сепараторе
• Время сепарации нефти от газа зависит от свойств нефти - её плотности и
вязкости.
Плотность нефти,
кг/м3
Время удержания,
мин
< 0,85
1
0.85 – 0.93
1-2
0.93 - 1
2-4
32

33. Уравнение Саудер-Брауна

hw.tpu.ru
УРАВНЕНИЕ САУДЕР-БРАУНА
U max K
нефть
газ
газ
Umax - максимально допустимая скорость газа для того, чтобы капля нефти
успела осесть в газовой фазе, м/с
ρнефть – плотность нефти, кг/м3
ρгаз – плотность газа, кг/м3
К – коэффициент Саудер-Брауна, м/с
Тип сепаратора
K, м/с
Горизонтальный
0.122 – 0.19
Вертикальный
0.055 – 0.107
33

34. Расчёт производительности сепаратора по нефти

D 2 Leff
4
hw.tpu.ru
РАСЧЁТ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СЕПАРАТОРА ПО НЕФТИ
1
* Qнефть * t нефть
2
•tнефть – время удержания нефти в сепараторе, мин
•Qнефть – дебит нефти, м3/мин
•D – диаметр сепаратора, м
Leff – эффективная длина сепаратора, м
34

35. Трёхфазная сепарация

hw.tpu.ru
ТРЁХФАЗНАЯ СЕПАРАЦИЯ
• В процессе трехфазной сепарации происходит разделение скважинной
продукции на три несмешивающихся фазы (газ/нефть/вода)
• Отличительной особенностью
трёхфазной сепарации
является образовании
дисперсной зоны между слоями
нефти и воды
• Дисперсная зона состоит из
очень маленьких капелек одной
фазы, диспергированной в
другой фазе
• Зона не является чисто
нефтяной или же водной
Время
35

36. Трёхфазная сепарация

hw.tpu.ru
ТРЁХФАЗНАЯ СЕПАРАЦИЯ
В процессе трёхфазной сепарации одновременно должны
осуществляться четыре процесса:
• Пузырьки газа поднимаются в слое воды и нефти
• Капли воды осаждаются в слое нефти
• Капли нефти поднимаются в слое воды
• В дисперсной зоне происходит коалесценция капель дисперсной фазы с
соответствующей непрерывной зоной
Через некоторое время происходит практически полное
разделение фаз
36

37. Трехфазный сепаратор

hw.tpu.ru
ТРЕХФАЗНЫЙ СЕПАРАТОР
На входе в сепаратор происходит постепенное разделение смеси на
газовую и дисперсную зону, которая затем постепенно размывается.
Вывод газа
и регулятор
давления
Газ
Дисперсная
зона
Нефть
Вода
Вывод воды и
контроль уровня
Вывод нефти и
контроль уровня
37

38. Размер капель

hw.tpu.ru
РАЗМЕР КАПЕЛЬ
Измерение среднего размера диспергированных капель в непрерывной жидкой фазе
практически невозможно
Используются следующие эмпирические зависимости:
Содержание нефти в воде
Обводненность
Диаметр капель
10 %
500 мн
1%
100 мн
Содержание воды в нефти
Содержание нефти в воде
от 500 до 1500 мг/литр
150 мн
10 мг/литр
20 мн
38

39. Время удержания нефти

hw.tpu.ru
ВРЕМЯ УДЕРЖАНИЯ НЕФТИ
t=
Плотность
Объём, занимаемый фазой, м3
Объёмный расход, м3/с
Температура, 0С
<0.85
>0.85
Время удержания
3-5 минут
37.8
5-10 минут
26.7
10-20 минут
1.5
20-30 минут
Время удержания нефти и газа в трёхфазном сепараторе должно
быть одинаково - иначе происходит образование вихревых
потоков, которые приводят к осложнениям при разделении фаз
39

40. Диаметр сепаратора

hw.tpu.ru
ДИАМЕТР СЕПАРАТОРА
4( Qнефть t нефть Qводаt вода
D
0.75 f S
3
f
4
D 2 Leff Qнефтьt нефть Qводаtвода
• D – диаметр сепаратора, м
• Q – расход фазы, м3/мин
• tнефть - время удержания нефти в сепараторе, мин
• tвода – время удержания воды в сепараторе, мин
• f – доля площади сечения сепаратора, занимаемая газом
(обычно газ занимает 25% , а нефть с водой – 75%)
• Leff – эффективная длина сепаратора, равна ¾ от полной
длины сепаратора, м
• S – коэффициент стройности сепаратора
40

41. Горизонтальный трёхфазный сепаратор

hw.tpu.ru
ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ ТРЁХФАЗНЫЙ СЕПАРАТОР
• Первичное разделение - на входной перегородке
• Капли жидкости уносятся потоком газа
• Пузырьки газа – всплывают из жидкости
• Капли воды оседают в потоке нефти
• Капли нефти всплывают в потоке газа
41

42. Вертикальный трёхфазный сепаратор

hw.tpu.ru
ВЕРТИКАЛЬНЫЙ ТРЁХФАЗНЫЙ СЕПАРАТОР
Выход газа и
контроль уровня
Каплеотбойник
Газ
Вход
Нефть
Выход нефти и
контроль уровня
Вода
Выход воды и
контроль уровня
42

43. Трехфазные сепараторы: ВКУ

hw.tpu.ru
ТРЕХФАЗНЫЕ СЕПАРАТОРЫ: ВКУ
• Большинство ВКУ для двухфазной сепарации используются в ТФС
• Специальные ВКУ для ТФС
– Переливные перегородки
– Коалесцирующие устройства
43

44. Критерии при выборе количества ступеней сепарации

hw.tpu.ru
КРИТЕРИИ ПРИ ВЫБОРЕ КОЛИЧЕСТВА СТУПЕНЕЙ СЕПАРАЦИИ
• Типичный дебит месторождения
• Обводненность продукции
• Свойства эмульсии (вязкость, плотности, поверхностное натяжение)
• Дополнительные затраты на металлоконструкцию и электроэнергию
(подогрев дополнительной ступени)
44

45. Давление насыщенных паров

hw.tpu.ru
ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
Если ДНП>0.66 бар, то в процессе транспортировки и хранения может
возникнуть опасность перехода легких компонентов нефти из жидкой
фазы в газовую
опасность расслоения потока
выход из строя оборудования
Согласно ГОСТ давление насыщенных паров для всех видов нефти не
может превышать 0,66 бар.
Технологическая схема УПН должна обеспечивать подготовку нефти в
соответствии с требованиями нормативных документов
45

46. Оптимизация стабилизации нефти

hw.tpu.ru
ОПТИМИЗАЦИЯ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ
Содержание С1-С3 должно быть минимальным
Бутаны существенно увеличивают ДНП нефти:
• ДНП i-C4 и n-C4 равны 4.9 и 3.5 бар
• Управление ДНП нефти сводится к оптимизации содержания
бутанов
• Cтабилизация заключается в отделении С1, С2 и С3 от нефти
насколько это возможно и удержанию максимального количества
С4, С5 и более тяжелых углеводородов в жидкой фазе
• Стабилизация нефти интегрирована в систему подготовки нефти
Многоступенчатая сепарация
Стабилизационные колонны
46

47. Одноступенчатая сепарация

hw.tpu.ru
ОДНОСТУПЕНЧАТАЯ СЕПАРАЦИЯ
• Одноступенчатая сепарация требует минимум капитальных вложений,
минимум энергозатрат для подогрева нефти и т.д.
• При одноступенчатой сепарации газ уносит значительную долю тяжелых
фракции (нефтяных)
• Потери составляют до 3-5% от всей добычи нефти
• Целесообразна для малых и низкодебитных месторождений
• Часто совмещается с последующей транспортировкой грузовиками
47

48. Одноступенчатая сепарация

hw.tpu.ru
Давление, psi
Расход жидкости, баррель/сут
Влияние давления сепаратора
на величину извлечения
жидкости
Расход жидкости, баррель/сут
ОДНОСТУПЕНЧАТАЯ СЕПАРАЦИЯ
48
Давление, psi

49. Многоступенчатая сепарация

hw.tpu.ru
МНОГОСТУПЕНЧАТАЯ СЕПАРАЦИЯ
Нефть проходит через серию нефтегазовых сепараторов при
постепенном снижении давления
Определение условий сепарации, при которых достигается наиболее
высокий выход нефти:
• с помощью специальных компьютерных программ (например,
HYSYS)
49

50. Многоступенчатая сепарация

hw.tpu.ru
МНОГОСТУПЕНЧАТАЯ СЕПАРАЦИЯ
• Требует капитальных вложений
• Требует постоянных затрат электроэнергии
• Позволяет наиболее эффективно подобрать параметры различных
ступеней сепарации (давление, температура) для оптимизации добычи
нефти
• Целесообразна для больших и высокодебитных месторождений
50

51. Многоступенчатая сепарация

hw.tpu.ru
Извлечение жидкости, %
МНОГОСТУПЕНЧАТАЯ СЕПАРАЦИЯ
1
2
3
4
Стадия сепарации
51

52. Многоступенчатая сепарация

hw.tpu.ru
МНОГОСТУПЕНЧАТАЯ СЕПАРАЦИЯ
Рекомендации по выбору количества стадий сепарации
(согласно Ken Arnold & Maurice Stewart)
Давление
входного
сепаратора, кПа
Кол-во стадий*
170-860
1
860-2100
1-2
2100-3400
2
3400-4800
2-3**
* - кол-во стадий, не включая РВС
** - при дебитах более 650 м3/ч кол-во стадий может быть больше
52

53. Конструкции сепараторов

hw.tpu.ru
КОНСТРУКЦИИ СЕПАРАТОРОВ
Горизонтальный (а) и вертикальный (б)сепараторы
53

54. Конструкции сепараторов

hw.tpu.ru
КОНСТРУКЦИИ СЕПАРАТОРОВ
Газосепаратор с центробежными элементами
54

55. Конструкции сепараторов

hw.tpu.ru
КОНСТРУКЦИИ СЕПАРАТОРОВ
Газосепаратор тонкой очистки газов
55

56. Конструкции сепараторов

hw.tpu.ru
КОНСТРУКЦИИ СЕПАРАТОРОВ
Газосепаратор сетчатый
56

57. Сепараторы типа В-НГС-СТ

hw.tpu.ru
СЕПАРАТОРЫ ТИПА В-НГС-СТ
57

58. Центробежный нефтегазовый сепаратор

hw.tpu.ru
ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ СЕПАРАТОР
Недостатки аппарата:
• малый эффект центробежного
разделения гетерогенной смеси;
• протекание части газа в щель между
цилиндрическим корпусом и воронкой и
протекание части газа в щель между
цилиндрическим корпусом и
экранирующим усеченным конусом;
• центробежная тонкая очистка газа при
движении потока снизу вверх ограничена
узким диапазоном по скорости газа
58

59. Депульсаторы на входе установок нефтегазовой сепарации

hw.tpu.ru
ДЕПУЛЬСАТОРЫ НА ВХОДЕ УСТАНОВОК НЕФТЕГАЗОВОЙ
СЕПАРАЦИИ
59

60. Депульсаторы на входе установок нефтегазовой сепарации

hw.tpu.ru
ДЕПУЛЬСАТОРЫ НА ВХОДЕ УСТАНОВОК НЕФТЕГАЗОВОЙ
СЕПАРАЦИИ
60

61. Депульсаторы на входе установок нефтегазовой сепарации

hw.tpu.ru
ДЕПУЛЬСАТОРЫ НА ВХОДЕ УСТАНОВОК НЕФТЕГАЗОВОЙ
СЕПАРАЦИИ
61

62. Нефтегазовый сепаратор с ультразвуковой полкой

hw.tpu.ru
НЕФТЕГАЗОВЫЙ СЕПАРАТОР С УЛЬТРАЗВУКОВОЙ ПОЛКОЙ
Конструкция нефтегазового сепаратора:
1 – емкость с нефтью; 2 – штуцер ввода; 3 – генератор; 4 –
излучатель колебания; 5 – наклонный желоб; 6 –
каплеотбойник; 7 – газосборник; 8 – штуцер вывода
62

63. Газовый фильтр-сепаратор

hw.tpu.ru
ГАЗОВЫЙ ФИЛЬТР-СЕПАРАТОР
63

64. Факторы, влияющие на эффективность процесса сепарации

hw.tpu.ru
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЦЕССА СЕПАРАЦИИ
• Температура и давление
• Размер взвешенных частиц и их распределение в газе
• Эффект пленочной сепарации
• Высокое газосодержание
• Высокое содержание сероводорода и углекислого газа
• Высокая вязкость нефтей и эмульсий.
64

65. Температура и давление

hw.tpu.ru
ТЕМПЕРАТУРА И ДАВЛЕНИЕ
Отделение твердых частиц ухудшается,
для жидких частиц зависимость
сложная
Крупные частицы осаждаются быстрее,
мелкие – медленнее
Увеличение плотности и вязкости газа
Плотность газа уменьшается, вязкость
увеличивается
Давление
Температура
65

66. Размер взвешенных частиц и их распределение в газе

hw.tpu.ru
РАЗМЕР ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ И ИХ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ В ГАЗЕ
• Чем больше размер частиц, тем быстрее процесс сепарации
• Частицы до 2 мкм считаются перманентными суспензиями изза чрезвычайно низких скоростей оседания
66

67. Пленочная сепарация

hw.tpu.ru
ПЛЕНОЧНАЯ СЕПАРАЦИЯ
Пленочная сепарация капель нефти может происходить в
газонефтяном сепараторе за счет действия инерционных сил и в
результате действия турбулентных пульсаций, имеющих место в
потоке газа.
Элементы сепараторов с капельным и пленочным дренажем жидкости. Насадки:
а, 6, е — жалюзийные; в — кольца Рашига; г — сетчатая; д, ж — уголковые
67

68. Высокое газосодержание

hw.tpu.ru
ВЫСОКОЕ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ
• В условиях высокого газосодержания скорость газожидкостного потока в системе, в
частности на входе первой ступени сепарационных установок дожимных насосных
станций (ДНС) и комплексных сборных пунктов (КСП), достигает 15 — 20 м/с и может
резко изменяться в связи с нестабильностью структур течения.
• Наиболее результативным технологическим решением при разделении
газожидкостной смеси (ГЖС) с высоким газосодержанием является предварительное
разделение продукции скважин на газовую и жидкую фазы
Принципиальная схема технологии сепарации нефти при высоком газосодержании: 1 — подводящий трубопровод; 2
— входной сепаратор; 3 — газонефтяной сепаратор; 4 — каплеуловитель; 5 — конденсатосборник; Нр Н2 — разности
уровней расположения входного сепаратора 2 и каплеуловителя 4 по отношению к сепаратору 3; Н3 — разность
уровней установки каплеуловителя 4 и конденсатосборника 5
68

69. Высокое содержание сероводорода и углекислого газа

hw.tpu.ru
ВЫСОКОЕ СОДЕРЖАНИЕ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА
Технология промысловой подготовки нефти с высоким содержанием в
газе сероводорода (до 25 %) и С02 (до 60 % и более) требует
территориального совмещения всех ступеней сепарации.
Давление, в ряде случаев, и температура на последней ступени
сепарации близки к рабочим параметрам установки очистки нефти от
сероводорода. Для очистки нефти от сероводорода используются или
отпарные колонны при повышенной температуре, или метод отдувки
очищенным газом при температуре подготовки нефти без применения
дополнительного нагрева.
Для уменьшения количества сероводорода, поступающего на третью
ступень, вводится промежуточная (вторая) ступень сепарации. Газ со
второй и третьей ступеней компримируется до давления первой и одним
потоком поступает на сероочистку.
69

70. Высокое содержание сероводорода и углекислого газа

hw.tpu.ru
ВЫСОКОЕ СОДЕРЖАНИЕ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА
Второй особенностью продукции скважин, влияющей на
технико-технологические решения по сепарации нефтей с
высоким содержанием
H2S,
является
неустойчивость
водонефтяных эмульсий.
Такие особенности эмульсии определили необходимость
применения
перед
первой
ступенью
сепарации
дополнительного (входного) сепаратора- грязеотделителя,
выполняющего также функции предварительного отбора газа.
Давление на входном сепараторе на 0,1— 0,5 МПа больше, чем
в первой ступени. Все сепараторы оборудованы системами
промывки от грязеотложений и дренажа пластовой воды.
70

71. Сепарация высоковязких нефтей

hw.tpu.ru
СЕПАРАЦИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
Сепарация высоковязких нефтей характеризуется замедленными процессами
массообмена, коалесценцией и седиментацией газовых включений, разрушением
пенного слоя.
Для интенсификации разделения газовых эмульсий высоковязких нефтей
предусматриваются следующие мероприятия и технологические приемы:
• применение трубопровода — коалесцера для интенсификации роста газовых
пузырьков с последующим расслоением эмульсии перед сепараторами;
• применение физических методов воздействия — вибровоздействия, дросселирования,
турбулизации для ускорения массообменных процессов в подводящем трубопроводе
или непосредственно на входе в сепарационную установку;
• изменение физико-химических свойств газовых эмульсий, например снижение
вязкостей за счет подогрева, разбавление маловязкими нефтями или растворителями,
снижение агрегативной устойчивости эмульсий реагентами-пеногасителями;
• применение сепараторов, оснащенных коалесцирующими и пеногасящими
внутренними секциями.
71

72. Оценка качества сепарации

hw.tpu.ru
ОЦЕНКА КАЧЕСТВА СЕПАРАЦИИ
Работа сепаратора любого типа характеризуется тремя показателями:
• степенью разгазирования нефти или усадкой ее;
• степенью очистки газа, поступающего в газопровод, от капелек нефти;
• степенью очистки нефти, поступающей в товарные резервуары или в
нефтепровод, от пузырьков газа.
• Эффективность работы сепаратора в промысловых условиях определяется
степенью очистки газа от жидкости и жидкости от газа:
• Метод определения содержания нефти в потоке газа
• Метод измерения концентрации свободного газа в потоке нефти
• Оценка неравновесности системы нефть - газ
72

73. Метод определения содержания нефти в потоке газа

hw.tpu.ru
МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ В ПОТОКЕ ГАЗА
Суть измерения индикатором сводится к определению
количества капельной жидкости, уловленной фильтрующим
элементом при пропускании через него определенного объема
газа.
Индикатор наличия капельной жидкости
ИКЖ-1:
1 — устройство замерное; 2 — шланг
присоединительный; 3 — регулятор расхода
газа; 4 — фиксатор положения
пробоотборника; 5 — патрубок отвода газа;
6 — лубрикатор; 7 — пробоотборник; 8 —
подсоединительный фланец; 9 —
прямопроходная задвижка; 10 — задвижка
73

74. Метод измерения концентрации свободного газа в потоке нефти

hw.tpu.ru
МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ СВОБОДНОГО ГАЗА В ПОТОКЕ НЕФТИ
• метод периодического или непрерывного отбора проб
жидкости с последующей их дегазацией для определения
коэффициента уноса газа
• метод отсечки потока жидкости (или части его), выходящего из
сепаратора с помощью пресса-пробоотборника. Отсеченная
проба сжимается до полного растворения газа в жидкости.
74

75. Оценка неравновесности системы нефть - газ

hw.tpu.ru
ОЦЕНКА НЕРАВНОВЕСНОСТИ СИСТЕМЫ НЕФТЬ - ГАЗ
Для оценки неравновесности необходимо контролировать
четыре параметра: давление сепарации, содержание
неравновесного газа, газовый фактор, давление насыщенных
паров.
75

76. Водонефтяные эмульсии.

hw.tpu.ru
ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ.
В терминах физической химии нефть можно
определить
как
многокомпонентную
смесь
сложного состава, способную в широком интервале
значений термобарических параметров изменять
агрегатное состояние и, соответственно, объемные
свойства.
Дисперсные системы – гетерогенные системы,
состоящие из двух или более фаз с развитой
поверхностью раздела между ними. Одна из фаз
образует непрерывную дисперсионную среду, в
которой распределена дисперсная фаза в виде
мелких твердых частиц, капель жидкости или
пузырьков газа.
76

77. Водонефтяные эмульсии.

hw.tpu.ru
ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ.
Эмульсии обратного типа (вода в нефти В/Н) – I группа. В ней содержание дисперсной фазы (воды) в
дисперсионной среде (нефти) может колебаться от следов до 90 – 95 %; такой тип нефтяных эмульсий охватывает
диапазон разбавленных и высококонцентрированных эмульсионных систем, где в большой степени проявляются
различия в факторах их стабилизации.
Эмульсия прямого типа (нефть в воде Н/В) – II группа. Они образуются в процессах разрушения обратных эмульсий,
при высоком содержании воды в продукции скважин и при деэмульсации нефти. Стойкие эмульсии прямого типа могут
формироваться также в процессе паротеплового воздействия на пласт.
«Множественная эмульсия» – III группа. Это эмульсия в эмульсиях: вода-нефть-вода и т.д., либо – нефть-воданефть. Такие эмульсии характеризуются обычно повышенным содержанием различных механических примесей, в
результате чего накапливаются на границе раздела фаз в аппаратах подготовки нефти и воды и являются одной из
причин срыва технологических режимов их работы.
77

78. Методы разрушения водонефтяных эмульсий

hw.tpu.ru
МЕТОДЫ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
В основе технологии обезвоживания и обессоливания нефтей лежит процесс разрушения
водонефтяных эмульсий, заключающийся в превращении их из агрегативно-устойчивого
мелкодисперсного состояния в кинетически неустойчивые, крупнодисперсные, расслаивающиеся
системы.
Условная классификация способов деэмульгирования нефтей:
• механические (фильтрация, центрифугирование, обработка акустическими и ультразвуковыми
колебаниями и др.);
• термические (подогрев с отстаиванием, промывка горячей водой);
• электрические (обработка в электромагнитных полях);
• химические (обработка реагентами-деэмульгаторами).
78

79. Устойчивость водонефтяных эмульсий

hw.tpu.ru
УСТОЙЧИВОСТЬ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
– способность системы
(всплыванию) под действием
Кинетическая (седиментационная) устойчивость
противостоять оседанию
Архимедовых сил
Ky=1/wос
эта
устойчивость
пропорциональна
вязкостным
характеристикам нефти, обратно пропорциональна разности
плотностей воды и нефти и квадрату радиуса этих частиц.
79

80. Факторы, определяющие устойчивость эмульсий

hw.tpu.ru
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ УСТОЙЧИВОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ
• Средний диаметр частиц воды. Чем меньше диаметр, тем медленнее она будет оседать в массе нефти, тем устойчивее эмульсия,
следовательно, для снижения устойчивости эмульсий необходимо создать условия для эффективной коалесценции.
• Время жизни эмульсии. Чем больше проходит времени с момента образования эмульсии, тем толще сольватная оболочка вокруг
капель воды, что препятствует коалесценции капель.
• Гидродинамическое воздействие на поток нефти. Чем больше нефть подвергается таким воздействиям, тем устойчивее
эмульсия. Например, число насосов, задвижек, длина и профиль трубопровода и т.д.
• Физико-химические свойства нефти и состав эмульгированной воды. Имеется ввиду плотность, вязкость и состав эмульгаторов.
Следует учитывать, что разность плотности воды и нефти возрастает с увеличением температуры, т.к. плотность нефти изменяется
значительно сильнее, чем плотность воды.
• Температура эмульсии. С повышением температуры изменяется состав и толщина сольватного слоя вокруг капель воды и за счет
этого устойчивость эмульсий снижается.
80

81. Водонефтяные эмульсии

hw.tpu.ru
ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ
Фото водонефтяной эмульсии
81

82. Водонефтяные эмульсии

hw.tpu.ru
ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ
Основные физико-химические свойства нефтяных эмульсий:
• дисперсность;
• вязкость;
• плотность;
• электрические свойства;
• устойчивость (стабильность);
82

83. Водонефтяные эмульсии

hw.tpu.ru
ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ
Дисперсность эмульсии – это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде.
Дисперсность, определяющая свойства эмульсии, характеризуется тремя величинами:
- диаметром капель d;
- обратной величиной диаметра капли D =1/ d , называемой обычно дисперсностью;
- удельной межфазной поверхностью, т. е. отношением суммарной поверхности к
Все эти величины взаимосвязаны и выражаются общей формулой:
S=6/d−3/r
Из формулы видно, что удельная поверхность обратно пропорциональна размерам частиц и чем меньше эти
частицы, тем больше удельная поверхность капелек к общему их объему.
83

84. Водонефтяные эмульсии

hw.tpu.ru
ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ
Вязкость эмульсии. При течении водонефтяных эмульсий в турбулентном режиме принято различать и учитывать две вязкости:
- вязкость, обусловленную пульсациями давления дисперсионной среды (нефти) и дисперсной фазы (воды);
- динамическую вязкость.
Динамическая вязкость нефтяных эмульсий не подчиняется правилу аддитивности:
μэ ≠ μн+ μв
Динамическая вязкость эмульсии зависит от следующих основных факторов:
- вязкости самой нефти;
- температуры, при которой получается эмульсия;
- количества содержащейся воды в нефти;
- степени дисперсности или диаметра капель дисперсной фазы в дисперсионной среде (для эмульсии типа вода-нефть).
84

85. Водонефтяные эмульсии

hw.tpu.ru
ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ
Плотность эмульсии. Плотность эмульсии определяют, зная плотность нефти и пластовой воды, образующих
эмульсию, и их объемное или процентное содержание.
Устойчивость эмульсии.
Кинетическая (седиментационная) устойчивость эмульсий – это способность системы противостоять оседанию
или всплыванию частиц дисперсной фазы под действием архимедовых сил
Агрегативная устойчивость эмульсий – это способность глобул дисперсной фазы при их столкновении друг с
другом или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер. В этой связи следует различать два
процесса: коалесценцию и флокуляцию.
Флокуляция – слипание глобул при столкновении с образованием агрегатов из двух и более глобул.
Коалесценция – процесс слияния (укрупнения) глобул при столкновении друг с другом или границей раздела фаз.
85

86. Факторы, определяющие устойчивость эмульсий

• Физико-химические свойства нефти и состав эмульгированной воды. Имеется ввиду
плотность, вязкость и состав эмульгаторов. Следует учитывать, что разность плотности воды и нефти
возрастает с увеличением температуры, т.к. плотность нефти изменяется значительно сильнее, чем
плотность воды.
• Температура эмульсии. С повышением температуры изменяется состав и толщина сольватного
слоя вокруг капель воды и за счет этого устойчивость эмульсий снижается.
dv
dr
Зависимость кажущейся вязкости эмульсии от
содержания воды в нефти и температуры
смешения
Зависимость вязкости эмульсии ( мПа * с)
от максимального диаметра капель (мкм)
hw.tpu.ru
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ УСТОЙЧИВОСТЬ
ЭМУЛЬСИЙ

87. Оценка методов воздействия на эмульсию

hw.tpu.ru
ОЦЕНКА МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЭМУЛЬСИЮ
Значимость процесса по:
Стадии
Характеристика
эффективности
1
2
3
технологичности применения
Разрушение
бронирующих
оболочек
1. Химические реагенты
2. Нагрев
3. Электростатические поля
4. Перемешивание
1. Химические реагенты
2. Перемешивание
3. Нагрев
4. Электростатические поля
Укрупнение
капель
1. Электрические поля
2. Коалесцирующие насадки
3. Гидродинамические эффекты
4. Импульсные воздействия
5. Промывка в слое воды
6. Применение флокулянтов
7. Магнитное поле
1.Гидродинами-ческие эффекты
2. Промывка в слое воды
3. Электрические поля
4. Коалесцирующие насадки
5. Импульсные воздействия
6. Применение флокулянтов
7. Магнитное поле
Разделение фаз 1.Центрифугирование
2. Отстаивание
3. Флотация, пенная
деэмульсация
4. Электростатические поля
1. Отстаивание
2.Центрифугирование
3.Электростатические поля
4. Флотация, пенная деэмульсация
87

88. Реагенты-деэмульгаторы

hw.tpu.ru
РЕАГЕНТЫ-ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ
Реагенты-деэмульгаторы, используемые для разрушения нефтяных эмульсий подразделяют на две группы:
ионогенные и неионогенные.
― Ионогенные деэмульгаторы в водных растворах диссоциируют на ионы. В зависимости от того, какие ионы (анионы
или катионы) являются поверхностно-активными, ионогенные деэмульгаторы подразделяются на анионоактивные и
катионоактивные.
― Неионогенные вещества в водных растворах на ионы не распадаются. Их получают присоединением окиси этилена
к органическим веществам с подвижным атомом водорода, т.е. содержащим карбоксильную, гидроксильную,
сульфгидрильную, аминную или амидную группы.
88

89. Реагенты-деэмульгаторы

hw.tpu.ru
РЕАГЕНТЫ-ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ
• Анионоактивные вещества в водных растворах диссоциируют на отрицательно заряженные
ионы, в состав которых входит углеводородная часть молекулы, и на положительно заряженные
ионы металла и водорода.
• Катионоактивные вещества в водных растворах распадаются на положительно заряженный
радикал и отрицательно заряженный ион кислоты. К ним относятся в основном азотистые
основания: нечетвертичные или четвертичные. Катионоактивные вещества как деэмульгаторы
применяют весьма ограниченно.
89

90. Реагенты-деэмульгаторы

hw.tpu.ru
РЕАГЕНТЫ-ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ
Фотография водонефтяной эмульсии через 2 часа после ввода: Separol WF
41 с концентрацией 200 мг/л (1) и 400 мг/л (2); нанодеэмульгатора ТюмГУ(3)
90

91. Выбор реагента - деэмульгатора

hw.tpu.ru
ВЫБОР РЕАГЕНТА - ДЕЭМУЛЬГАТОРА
Выбор наиболее эффективного деэмульгатора и оценка его пригодности при промысловой подготовке нефти
производятся на основании лабораторных и опытно-промышленных исследований.
Деэмульгатор должен быть однородной жидкостью без взвешенных и оседающих частиц. Температура застывания
должна соответствовать климатическим условиям нефтяного региона, характеризуемым абсолютными минимальными
температурами воздуха.
Для удовлетворительной работы насосов типа НД (дозировочных) в условиях их эксплуатации вязкость дозируемого
реагента должна быть не выше указанной в паспортных характеристиках насосов.
Деэмульгатор не должен вызывать коррозию труб и оборудования.
91

92. Отстаивание нефти

hw.tpu.ru
ОТСТАИВАНИЕ НЕФТИ
Отстаивание водонефтяной эмульсии – технологическая операция, используемая для
разделения фаз, т.е. осаждения воды в водонефтяной эмульсии. Эта операция является
основным этапом процесса разрушения нефтяных эмульсий (ей предшествуют процессы
обработки эмульсии деэмульгатором и подготовки ее к разделению).
Характер осаждения воды в эмульсии резко отличается от характера осаждения
одиночной частицы. Параметры среды, в которой осаждаются частицы воды, постоянно
меняются, в частности, ее плотность уменьшается из-за снижения содержания воды к
уровню раздела фаз
92

93. Схема отстаивания нефти от воды в горизонтальном отстойнике

hw.tpu.ru
СХЕМА ОТСТАИВАНИЯ НЕФТИ ОТ ВОДЫ В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ ОТСТОЙНИКЕ
Схема отстаивания нефти от воды в цилиндрическом горизонтальном отстойнике: 1 раздаточный коллектор (маточник); 2 - ввод смеси нефти с водой; 3 - отвод обезвоженной
нефти; 4 - исполнительный механизм сброса воды; 5 - линия сброса воды; h – дисперсионная
среда (вода)
93

94. Принципиальные схемы отстойных аппаратов

hw.tpu.ru
ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ ОТСТОЙНЫХ АППАРАТОВ
а – с перфорированной решеткой; б – с
нижним
распределенным
вводом
эмульсии под слой дренажной воды и
верхним распределенным отводом
нефти;
в
–
с
секционным
каплеобразователем,
нижним
распределенным вводом эмульсин и
верхним распределенным отводом
нефти; г – вертикальный с секционным
каплеобразователем
и
нижним
распределенным вводом эмульсии под
слой дренажной воды; д – с торцевыми
распределительными устройствами для
ввода эмульсии и отвода нефти; е – с
переливной перегородкой и промывкой
нефти в слое дренажной воды
94

95. Отстойные аппараты

hw.tpu.ru
ОТСТОЙНЫЕ АППАРАТЫ
Отстойные аппараты – емкостного типа, обычно цилиндрической формы с различными
встроенными элементами (распределители входных потоков, переливные перегородки, насадки и
уловители на выходных потоках).
95

96. Параметры, влияющие на процесс отстаивания нефти

hw.tpu.ru
ПАРАМЕТРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ПРОЦЕСС ОТСТАИВАНИЯ НЕФТИ
Влияние промежуточного слоя на процесс отделения воды
зависит от скорости коалесценции капель, которая определяется
физико-химическими свойствами нефти, концентрацией дисперсной
фазы в слое, наличием механических загрязнений, размерами
исходной капли воды и капли в слое, наличием деэмульгатора.
Влияющими параметрами являются:
• Концентрация дисперсной фазы в промежуточном слое;
• Размеров капель.
• Физико-химических свойств системы
• Высоты промежуточного слоя
• Механических загрязнений.
96

97. Обезвоживание нефти в электрическом поле

hw.tpu.ru
ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОМ ПОЛЕ
Эмульгированная капля воды в электрическом поле. Силовые линии: а
– в чистой нефти; б, в – в нефти с полярными каплями воды
97

98. Конструкции ЭДГ

hw.tpu.ru
КОНСТРУКЦИИ ЭДГ
Электродегидратор ЭГ200-10
Нефть равномерно распределяется по всему сечению аппарата (аппарат работает полным сечением)
Нефть промывается в слое воды
уровень воды поддерживается автоматически выше распределителя
нефть движется вертикально вверх
Обработка в слабом электрическом поле в объеме между границей раздела фаз нефть /вода и плоскостью нижнего электрода
Первоначальное выделение из эмульсии более крупных глобул воды
Нефть поступает в область с сильным электрическом полем между электродами
отделения мелких капель воды
Нефть и соленая вода собираются сборниками 5 и 8
Промывка аппарата-промывочный коллектор 9
струи воды направляются на стенки корпуса.
98

99. Обезвоживание нефти в электрическом поле

hw.tpu.ru
ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОМ ПОЛЕ
Радиус, мкм
При естественном отстое
Отстой в электрическом поле
1
38 суток
2 часа
10
10 часов
45 минут
20
2.5 часа
15 минут
Факторы, влияющие на отстой в электрическом поле:
При повышении температуры: (исходя из формулы Стокса)
• Снижается вязкость дисперсионной среды и тем облегчается осаждение частиц дисперсной фазы;
• Снижается устойчивость нефтяных эмульсий;
• Увеличивается разность плотностей частицы и среды.
Напряженность электрического поля – отношение напряжения на электродах к расстоянию между ними, т.е.
градиент поля, В/см (один из наиболее важных факторов)

100. Конструкции ЭДГ

hw.tpu.ru
КОНСТРУКЦИИ ЭДГ
Рабочее давление, Мпа
Температура эмульсии, оС
Диаметр аппарата, м
Длина аппарата, м
1
110
3,4
16,4
Объем аппарата, м3
Напряжение на электродах, в
Производительность по
товарной нефти, т/сут
160 - 200
11500 – 16500
От 2000-5000 до 800011500

101. Конструкции ЭДГ

hw.tpu.ru
КОНСТРУКЦИИ ЭДГ
ЭГ-25
ЭГ-63
ЭГ-100
ЭГ-160
ЭГ-200
1,0 (10)
1,6 (16)
0,6 (6)
1,2 (12)
1,2 (12)
Ррасч, МПа (кгс/см )
1,2 (12)
1,8 (18)
0,6 (6)
1,2 (12)
1,2 (12)
Диаметр, мм
2800
3200
3400
3400
3400
Максимальная доп. рабочая
о
температура, С
130
120
140
100
80
-40
-40
-30
2
Рраб, МПа (кгс/см )
2
Минимальная доп. рабочая
о
температура, С
Мощность источника
питания, КВт
Вместимость, м
3
25
63
100
160
200
25
63
100
160
200

102. Обезвоживание нефти в электрическом поле

hw.tpu.ru
ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОМ ПОЛЕ
Нефтяная эмульсия вводится на 0,7 м ниже расположения электродов, проходит через слой воды (теряя при этом основную массу
солёной воды), затем поднимается и последовательно проходит зону слабой напряжённости электрического поля и зону сильной
напряжённости (между электродами). В отстойниках нижней зоны (под электродами) вода отстаивается от нефти, верхней зоны (над
электродами) — нефть от воды.
ЭЛОУ – электрообессоливающая установка.
Технологические параметры:
• Количество электродов – 2-8 шт. (доля сечения аппаратов, занятая электродами, до 90%);
• Мощность электродов – 50кВт;
• Частота смены электрического поля – 50 Гц;
• Производительность электродегидратора с ёмкостью аппарата 200 м3 — до 6000 м3/сутки;
• остаточное содержание воды в товарной нефти 0-0,2%;
• предварительный подогрев до 100-110°С (редко 160-180°С);
• расход деэмульгатора – 10-250 г/т;
• Давление – 1,0-1,4 Мпа;
• добавка промывочной пресной воды - до 10%.
102

103. Основные площадные объекты

hw.tpu.ru
ОСНОВНЫЕ ПЛОЩАДНЫЕ ОБЪЕКТЫ
АГЗУ – автоматическая групповая замерная установка; УПСВ – установка предварительного сброса
воды; БКНС – блочная кустовая насосная станция; ПР – предварительное разделение; УПГ –
установка подготовки газа; УПН – установка подготовки нефти; УПВ – установка подготовки воды; УУ
и К – узел учета и контроля
103

104. Разработка нефтяного месторождения

hw.tpu.ru
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
104

105. Блочно – модульные установки для освоения скважин (БУОС)

hw.tpu.ru
БЛОЧНО – МОДУЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН (БУОС)
105

106. Блочно – модульные установки для освоения скважин (БУОС)

hw.tpu.ru
БЛОЧНО – МОДУЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН (БУОС)
106

107. Система обустройства кустов скважин на базе установок предварительного обезвоживания нефти

hw.tpu.ru
СИСТЕМА ОБУСТРОЙСТВА КУСТОВ СКВАЖИН НА БАЗЕ УСТАНОВОК
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
107

108. Система обустройства кустов скважин на базе установок предварительного обезвоживания нефти

hw.tpu.ru
СИСТЕМА ОБУСТРОЙСТВА КУСТОВ СКВАЖИН НА БАЗЕ УСТАНОВОК
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
108

109. Система обустройства кустов скважин на базе установок предварительного обезвоживания нефти

hw.tpu.ru
СИСТЕМА ОБУСТРОЙСТВА КУСТОВ СКВАЖИН НА БАЗЕ УСТАНОВОК
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
109

110. Система обустройства кустов скважин на базе установок предварительного обезвоживания нефти

hw.tpu.ru
СИСТЕМА ОБУСТРОЙСТВА КУСТОВ СКВАЖИН НА БАЗЕ УСТАНОВОК
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
110

111. Система обустройства кустов скважин на базе установок предварительного обезвоживания нефти

hw.tpu.ru
СИСТЕМА ОБУСТРОЙСТВА КУСТОВ СКВАЖИН НА БАЗЕ УСТАНОВОК
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
111

112.

hw.tpu.ru
112

113.

hw.tpu.ru
113

114. Основные унифицированные технологические схемы УПСВ

hw.tpu.ru
ОСНОВНЫЕ УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УПСВ
• С совместным транспортом газа и частично обезвоженной нефти (УПСВ-I)
• С раздельным транспортом газа и частично обезвоженной нефти (УПСВ-II) (без
подогрева продукции)
• С раздельным транспортом газа и частично обезвоженной нефти (УПСВ-III) (с
подогревом продукции)
• Со сбором продукции с различающимися физико-химическими свойствами (УПСВ-IV)
МС(БС)–блок (модуль) сепарации.
МПО (БПО) – блок (модуль) предварительного
обезвоживания.
МОВ (БОВ) – блок (модуль) подготовки воды.
ТСОВ – технологические сооружения по подготовке
воды (вертикальные резервуары).
БН – блок насосов.
БНВ – БН для перекачки воды.
БУУН(Г,В) – блоки (узлы) учета нефти (газа, воды).
БР – блок реагентов.
ИК – ингибитор коррозии.
ИС – ингибитор коррозии.
Д – деэмульгатор.
114

115. Установка предварительного сброса воды (1 млн. тонн/год)

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ (1 МЛН. ТОНН/ГОД)
115

116. Установка предварительного сброса воды

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ
116

117.

hw.tpu.ru
117

118. Дожимные насосные станции

hw.tpu.ru
ДОЖИМНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
• С раздельным транспортом газа и жидкости (ДНС-I)
• С совместным транспортом газа и жидкости (ДНС-II)
• Со сбором сероводородсодержащих нефтей(ДНС-III)
МС(БС)–блок(модуль)сепарации.
ТСПН–технологические сооружения по
подготовке нефти (вертикальные
резервуары).
БН – блок насосов.
БНН – БН для перекачки
нефти(жидкости).
БУУН (Г,В)–блоки (узлы) учета нефти
(газа, воды).
МФ – модульфакельногохозяйства.
ДКС – дожимнаякомпрессорнаястанция.
118

119. Дожимные насосные станции (1 млн. тонн/год)

hw.tpu.ru
ДОЖИМНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ (1 МЛН. ТОНН/ГОД)
119

120.

hw.tpu.ru
120

121.

hw.tpu.ru
121

122. Установка подготовки нефти

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
• Цель подготовки сырой нефти-получение нефти соответствующей
российским стандартам для перекачки через систему магистральных
трубопроводов и последующей переработки
• Выбор технологической схемы и последовательности операций по
подготовке нефти на УПН должен осуществляться индивидуально для
каждого месторождения на основании тщательного анализа состава
пластовогофлюида
122

123. УПН: основные операции

hw.tpu.ru
УПН: ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ
• Отделение воды и сепарация газа
• Стабилизация
• Приготовление и дозировка реагента
• Нагрев (для разрушения стойких эмульсий и уменьшения давления
паров сырой нефти)
• Обессоливание
• Гравитационное осаждение
• Перекачка и учет
• Подготовка воды для закачки в пласт
• Подготовка и компримирование газа
123

124. Установка подготовки нефти

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
124

125. Установка подготовки нефти

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
125

126. Установка подготовки нефти. Тип А.

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. ТИП А.
126

127. Установка подготовки нефти. Тип Б.

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. ТИП Б.
Принципиальная схема установки подготовки средней, высоковязкой и тяжёлой
нефти, ПНГ и воды для ППД
127

128. Установка подготовки нефти. Тип В.

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. ТИП В.
Принципиальная схема установки подготовки средней, высоковязкой и тяжёлой нефти,
ПНГ и воды для ППД
128

129. Установка подготовки нефти. Тип Г.

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. ТИП Г.
Принципиальная схема установки подготовки высоковязкой и тяжёлой нефти, ПНГ и воды
для ППД
129

130. Установка подготовки нефти. Тип Д.

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. ТИП Д.
Принципиальная схема установки подготовки лёгкой и средней нефти, ПНГ и воды для
ППД
130

131. Установка подготовки нефти. Тип Е.

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. ТИП Е.
Принципиальная схема установки подготовки лёгкой и средней нефти, ПНГ и воды для
ППД
131

132. Блочная кустовая насосная станция БКНС

hw.tpu.ru
БЛОЧНАЯ КУСТОВАЯ НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ БКНС
Блочная кустовая насосная станция БКНС предназначена:
• для поддержания пластового давления в продуктивных пластах
нефтяных месторождений методом закачивания пресной, пластовой и
сточной воды (полимеров) в пласт;
• для перекачивания нефтепродуктов (после газовой сепарации);
• для перекачивания жидкостей (загрязненной воды, нефтяных эмульсий и
др.)
132

133. Блок дозирования реагентов (БДР)

hw.tpu.ru
БЛОК ДОЗИРОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ (БДР)
Блок дозирования реагентов БДР предназначен для дозированного ввода жидких
деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в рубопровод системы транспорта и подготовки
нефти с целью осуществления внутритрубопроводной деэмульгации нефти, а также
защиты трубопроводов и оборудования от коррозии.
133

134. Блок дозирования реагентов (БДР)

hw.tpu.ru
БЛОК ДОЗИРОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ (БДР)
БДР должны включать в себя:
• блок для подачи химических реагентов
• склад для хранения химических реагентов
Может представлять из себя:
• блок для дозирования и подачи деэмульгаторов
• блок для дозирования и подачи ингибиторов
134

135. Нефтегазосепараторы НГС и НГСВ

hw.tpu.ru
НЕФТЕГАЗОСЕПАРАТОРЫ НГС И НГСВ
• Предназначены для дегазации нефти, отделения жидкости от
попутного газа, сброса воды (НГСВ)
• Применяются в установках сбора и подготовки продукции
нефтяных месторождений
• Устанавливаются на открытом воздухе
135

136. Нефтегазосепараторы НГС и НГСВ

hw.tpu.ru
НЕФТЕГАЗОСЕПАРАТОРЫ НГС И НГСВ
136

137. Размеры НГС и НГСВ

hw.tpu.ru
РАЗМЕРЫ НГС И НГСВ
137

138. Установка предварительного отбора газа (УПОГ)

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОТБОРА ГАЗА (УПОГ)
• Трубный сепаратор -наклонная труба большого диаметра (порядка 1000 мм)
Сочетает простоту технического решения с высокой эффективностью
• Работа ТС основана на принципе стабилизации входящего потока до процесса
сепарации
Позволяет создать режим расслоения потока
138

139. Установка предварительного отбора газа (УПОГ)

hw.tpu.ru
УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОТБОРА ГАЗА (УПОГ)
• Газ с верхней части трубы направляется напрямую в газовый сепаратор, а жидкость подается в
сепаратор газ/нефть
• Устраняются пульсации, снижается образование пены и улучшается стабильность работы
сепараторов.
• Трубные сепараторы часто устанавливаются на входе ДНС и УПСВ.
139

140. Отстойники типа ОГ-200

hw.tpu.ru
ОТСТОЙНИКИ ТИПА ОГ-200
• 1 -корпус, 2-опора подвижная,3 -сборник нефти,4 -маточник входа эмульсии, 5 -пропарочная
линия, 6 -опора неподвижная;
• Штуцеры: А - вход эмульсии; Б - выход нефти; В - выход воды; Г - выход газа; Д - для регулятора; Е
- люк-лаз; Ж - для пропарки; К - дренаж; Л - для предохранительного клапана.
140

141. Нормативно-техническая база

РВС — это аббревиатура, которая расшифровывается как "резервуар
вертикальный стальной". Это емкость, предназначенная для хранения
различных жидких веществ, в частности нефти и нефтепродуктов.
Резервуары
РВС
широко
используются
на
нефтебазах
и
нефтеперерабатывающих заводах благодаря своей прочной конструкции и
высокой надежности.
Документация:
ГОСТ 31385-2023 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные
для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.
«вертикальный цилиндрический стальной резервуар: Наземное
строительное сооружение, предназначенное для приема, хранения,
измерения объема и выдачи жидкости»
hw.tpu.ru
НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ БАЗА

142. Резервуар типа РВС

1 — клапан дыхательный совмещённый КДС,
2 — клапан дыхательный механический КДМ,
3 — клапан аварийный АК,
4 — совмещённый механический дыхательный клапан СМДК,
5 — клапан дыхательный механический КДМ-50,
6 — патрубок вентиляционный ПВ,
7 — люк замерный ЛЗ,
8 — люк монтажный ЛМ,
9 — люк световой ЛС,
10 — генератор пены средней кратности ГПСС,
11 — пробоотборник плавающий резервуарный ПП,
12 — пробоотборник стационарный резервуарный органного типа ПСР ОТ,
13 — пробоотборник стационарный секционный резервуарный ПСР,
14 — механизм управления хлопушкой боковой МУ-1,
15 — механизм управления хлопушкой верхний МУВ,
16 — хлопушка ХП,
17 — приёмораздаточное устройство ПРУ,
18 — кран сифонный КС,
19 — люк-лаз ЛЛ,
20 — приёмораздаточный патрубок ПРП.
hw.tpu.ru
РЕЗЕРВУАР ТИПА РВС

143. Типы резервуаров

hw.tpu.ru
ТИПЫ РЕЗЕРВУАРОВ
1 - стенка;
2 - днище;
3 - стационарная крыша;
4 - дыхательный клапан;
5 - понтон;
6 - уплотняющий затвор;
7 - вентиляционный проем;
8 - ветровое кольцо;
9 - плавающая крыша;
10 - уплотняющий затвор с
погодозащитным козырьком;
11 - катучая лестница
РВС - резервуар
вертикальный стальной
(со стационарной
крышей без понтона);
РВСП - резервуар
вертикальный стальной
(со стационарной
крышей) с понтоном;
РВСПК - резервуар
вертикальный стальной с
плавающей крышей;

144. Геометрические параметры резервуаров

hw.tpu.ru
ГЕОМЕТРИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ РЕЗЕРВУАРОВ

145. Типы резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов

hw.tpu.ru
ТИПЫ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

146. Классификация резервуаров для хранения нефти

По цикличности нагрузки:
Статически нагружаемый резервуар: резервуар, эксплуатирующийся в режиме
хранения продукта с коэффициентом оборачиваемости не более 100 циклов в год.
Циклически нагружаемый резервуар: резервуар, для которого коэффициент
оборачиваемости продукта равен более 100 циклов в год.
По объему хранящегося продукта:
• класс I - резервуары объемом более 50000 м ;
• класс II - резервуары объемом от 20000 включительно до 50000 м включительно, а
также резервуары объемом от 10000 до 50000 м включительно, расположенные
непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;
• класс III - резервуары объемом от 1000 и менее 20000 м ;
• класс IV - резервуары объемом менее 1000 м .
hw.tpu.ru
КЛАССИФИКАЦИЯ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ
НЕФТИ

147. Типы резервуаров

Все вертикальные резервуары РВС делятся на 3 основных
типа:
• Сырьевые. Используются, чтобы хранить обводненную нефть.
• Товарные. Применяются для сохранения обессоленной нефти.
• Технологические. Созданы, для отстоя либо для
предварительного сброса воды.
Также все стальные резервуары разделяют на дополнительные
типы, учитывая строение крышки.
hw.tpu.ru
ТИПЫ РЕЗЕРВУАРОВ

148. РВС с плавающей крышей

Резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей РВСПК
50000 м3 является самым большим резервуаром
эксплуатируемым в ПАО «Транснефть».
hw.tpu.ru
РВС С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ

149. РВС с плавающей крышей

hw.tpu.ru
РВС С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ
Резервуары оснащены:
1. Системой
водоспусков
2. Системой размыва
донных отложений
3. Системой
компенсации нагрузок
на стенку резервуара
4. Автоматической
системой
пожаротушения
5. Системой
электрохимической
защиты
6. Системой измерения
уровня и температуры
нефти

150. РВС с плавающей крышей

• В целях сокращения сокращения потерь нефти на испарение и
сбережение окружающей среды от паров нефти резервуары
оборудованы плавающей крышей с уплотняющим затвором (УЗПКу).
• Главным преимуществом которой по сравнению со стационарной
является уменьшение испарений нефти не менее чем на 90% .
• Масса плавающей крыши со стационарным оборудованием составляет
330 тонн.
hw.tpu.ru
РВС С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ

151. РВС с плавающей крышей

hw.tpu.ru
РВС С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ

152. РВС с плавающей крышей

hw.tpu.ru
РВС С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ
Устройство для размыва и
перемешивания донных
отложений
устанавливается на крышку
патрубка овального или
круглого люков -лазов в
первом поясе стальных
вертикальных
резервуаров. Устройство
оснащено системой
контроля и сигнализации
СКС.

153. Размыв отложений

hw.tpu.ru
РАЗМЫВ ОТЛОЖЕНИЙ

154. РВС с плавающей крышей

Предохранитель огневой - устанавливается с целью предотвращения
попадания искр или пламени внутрь резервуара; устанавливается между
резервуаром и дыхательным или предохранительным клапаном. Состоит
из специальной гофрированной пластинки, которая изготавливаются из
латуни, меди, алюминия или других материалов с высокой
теплоемкостью. В процессе перемещения пламени по такому
предохранителю, находящиеся внутри пластины отнимают тепло у
пылающего газа и, таким образом, охлаждают его на столько, что его
температура становится ниже температуры вспышки, в результате огонь
гаснет
hw.tpu.ru
РВС С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ

155.

hw.tpu.ru
Люка и патрубки предназначены для измерения уровня содержания
подтоварной воды нефти в резервуарах, ремонта, очистки резервуара
Люк замерной
Люк световой
Люк лаз

156. Потери нефти

В резервуаре, содержащей некоторое количество нефти или
нефтепродукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью.
При вытеснении ее поступающим нефтепродуктом происходят потери от
«большого дыхания».
"Малое дыхание" происходит, когда определенная часть жидкого
нефтепродукта переходит из жидкого в газообразное состояние в
результате процесса испарения, что приводит к уменьшению объема,
занимаемого нефтепродуктом, и одновременному увеличению объема
газового пространства.
Потери, возникающие при испарении легких фракций из резервуаров,
подразделяются на три типа: "большое дыхание" составляет 80,2%,
вентиляция ГП - 19,05% и "малое дыхание" - 0,8%.
hw.tpu.ru
ПОТЕРИ НЕФТИ

157. Потери нефти

hw.tpu.ru
ПОТЕРИ НЕФТИ
Газоуравнительная система - совокупность
трубопроводов, соединяющих газовые
пространства резервуаров с испаряющимися
нефтепродуктами.
Достоинства - уменьшает потери нефти на 99,95%
Недостатки - очень дорогостоящий
Газоуравнительная система с газосборником:
1 - резервуар; 2 - дыхательный клапан; 3 - газгольдер; 4 - регулятор
давления; 5 - трубопровод для паровоздушной смеси; 6 конденсаторопровод; 7 - насос для откачки конденсата; 8 конденсатосборник; 9 - транспортная емкость
157

158. Потери нефти

hw.tpu.ru
ПОТЕРИ НЕФТИ
Окрашивание резервуара обеспечивает необходимую защиту
резервуара от солнечных лучей.
Достоинства- дешевизна
Недостатки – чувствительность к
осадкам
Изменение условий хранения- обеспечивает
необходимую тепловую защиту.
Достоинства- стабильность
Недостатки – обслуживание
158

159. Требования к размещению и компоновке резервуаров и оборудования

Схема расположения резервуаров в обваловании, а также отдельных
резервуаров в резервуарном парке зависят от следующих
параметров:
• категории резервуарного парка;
• объема резервуара;
• технологической схемы парка;
• очередности строительства резервуаров;
• рельефа местности и планировочного решения парка в целом;
• других местных условий.
hw.tpu.ru
ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ И КОМПОНОВКЕ РЕЗЕРВУАРОВ И ОБОРУДОВАНИЯ

160. Резервуарный парк

hw.tpu.ru
РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК

161. Строительство резервуаров

• Основание резервуара: Грунтовая подушка или бетонный фундамент, на
который устанавливается резервуар.
• Фундамент резервуара: Часть резервуара, которая служит для передачи
нагрузки от резервуара на основание.
• Окрайки днища резервуара (кольцевые окрайки): Листы днища,
располагаемые по периметру центральной части в зоне опирания стенки,
замкнутые в кольцо.
• Свайный фундамент: Фундамент, в котором для передачи нагрузки от
резервуара на грунт используют сваи. Состоит из свай и объединяющего их
ростверка.
• Ростверк: Распределительная балка или плита, объединяющая поверху группы
или ряды свай.
• Осадки основания: Вертикальные перемещения поверхности основания в
результате деформаций грунтовой подушки и подстилающего ее грунтового
массива.
hw.tpu.ru
СТРОИТЕЛЬСТВО РЕЗЕРВУАРОВ

162. Фундамент

hw.tpu.ru
ФУНДАМЕНТ
Фундамент — это
часть сооружения,
передающая
нагрузку от веса
сооружения на
грунты основания
и
распределяющая
эту нагрузку на
такую площадь
основания, при
которой давления
по подошве не
превышают
расчетных.

163. Фундамент

hw.tpu.ru
ФУНДАМЕНТ
• Диаметр свай – 325х9
мм;
• Количество свай: 717
шт.;
• Длина свай – от
15,07м до 16,57м;
• Термостабилизаторы
грунта 688 шт.

164. Монтаж резервуаров РВС полистовой сборкой

При полистовом способе монтажа плоские (листы днища, настила каркаса крыш) или
вальцованные элементы (листы стенки) собираются с помощью подъемных сооружений
(кранов) и свариваются на строительной площадке между собой встык или внахлест с
помощью механизированной или автоматической сварки под слоем флюса, ручной
дуговой.
hw.tpu.ru
МОНТАЖ РЕЗЕРВУАРОВ РВС ПОЛИСТОВОЙ СБОРКОЙ

165. Монтаж резервуаров РВС полистовой сборкой

hw.tpu.ru
МОНТАЖ РЕЗЕРВУАРОВ РВС ПОЛИСТОВОЙ СБОРКОЙ

166. Монтаж резервуаров РВС рулонированием

Рулонный способ
предусматривает
разворачивание и монтаж
полотнищ центральной части
днища, стенки и самонесущей
конической крыши, сваренных из
листов и свернутых заводомизготовителем в рулон, с
помощью подъемных
сооружений (кранов) и
тракторов.
hw.tpu.ru
МОНТАЖ РЕЗЕРВУАРОВ РВС РУЛОНИРОВАНИЕМ

167. Понтоны

hw.tpu.ru
ПОНТОНЫ

168. Понтоны

Многослойный понтон, включающий металлическую мембрану, покрытую слоем пенополиуретана
толщиной не менее 40 мм с металлической или полиуретановой обшивкой
hw.tpu.ru
ПОНТОНЫ

169. Испытаная резервуара

hw.tpu.ru
ИСПЫТАНАЯ РЕЗЕРВУАРА

170. Очистка РВС

Технологический процесс очистки резервуара может включать следующие
операции:
• откачку нефти и размыв донных отложений системами в соответствии с
инструкцией по их эксплуатации;
• откачку до минимально возможного уровня;
• подготовку донного осадка к откачке из резервуара, контроль качества
продукта и откачку его в соответствии с ППР;
• дегазацию резервуара до значений ПДВК при соблюдении предельного
уровня загазованности каре резервуара не более 20 % НКПР;
• очистку резервуара в соответствии с ППР;
• дегазацию резервуара до значений ПДК;
• контроль качества очистки;
• утилизацию осадка.
hw.tpu.ru
ОЧИСТКА РВС

171. Очистка РВС

Способы очистки резервуаров и емкостей подразделяются на три вида: ручной, механический
(механизированный) и химико-механизированный способ очистки с применением моющих
средств.
При ручном способе очистки емкость после удаления твердых остатков пропаривают, промывают
горячей 30–50 ºС водой из пожарного ствола при давлении 0,2–0,3 МПа. Промывочную воду с
оставшимся нефтешламом откачивают насосом.
При механизированном способе очистки загрязненную поверхность отмывают горячей или
холодной водой, подаваемой под давлением через специальные моечные машинки –
гидромониторы.
hw.tpu.ru
ОЧИСТКА РВС

172. Расчет объема РВС

hw.tpu.ru
РАСЧЕТ ОБЪЕМА РВС
• На ДНС
Суммарный объем аварийных резервуаров типа РВС должен приниматься
из расчета 8-12 часового запаса поступающей жидкости (.
• На УПСВ
Суммарный объем резервуаров-отстойников (типа PBС) определяется
исходя из рекомендаций по времени пребывания 8-16 часов.
• На УПН
а) для сырья -суточный объем, поступающий на установку подготовки
нефти;
б) для товарной нефти -объем суточной производительности УПН по
товарной нефти при трубопроводном транспорте;
172

173. Измерение количества продукции скважин

hw.tpu.ru
ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
Блочные автоматизированные групповые замерные установки
типа «Спутник-А» предназначены для периодического определения
в автоматическом режиме дебитов нефтяных скважин по жидкости и
контроля за их подачей.
В шифровке установок первая цифра обозначает рабочее
давление в кгс/см2, на которое рассчитана установка; вторая - число
подключенных к групповой установке скважин; третья - наибольший
измеряемый дебит в м3/сут.
Спутник А состоит из двух блоков:
1) Замерно-сепарационного блока
2) Блока управления.
173

174. Измерение количества продукции скважин

hw.tpu.ru
ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
174

175. Измерение количества продукции скважин

hw.tpu.ru
ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
175

176. Автоматизированная групповая замерная установка

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ГРУППОВАЯ ЗАМЕРНАЯ УСТАНОВКА
hw.tpu.ru
Нефть, газ и вода под давлением до 1,5 — 3 МПа из скважин 1 по выкидным трубам диаметром 75 — 150 мм,
длиной 0,8 — 4 км направляются в автоматизированные групповые замерные установки 2, где происходит
отделение газа и жидкости и автоматическое поскважинное измерение жидкости и газа.
176

177. Классификация трубопроводов

hw.tpu.ru
КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
По своему назначению трубопроводы делятся на следующие группы:
• внутренние – соединяют различные установки на промыслах (внутрепромысловые),
нефтегазоперерабатывающих заводах и газонефтехранилищах. Режим работы
определяется регламентом работы промысла или завода.
• местные – по сравнению с внутренними трубопроводами имеют большую
протяженность и соединяют нефтегазопромыслы (межпромысловые) или
нефтегазоперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального
трубопровода. Режим работы определяется регламентом поставок нефтегазопродуктов.
177

178. Классификация трубопроводов

hw.tpu.ru
КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
• магистральные – характеризуются большой протяженностью, высокой пропускной
способностью и соединяют поставщика нефтегазопродуктов с потребителем. В связи с большой
протяженностью перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по
трассе. Режим работы трубопроводов – непрерывный (кратковременные остановки носят
случайный характер или связаны с ремонтно-восстановительными работами).
• технологические – характеризуются малой протяженностью и служат для обеспечения
работоспособности в заданных режимах технологических установок перекачивающих станций
магистральных трубопроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз. Режим работы определяется
технологическим регламентом оборудования.
178

179. Классификация технологических трубопроводов

hw.tpu.ru
КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ
• по роду транспортируемого вещества на газопроводы, паропроводы, водопроводы,
конденсатопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы и другие.
• по материалу на металлические, неметаллические и футерованные. К металлическим относят стальные (изготовленные из
углеродистой, легированной и высоко легированной стали), медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые,
чугунные, биметаллические. К неметаллическим относят полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные. К
футерованным относят трубопроводы с поверхностями покрытыми резиной, полиэтиленом, фторопластом или
эмалированные.
по условному давлению транспортируемого вещества на вакуумные (ниже 0,1 МПа), высокого давления (более 10 МПа),
низкого давления (до 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.
• по температуре транспортируемого вещества на холодные (температура ниже 0 град С), нормальные (от 1 град С до 45
град С) и горячие (от 46 град С и выше).
179

180.

hw.tpu.ru
• По назначению:
выкидные линии – транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;
нефтегазосборные коллекторы – расположены от ГЗУ до ДНС;
нефтесборные коллекторы – расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);
газосборные коллекторы – транспортируют газ от пункта сепарации до компрессорной
станции.
• По величине напора:
высоконапорные — выше 2.5 МПа;
средненапорные — 1.6 – 2.5 МПа;
низконапорные — до 1.6 МПа;
безнапорные (самотечные).
180

181.

hw.tpu.ru
• По типу укладки:
подземные;
наземные;
надземные;
подвесные;
подводные.
• По гидравлической схеме:
простые, то есть не имеющие ответвлений;
сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого
диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.
• По характеру заполнения сечения:
трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;
трубопроводы с неполным заполнением сечения.
181

182. Классификация технологических трубопроводов

hw.tpu.ru
КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ
• по степени агрессивности транспортируемого вещества на трубопроводы для неагрессивных, мало
агрессивных, средне агрессивных сред.
• по месторасположению на внутрицеховые и межцеховые. Внутрицеховые соединяют отдельные аппараты и
машины в пределах одной технической установки и размещаются внутри здания или на открытой площадке,
имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварочных соединений. По
конструктивным особенностям могут быть обвязочные и распределительные. Межцеховые соединяют
отдельные технологические установки, аппараты и емкости, находящиеся в разных цехах, характеризуются
довольно длинными прямыми участками (длиной донескольких сот метров) со сравнительно небольшим
количеством деталей, арматуры и сварных соединений.
• по степени воздействия на организм человека вредных веществ на 4 класса опасности (ГОСТ 12.1.005-76 и
ГОСТ 12.1.007-76): 1– чрезвычайно опасные, 2 – высокоопасные, 3 – умеренно опасные, 4 – малоопасные.
182

183. Прокладка трубопроводов

hw.tpu.ru
ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ
а – прямоугольная форма траншеи; б – трапециидальная форма траншеи; в – смешанная
форма траншеи; г – укладка с седловидными пригрузами; д – укладка с использованием
винтовых анкеров для закрепления против всплытия; е – укладка в обсыпке из
гидрофобизированных грунтов
а)
б)
в)
г)
д)
е)
183

184. Прокладка трубопроводов

hw.tpu.ru
ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ
а – повышенной устойчивости с обсыпкой минеральным грунтом; б – повышенной устойчивости с
обсыпкой гидрофобизированным грунтом; в – в насыпи с обсыпкой минеральным грунтом; г – в
насыпи с обсыпкой гидрофобизированным грунтом
а)
б)
в)
г)
184

185. Трубы для промысловых трубопроводов

hw.tpu.ru
ТРУБЫ ДЛЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
По способу изготовления:
бесшовные:
а) горячедеформированные;
б) горячекатанные;
в) горячепрессованные;
г) холоднодеформированные;
д) холоднокатанные;
е) холоднотянутые;
сварные:
а) прямошовные;
б) спиральношовные;
в) многослойные.
185

186. Трубы для промысловых трубопроводов

hw.tpu.ru
ТРУБЫ ДЛЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
По размерам:
• малого диаметра: 57 — 426 мм;
• большого диаметра: 530— 1420 мм.
Наиболее часто применяются трубы диаметром: 159; 219; 273; 325; 377; 426; 530; 720; 820;
1020; 1220; 1420.
По назначению (в зависимости от условий эксплуатации) трубы делятся на три группы:
• из малоуглеродистых сталей с пределом прочности до 490 МПа, предназначены для
эксплуатации при t > 0 °С и р < 5,4 МПа, строительство трубопроводов из таких труб можно
выполнять при t > минус 40 °С;
• из малоуглеродистых низколегированных сталей с пределом прочности 490 - 540 МПа,
предназначены для эксплуатации в северных районах страны при t > минус 40 °С и р < 5,4 МПа;
• из низколегированных сталей с пределом прочности выше 540 МПа, предназначены для
эксплуатации и строительства трубопроводов при t > минус 60 °С и р < 9,8 МПа.
186

187. Трубы для промысловых трубопроводов

Изготовление трубопроводов
hw.tpu.ru
ТРУБЫ ДЛЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
187

188. Неметаллические трубы

hw.tpu.ru
НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ТРУБЫ
Пластмассовые трубы
Материалы
пластмассовых труб
Поливинилхлорид
Полиэтилен
Полибутен
Полипропил
ен
Полиолефины
ПВХ
ПВХ
хлорированный
Фторопласт
Политетрафторэтилен
Политрифторхлорэтилен
Поливинилиденфторид
188

189. Неметаллические трубы

hw.tpu.ru
НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ТРУБЫ
Стеклопластиковые трубы
Стеклопластик — это композиционный материал, состоящий из
стекловолокнистого
наполнителя
(выполняющего
роль
упрочняющего, армирующего компонента) и полимерного
связывающего (равномерно распределяющего нагрузки между
стеклянными волокнами, склеивая их, и придающего всей
композиции жесткость).
Наиболее целесообразны для газонефтепроводов:
• трубы с наполнителем в виде предварительно формованного
короткого стекловолокна или стекломатов;
• трубы с комбинированным наполнителем из стеклоленты,
стеклонитей или прядей различной их ориентации по слоям стенки
трубы, а также в сочетании с лентами или трубами из термопластов
— бипластмассовые трубы.
189

190. Неметаллические трубы

hw.tpu.ru
НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ТРУБЫ
Полимерметаллические многослойные и комбинированные трубы
Основным ограничивающим фактором более широкого применения труб из
термопластов является низкое рабочее давление (до 1,6 МПа). Повышение несущей
способности пластмассовых труб за счет армирования позволяет значительно расширить
их область применения в нефтегазодобывающей отрасли.
Разработаны и внедряются три вида труб:
• Металлопластиковые трубы (МПТ);
• Коррозионностойкие гибкие трубы (КГТ);
• Стальные трубы футерованные полиэтиленом.
190

191. Неметаллические трубы

hw.tpu.ru
НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ТРУБЫ
Металлопластиковые трубы:
МПТ представляют собой трубы из термопластичных материалов,
армированные сварным сетчатым каркасом из проволоки. Каркас из
низколегированной стали обыкновенного качества воспринимает
механические нагрузки. Полиэтилен высокой плотности обладает
хорошими антикоррозионными свойствами.
Максимальный внутренний диаметр составляет 300, толщина стенки 31
мм, рабочее давление — до 6,3 МПа.
191

192. Неметаллические трубы

hw.tpu.ru
НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ТРУБЫ
Коррозионностойкие гибкие трубы (КГТ):
КГТ — трубы, изготавливаемые из нескольких слоев с целью
обеспечения гибкости, прочности и коррозионной стойкости трубы.
Гибкость и большая строительная длина труб позволяет существенно
снизить затраты времени и труда, изменить монтаж трубопроводов сведя
его к простому выматыванию гибкой трубы с барабана.
192

193. Защитные покрытия трубопроводов

hw.tpu.ru
ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
193

194. Виды коррозионных повреждений

hw.tpu.ru
ВИДЫ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Общая коррозия
194

195. Виды коррозионных повреждений

hw.tpu.ru
ВИДЫ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Язвенная коррозия
195

196. Виды коррозионных повреждений

hw.tpu.ru
ВИДЫ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Питтинговая коррозия
196

197. Виды коррозионных повреждений

hw.tpu.ru
ВИДЫ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Щелевая коррозия
197

198. Виды коррозионных повреждений

hw.tpu.ru
ВИДЫ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Коррозионное растрескивание
198

199. Методы защиты от коррозии

hw.tpu.ru
МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ
Основной метод защиты от коррозии – защита полимерными изоляционными
материалами.
Битумно-мастичные покрытия представляли собой композиции на основе нефтяных
битумов (БНИ-IV-3, БНИ-IV, БНИ-V и др.), в которые вводили наполнители и пластификаторы (в
настоящее время используются при проведении ремонтных работ).
Полимерные ленты - в качестве
конструкционных
материалов
и
изоляционных покрытий, как правило,
используют
синтетические
высокомолекулярные полимеры, то есть
полимеры, полученные искусственным
путем с молярной массой более 500
г/моль.
199

200. Электрохимическая защита трубопроводов

hw.tpu.ru
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ
Сущность электрохимической защиты вообще заключается в подавлении анодного
процесса за счет искусственной поляризации (анодной или катодной) металла защищаемой
конструкции от внешнего источника.
Опытные данные показывают, что скорость коррозии минимальна при значении
наложенного потенциала минус 0,85В (по МСЭ). При этом коррозионный процесс удается
подавить на 80−85 % при отсутствии факторов, существенно повышающих агрессивность
грунта. Этот потенциал принят в России в качестве минимального защитного потенциала.
Схема катодной защиты
трубопровода:
1 – станция катодной защиты, 2 –
защищаемый трубопровод, 3 – анодные
заземления, 4 – соединительные провода,
5 – грунт.
200

201. Катодная защита

hw.tpu.ru
КАТОДНАЯ ЗАЩИТА
201

202. Протекторная защита

hw.tpu.ru
ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА
Схема установки протекторной защиты:
1 – протектор, 2 – стальной сердечник, 3 – активатор,
4 – хлопчатобумажный мешок, 5 – соединительные
провода, 6 – контрольно-измерительная колонка, 7 –
защищаемый трубопровод
Конструкция протектора МП10У:
1 – хлопчатобумажный мешок, 2 –
соединительный кабель, 3 – протектор
МП10, 4 – центрирующие прокладки,
5 – активатор
202

203. Классификация компрессорного оборудования

hw.tpu.ru
КЛАССИФИКАЦИЯ КОМПРЕССОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Объемные компрессоры:
• Поршневые
• Роторные
• Винтовые компрессоры
• Пластинчато-роторные
Динамические компрессоры:
• Турбокомпрессоры
203

204. Поршневые компрессоры

hw.tpu.ru
ПОРШНЕВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
Поршневые компрессоры – характеризуются возвратно-поступательным
движением поршня в цилиндре и принужденным сжатием газа вследствие
уменьшения объема рабочей камеры.
204

205. Поршневые компрессоры

hw.tpu.ru
ПОРШНЕВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
4
Давление
3
1
2
Объем
205

206. Поршневые компрессоры

hw.tpu.ru
ПОРШНЕВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
206

207. Роторные компрессоры

hw.tpu.ru
РОТОРНЫЕ КОМПРЕССОРЫ
Роторные
компрессоры
–
характеризуются
вращением ротора и принужденным сжатием газа.
непрерывным
207

208. Роторные компрессоры

hw.tpu.ru
РОТОРНЫЕ КОМПРЕССОРЫ
208

209. Винтовые компрессоры

hw.tpu.ru
ВИНТОВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
Типовая конструкция компрессора сухого сжатия, работает без подачи масла в рабочую
полость. Компрессор имеет два винтовых ротора. Ведущий ротор с выпуклой нарезкой
соединён непосредственно или через зубчатую передачу с двигателем. На ведомом роторе
нарезка с вогнутыми впадинами.
209

210. Винтовые компрессоры

hw.tpu.ru
ВИНТОВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
210

211. Винтовые компрессоры

hw.tpu.ru
ВИНТОВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
211

212. Динамические компрессоры

hw.tpu.ru
ДИНАМИЧЕСКИЕ КОМПРЕССОРЫ
Центробежные компрессоры (турбокомпрессоры) – характеризуются непрерывным
действием вращающегося рабочего колеса и сжатием газа под действием инерционных
сил без принудительного сжатия.
212

213. Динамические компрессоры

hw.tpu.ru
ДИНАМИЧЕСКИЕ КОМПРЕССОРЫ
213

214. Осложнения при эксплуатации центробежных компрессорных установок

hw.tpu.ru
ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ
УСТАНОВОК
Помпаж это неустойчивая работа компрессора, вентилятора или насоса,
характеризуемая резкими колебаниями напора и расхода перекачиваемой среды.
Помпаж возможен для всех компрессоров кинетического сжатия (осевых,
центробежных). При помпаже резко ухудшается аэродинамика проточной части,
компрессор не может создавать требуемый напор, при этом, давление за ним на
некоторое время остаётся высоким. В результате происходит обратный проброс газа.
Давление за компрессором уменьшается, он снова развивает напор, но при
отсутствии расхода напор резко падает, ситуация повторяется. При помпаже вся
конструкция испытывает большие динамические нагрузки, которые могут привести к
её разрушению.
214

215. Общие сведения

Насос – гидравлическая машина, которая преобразует механическую энергию двигателя в
энергию перемещаемой жидкости, повышая ее давление. Разность давлений жидкости в
насосе и в трубопроводе обуславливает ее перемещение.
Производительность (подача, расход) – объем среды, перекачиваемый насосом в
единицу времени. Обозначается буквой Q и имеет размерность м3/час, л/сек, и т.д. В
величину расхода входит только фактический объем перемещаемой жидкости без учета
обратных утечек.
Напор – энергия, сообщаемая насосом перекачиваемой среде, отнесенная к единице
массы перекачиваемой среды. Обозначается буквой H и имеет размерность метры. Стоит
уточнить, что напор не является геометрической характеристикой и не является высотой,
на которую насос может поднять перекачиваемую среду.
Для различных типов насосов расчет этих характеристик может отличаться, что связано с
различиями в их конструкции и принципах действия.
hw.tpu.ru
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

216. Напор насоса

Напор не является геометрической характеристикой и не может отождествляться
с высотой, на которую необходимо поднять перекачиваемую жидкость!!!
Общая формула расчета напора (диаметры всасывающего и нагнетающего
патрубком приняты одинаковыми):
H = (p2-p1)/(ρ·g) + Hг + hп
H – напор, м
p1 – давление в заборной емкости, Па
p2 – давление в приемной емкости, Па
ρ – плотность перекачиваемой среды, кг/м3
g – ускорение свободного падения, м/с2
Hг – геометрическая высота подъема перекачиваемой среды, м
hп – суммарные потери напора, м
hw.tpu.ru
НАПОР НАСОСА

217. Предельная высота всасывания (центробежный насос)

Геометрическая высота всасывания:
hг = (P0-P1)/(ρ·g) - hсв - w²/(2·g) - σ·H
hГ – геометрическая высота всасывания, м
P0 – давление в заборной емкости, Па
P1 – давление на лопатках рабочего колеса, Па
ρ – плотность перекачиваемой среды, кг/м3
g – ускорение свободного падения, м/с2
hсв – потери на преодоление гидравлических сопротивлений во
всасывающем трубопроводе, м
w²/(2·g) – скоростной напор во всасывающем трубопроводе, м
σ·H – потери на добавочное сопротивление,
пропорциональное напору, м
где σ – коэффициент кавитации, H – создаваемый насосом
напор
hw.tpu.ru
ПРЕДЕЛЬНАЯ ВЫСОТА ВСАСЫВАНИЯ (ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НАСОС)

218. Классификация насосного оборудования

hw.tpu.ru
КЛАССИФИКАЦИЯ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

219. Классификация насосного оборудования

Объемные насосы:
Пластинчатые насосы
Винтовые насосы
Поршневые насосы
Мембранные насосы
Шестеренчатые насосы
Динамические насосы:
Лопастные насосы
Насосы терния
Вихревые насосы:
Струйные насосы
hw.tpu.ru
КЛАССИФИКАЦИЯ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

220. Пластинчатые насосы

Пластинчатая гидромашина — роторная объёмная гидромашина, вытеснителями в которой
являются две и более пластин (шиберов)
hw.tpu.ru
ПЛАСТИНЧАТЫЕ НАСОСЫ

221. Пластинчатые насосы

hw.tpu.ru
ПЛАСТИНЧАТЫЕ НАСОСЫ

222. Винтовые насосы

Винтовой или шнековый насос — насос, в котором создание напора нагнетаемой жидкости
осуществляется за счёт вытеснения жидкости одним или несколькими винтовыми металлическими
роторами, вращающимися внутри статора соответствующей формы.
hw.tpu.ru
ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

223. Винтовые насосы

Основными составляющими механической части винтового насоса можно считать ротор (1), статор
(2), вход/выход насоса с резьбовым соединением (3), корпус подшипников (4), механическое
уплотнение (5) и карданное соединение (6). Все эти детали последовательно соединены друг с
другом и находятся внутри специальных опор (7).
hw.tpu.ru
ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

224. Винтовые насосы

Двухвальный винтовой насос
hw.tpu.ru
ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

225. Поршневые насосы

Поршневой насос (плунжерный насос) — один из видов объёмных гидромашин, в котором
вытеснителями являются один или несколько поршней (плунжеров), совершающих возвратнопоступательное движение
hw.tpu.ru
ПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ

226. Поршневые насосы

hw.tpu.ru
ПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ

227. Мембранные насосы

Мембранный насос, диафрагменный насос, диафрагмовый насос — объёмный насос, рабочий
орган которого — гибкая пластина (диафрагма, мембрана), закреплённая по краям; пластина изгибается
под действием рычажного механизма (механический привод) или в результате изменения давления
воздуха (пневматический привод) или жидкости (гидравлический привод), выполняя функцию,
эквивалентную функции поршня в поршневом насосе
hw.tpu.ru
МЕМБРАННЫЕ НАСОСЫ

228. Шестеренчатые насосы

являются видом гидравлического оборудования, которые
работают с вязкими жидкостями: от чистой воды до битумов, смол и мазута. За счет
прочной конструкции и высокой производительности модели равномерно перекачивают
продукты.
hw.tpu.ru
ШЕСТЕРЕНЧАТЫЕ НАСОСЫ

229. Центробежные насосы

Центробежный насос — насос, в котором движение жидкости и необходимый напор создаются
за счёт центробежной силы, возникающей при воздействии лопастей рабочего колеса на жидкость.
hw.tpu.ru
ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ

230. Характеристика насоса

Производители насосной техники под характеристикой насоса подразумевают графическую
кривую, отображающую взаимосвязь между создаваемым напором и подачей рабочей среды.
hw.tpu.ru
ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСА

231. Осложнения при эксплуатации центробежных насосных установок

Кавитация это процесс парообразования и последующей конденсации пузырьков
пара в потоке жидкости, сопровождающийся шумом и гидравлическими ударами,
образование в жидкости полостей (кавитационных пузырьков, или каверн),
заполненных паром самой жидкости, в которой возникает.
hw.tpu.ru
ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

232. Струйные насосы

Струйный насос — устройство для нагнетания (инжектор) или отсасывания (эжектор) жидких
или газообразных веществ, транспортирования гидросмесей (гидроэлеватор), действие которого
основано на увлечении нагнетаемого (откачиваемого) вещества струёй жидкости, пара или газа
(соответственно различают жидкоструйные, пароструйные и газоструйные насосы)
hw.tpu.ru
СТРУЙНЫЕ НАСОСЫ

233. Вихревые насосы

— динамические насосы, жидкость в которых перемещается по периферии
рабочего колеса в тангенциальном направлении. Преобразование механической энергии привода в
потенциальную энергию потока (напор) происходит за счёт множественных вихрей, возбуждаемых
лопастным колесом в рабочем канале насоса.
hw.tpu.ru
ВИХРЕВЫЕ НАСОСЫ

234. Диагностика динамического оборудования

Диагностика динамического оборудования:
Вибродиагностика
Трибодиагностика
Неразрушающий контроль целостности сварных соединений
Акустическая диагностика
hw.tpu.ru
ДИАГНОСТИКА ДИНАМИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

235. Вибродиагностика

ГОСТ ИСО 10816-1-97 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам
измерений вибрации на невращающихся частях.
Вибрация - совокупность методов и средств возбуждения, полезного
применения и измерения вибрации, вибрационной диагностики, вибрационной
защиты и вибрационных испытаний.
Вибрационная машина - машина, исполнительному органу которой
сообщают вибрацию для осуществления или интенсификации выполняемого
процесса или повышения качества выполняемой работы.
Вибрационная диагностика - техническая диагностика, основанная на
анализе вибрации объекта диагностирования
hw.tpu.ru
ВИБРОДИАГНОСТИКА

236. Точки измерения вибрации

Измерения следует проводить на подшипниках, корпусах подшипников или других элементах
конструкции, которые в максимальной степени реагируют на динамические силы и характеризуют
общее вибрационное состояние машины.
hw.tpu.ru
ТОЧКИ ИЗМЕРЕНИЯ ВИБРАЦИИ

237. Зоны вибрационного состояния

Зона А - В эту зону попадают, как правило, новые машины, только что введенные в эксплуатацию.
Зона В - Машины, попадающие в эту зону, обычно считают пригодными для дальнейшей эксплуатации без
ограничения сроков.
Зона С - Машины, попадающие в эту зону, обычно рассматривают как непригодные для длительной
непрерывной эксплуатации. Обычно данные машины могут функционировать ограниченный период
времени, пока не появится подходящая возможность для проведения ремонтных работ.
Зона D - Уровни вибрации в данной зоне обычно рассматривают как достаточно серьезные, для того чтобы
вызвать повреждение машины.
«Числовые значения границ упомянутых зон не предназначены служить в качестве технических условий
при приемочных испытаниях, это является предметом соглашения между производителем машины и
потребителем.»
hw.tpu.ru
ЗОНЫ ВИБРАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ

238. Зоны вибрационного состояния

Общий вид кривых для критерия на основе среднего квадратического значения
виброскорости
hw.tpu.ru
ЗОНЫ ВИБРАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ

239. Акустическая диагностика

ГОСТ Р ИСО 22096-2015 Контроль состояния и диагностика машин. Метод акустической
эмиссии.
Акустическая эмиссия (контроль состояния машин) (acoustic emission): Класс явлений,
приводящих к появлению распространяющихся по конструкции или в среде (жидкостях,
газах) волн вследствие быстропротекающих процессов высвобождения энергии из
локализованных источников внутри или на поверхности материала.
hw.tpu.ru
АКУСТИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА

240. Акустическая диагностика

hw.tpu.ru
АКУСТИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА
Неисправности
Тип нашим
Дефекты подшипников
Истирание
уплотнений
+
Электрогенераторы
+
+
+
+
+
+
Компрессоры
+
+
Насосы
Коробки парадач
Электродвигатели
Паровые турбины
Газовые турбины
Износ
+
+
+
+
+
Загрязнение
/уменьшени
Несоосность
е
Смазки
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Дефекты
установки
Процессы
утечки.
изменения
рабочих
характеристик)
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+

241. Акустическая диагностика

Основная цель анализа состоит в установлении связи между акустико-эмиссионными
характеристиками и условиями работы машины, измерении отклонений от базовой линии для
идентификации состояния машины.
Критериями, применяемыми при контроле состояния машин методом акустической
эмиссии, могут быть следующие:
• повышение со временем активности источников акустической эмиссии;
• значения акустико-эмиссионных характеристик в установившемся режиме работы машины;
• появление в сигнале акустической эмиссии характерных особенностей, отсутствующих в
случае хорошего технического состояния машины:
• специальные инструментальные критерии, определяемые изготовителем средств
измерений;
• наличие амплитудной модуляции сигнала акустической эмиссии с частотой, характерной для
данного дефекта.
hw.tpu.ru
АКУСТИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА

242. Неразрушающий контроль

Неразрушающий контроль, в зависимости от физических явлений, положенных в его
основу, подразделяется на виды:
• магнитный,
• электрический,
• вихретоковый,
• радиоволновой,
• тепловой,
• оптический,
• радиационный,
• акустический,
• проникающими веществами.
ГОСТ 18353-79. Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов
hw.tpu.ru
НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ

243. Трибодиагностика

- анализ состава масла (продуктов износа, окисления и загрязнения
сторонними веществами).
Анализ проб масла позволяет определить концентрацию в нем того или иного элемента, из
которого сделаны детали механизма, подвергающиеся трению. Зная эту величину, определяют
усредненный износ соответствующей детали и делают вывод о необходимости проведения
ремонтных работ.
Трибодиагностика – это перспективный превентивный метод оценки состояния машинного
оборудования, дающий достоверные данные о его рабочем состоянии и степени износа.
hw.tpu.ru
ТРИБОДИАГНОСТИКА

244. Основное уравнение теплопередачи

hw.tpu.ru
ОСНОВНОЕ УРАВНЕНИЕ ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ
Тепловой поток или количество тепла переносимое во время процесса можно определить с помощью
основного уравнения теплообмена, выражающее связь между тепловым потоком Q (Дж/с, Вт) и поверхностью
теплообмена F (м2).
Q = K · F · Δt
[Дж/с] = [Вт/(м2 К)] · [м2] ·[К]
К — коэффициент теплопередачи, определяющий среднюю скорость передачи тепла вдоль всей поверхности
теплообмена, Вт/(м2 К); ∆t — средняя разность температур между теплоносителями, определяющая среднюю
движущую силу процесса теплопередачи, °С.
244

245. Коэффициент теплопередачи

hw.tpu.ru
КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ
dQ = K · dF · Δt
K
1
1
α 1
δ i
1
λi α 2
α - коэф ф иц и ент
тепл оо тд ачи
λ - коэф ф иц и ент
тепл опр овод ности
δ - то л щ ина сте нки
245

246. Коэффициент теплопередачи

hw.tpu.ru
КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ
Материал теплообменника
Коэффициент теплопроводности при 93 °С,
Вт/(м К)
Медь
386
Алюминий
173
Латунь
121
Низкоуглеродистая сталь
43
Кремниевая бронза
26
Нержавеющая сталь (18 Cr – 8 Ni)
14
90 Cu – 10 Ni
52
70 Cu – 30 Ni
31
Монель
26
Титан
17
246

247. Диаграммы температура – поверхность теплопередачи

hw.tpu.ru
ДИАГРАММЫ ТЕМПЕРАТУРА – ПОВЕРХНОСТЬ ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ
dQ = K · dF · Δt
247

248.

hw.tpu.ru
Трубное пространство
Межтрубное пространство
Кожух
Теплообменники кожухотрубчатые
Теплоноситель
Теплоноситель
Балластная
вода
Теплоноситель
Балластная
вода
Балластная
вода
Теплоноситель
Балластная
вода
248

249.

Подогрев балластной воды
hw.tpu.ru
Теплообменники кожухотрубчатые
Теплоноситель
Теплоноситель
Балластная
вода
Балластная
вода
249

250.

hw.tpu.ru
Нагреватели
Холодильники
Кипятильники
Конденсаторы
Испарители

251.

hw.tpu.ru

252.

hw.tpu.ru

253. Кожухотрубные теплообменники

Большой ассортимент
теплоносителей
Высокая производительность
Высокий коэффициент
теплопередачи
Сложность очистки
межтрубного пространства
Необходимость компенсации
температурных удлинений
hw.tpu.ru
КОЖУХОТРУБНЫЕ ТЕПЛООБМЕННИКИ

254.

hw.tpu.ru
Одноходовый
теплообменник
прямоточный
противоточный

255.

hw.tpu.ru
Многоходовые
теплообменники
смешанный ток

256.

hw.tpu.ru
А, К –
Жесткое
крепление
Б, В, Ж –
Полужесткое
крепление
Г, Д, Е, З, И – Нежесткое
крепление

257.

hw.tpu.ru

258.

hw.tpu.ru

259. Расположение труб в трубной решетке

hw.tpu.ru
• По сторонам шестиугольников
• По сторонам квадратов
- коридорное расположение
- шахматное расположение
• По окружностям