КДФТ принцип работы

Комплектация

Трубные концевые делители фаз (КДФТ)

Трубные концевые делители фаз (КДФТ)

Концевые делители фаз трубные автоматизированные (КДФТ-А) предназначены для предварительного обезвоживания нефти до содержания в ней воды не более 0,5÷5,0% и могут входить в состав УПСВ или поставляться отдельно в качестве входной ступени обезвоживания УПН.

Общий вид

Характеристики

Расчетная производительность, м 3 /сут:

— по жидкости, м 3 /сут

— по нефти, м 3 /сут

— по газу, млн.нм з /сут

Расчетное давление, МПа

Содержание воды в нефти, % масс.:

Содержание в подготовленной воде, мг/л:

Температура рабочей среды, 0 С

Температура окружающей среды, 0 С

Технические данные

В состав концевых делителей фаз трубных (КДФТ-А) входят следующие узлы и оборудование:

  • узел предварительного отбора газа (УПОГ), предназначенный для отбора отделившегося свободного газа в подводящем коллекторе;
  • наклонные трубные секции (1, 2 или 4) в зависимости от производительности, предназ-наченные для отделения воды от нефти и ее дегазации;
  • внутренние полочные коалесцеры-осадители в нижней части секции, предназначенные для доочистки воды от механических примесей и нефти.
  • Система автоматизации КДФТ-А состоит из двух уровней:
  • нижний уровень – контрольно-измерительные приборы (КИП) и контроллеры, объединенные в распределенную сеть локального контроля и управления;
  • верхний уровень – автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (контроллер), расположенное в операторной.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А приведен в таблице 2.

Размеры КДФТ-А и их технологический объем определяются в зависимости от производительности по жидкости, физико-химических свойств нефти, пластовой воды, режима работы и требований к качеству конечной продукции на основании проведенных иссле-дований агрегатированной устойчивости водо-нефтяной эмульсии.

Обозначение

Концевые делители фаз трубные автоматизированные изготавливаются по ТУ 3683-003-56562997-2003.

Пример записи при заказе изделия:

КДФТ-А 1400-50-2-П-ХЛ1 по

где 1400 – условный диаметр корпуса, мм;

50 – длина корпуса, м;

2 – количество секций;

П – внутреннее антикоррозионное покрытие;

ХЛ1 – климатическое исполнение.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А по ТУ 3683-003-56562997-2003

Параметры Типоразмеры
КДФТ-А 1400-12,5-2 КДФТ-А 1400-20-2 КДФТ-А 1400-30-2 КДФТ-А 1400-30-4 КДФТ-А 1400-40-2 КДФТ-А 1400-40-4 КДФТ-А 1400-50-2 КДФТ-А 1400-50-4 КДФТ-А 1400-60-2 КДФТ-А 1400-60-4
Диаметр корпуса условный, D x S (мм х м) 1400х14 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7
Длина корпуса L1, м 12,5 20 30 40 50 60
Количество корпусов (секций), шт. 2 2 2 4 2 4 2 4 2 4
Расчётное давление, МПа 1,0; 1,6; 2,5
Производительность по жидкости, м 3 /сут: расчетная максимальная 1500 1800 3000 3600 5000 6000 10000 12000 7500 9000 15000 18000 10000 12500 20000 25000 12500 15000 25000 30000
Температура рабочей среды, о С, не ниже +15
Длина площадки L, мм 20000-22000 24000 38000 38000 54000 54000 63000 63000 70000 70000
Высота H, мм 9000 * 9500 9500 10500 10500 10300 10300 12800 12800
Высота H2, мм * * 8750 8750 9850 9850 9300 9300 12000 12000
Ширина площадки B, мм 10000 12000 12000 26000 12000 21000 12000 21000 14000 26000
Расстояние между осями крайних корпусов B1, мм 5000 6000 6000 18000 6000 18000 6000 18000 6000 18000
Расстояние между опорами, h, мм 7500 12000 13000 14000 14400 16600
Количество опор, n, шт. 2 2 3 3 4 4

* размеры определяются при разработке рабочих чертежей

КДФТ-А с 2-мя корпусами производительность по жидкости до 15000 м 3 /сут

* Экспликация штуцеров – табл. 3

КДФТ-А с 4-мя корпусами производительность по жидкости до 30000 м 3 /сут

* Экспликация штуцеров – табл. 4

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 2-мя секциями

Обозн. Назначение Кол.
А1 Вход ГЖС 1
Б1 Выход нефти 1
В1 Выход воды 1
Г1 Выход газа 1
Д1 Подвод газа от расширителя 1
Е1 Дренаж 1
Ж1 Сброс с CППК 1
И1-4 Подвод пара и воды на размыв 4
К1,2 Для КИП 2
Л1,2 Для КИП 2
М1 Для КИП 1
Н1..5 Для КИП 5
П1 Для КИП 1
С1,2 Для КИП 2
У1..11 Пробоотборники 11

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 4-мя секциями

Обозн. Назначение Кол.
А1 Вход ГЖС 1
Б1 Выход нефти 1
В1 Выход воды 1
Г1 Выход газа 1
Д1..8 Подвод пара и воды на размыв 8
Е1 Дренаж 1
Т1 Газ из расширителя 1
Р1 Дренаж от СППК 1
К1..4 Для КИП 4
Л1..3 Для КИП 3
М1 Для КИП 1
Н1..6 Для КИП 6
П1 Для КИП 1
С1..4 Для КИП 4
У1..18 Пробоотборники 18
Р1 Для КИП 1

Примечание: диаметры патрубков и их количество принимаются согласно ТУ 3683-003-56562997-2003 по производительности.

Основные функции концевого делителя фаз (RLA)/ определение длины и диаметра

Концевой гидродинамический делитель фаз предназначен для установки

перед узлами сепарации и выполняет следующие функции: — гашение пульсаций и обеспечение раздельного режима движения нефти

и выделившегося из неё газа, эмульсии и воды; — осуществление пеногашения и отбор выделившегося газа непосредственно в осушительные элементы сепаратора, либо непосредственно потребителю;

— повышение производительности функциональных аппаратов (сепараторов, отстойников и т.д.); — отбор и сброс выделившейся пластовой воды, пригодной для закачки в пласт без дополнительной очистки, либо на очистные сооружения; — сепараторы любой ступени. Конструктивно КДФ (рис. 4.1) выполнен в виде трубчатого блока,

снабженного отводными патрубками для отбора нефти, газа и воды камерой

для нефти и отсеком для воды, формируемого перегородками.

Рис. 4.1 Концевой делитель фаз (КДФ)

1 — трубопровод; 2 — расширяющая головка; 3 — отсекатель; 4 — лоток; 5- диск;

6 — трубопровод; 7 — отстойный диск; 8 – трубопровод

Техническая характеристика КДФ :

Производительность по жидкости, т/сут . 17000

Давление в КДФ, MПa . 0,4

Количество воды в нефти, %, на входе . не ограничивается

на выходе . до 30

Содержание в воде, мг/л:

Установлено, что процесс расслоения потока вязкой жидкости на газ и нефть происходит в основном на расстоянии 25-30 м от входа газоводонефтяной смеси в КДФ.

КДФ выполняет функции деэмульсатора, первой ступени сепарации и аппарата предварительного сброса воды одновременно. Аналогичные функции способны выполнять только трехфазные сепараторы, стоимость которых при сравнительно низкой производительности намного выше.

В результате применения КДФ, производительность установленных после него аппаратов (сепараторов, отстойников) можно повысить в 1,5-2 раза.

Автономный ввод трубками расслоившихся фаз (нефть-вода) в сепаратор исключает эмульгирование свободной воды с нефтью, что приводит к увеличению глубины обезвоживания нефти и повышению качества отделившейся пластовой воды. При этом производительность последующей емкости увеличивается в три раза и соответственно уменьшаются капитальные затраты при строительстве узлов сепарации, а также исключаются затраты на дополнительную очистку воды.

Применение КДФ особенно эффективно при их использовании также в блоке с вертикальными газоотделителями различных конструкций и герметизированными резервуарами, куда нефть неизбежно попадает в подавляющем большинстве случаев. Такая система более экономична применяемой на промыслах комбинации сепараторов в виде первой и последующих ступеней.

5. ТЕХНОЛОГИЯ СЕПАРАЦИИ ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В БЛОКЕ КДФ — СБОРНАЯ ЕМКОСТЬ

Технология позволяет увеличить производительность концевого делителя фаз и сборной емкости, к которой может быть подключено несколько КДФ, и обеспечить повышение качества обработки продукции скважин за счёт отбора помимо газа дополнительно нефти и воды автономными потоками с различных уровней.

На рис. 5.1 представлена принципиальная схема реализации такой технологии.

Рис. 5.1 Технология сепарации газоводонефтяной смеси

1 — сборный трубопровод; 2 — концевой делитель фаз; 3 — трубки; 4 — приемное устройство;

5 — сепаратор; 6 — труба; 7 — короб; 8 — трубопровод; 9 — перегородка; 10 – перегородки;

11 — полость; 12 — трубопровод отбора воды; 13 — трубопровод отбора газа

Обводненная газоводонефтяная смесь направляется по сборному трубопроводу 1 в концевой делитель 2 фаз (КДФ), где она расслаивается на газ, нефть и минерализованную воду, которые, не перемешиваясь, двигаются друг над другом и под воздействием перепада давления (P1 — Р2) отбираются множеством потоков (автономных) с помощью трубок 3 расчетного диаметра.

Нижние концы трубок равномерно размещены по сечению потока на различной высоте КДФ, а верхние введены в приемное устройство 4 сепаратора 5 на различной высоте друг над другом в такой же последовательности, как и при отборе. Газ из приемного устройства по трубе 6 попадает в газовую зону сепаратора, а многослойный поток жидкости, сохраняя ту же структуру, что и в КДФ, стекает в нижнюю часть аппарата.

При колебаниях расхода газа, нефти и воды границы раздела фаз в КДФ поднимаются или опускаются, перекрывая при этом входную часть тех или иных трубок и автоматически обеспечивая тем самым увеличение или уменьшение через них расхода соответствующих фаз и их промежуточных слоев. Накапливающаяся нефть в сепараторе переливается через край короба 7

и отводится из него по трубопроводу 8.Перегородка 9 поднята до самого верха аппарата и имеет небольшое отверстие для выравнивания давления между секциями. Вода, проходя под нижней частью короба, переливается через перегородку 10 в полость 11, откуда отбирается по трубопроводу 12. Газ из сепаратора отводится по трубопроводу 13.

20. методы стабилизации нефти

Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабагывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть, используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбциюили ректификацию.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

21. Основные методы сокращения потерь углеводородов в атмосферу

1) предупреждающие испарения;

2) уменьшающие испарения;

3) сбор продуктов испарения.

Методы предупреждающие испарения нефти

1) плавающие крыши и понтоны;

2) пластмассовые шарики (0,01-0,2 мм), изготавливают из фенольных, формальдегидных и карбомидных смол, шарики наполнены азотом (снижают испар-ия Н в 5-6 раз).

Методы уменьшающие испарения

Вторая группа методов – защита резервуаров от нагревания солнечными лучами и уменьшения испарения нефти.

Для этого рез-ты след-т покрывать лучеотражающими светлыми красками с высоким коэф-ом отражения.

Показ-ли Окраска корпуса
белая алюмин-ая черная
солнеч-ая рад-ия, поглощ-ая рез-ом, %
потеря г/возд.смеси,%
потеря н/прод-ов,%

Др. способ снижения потерь – это диски отражатели. Представляют собой лепестковую конструкцию с развитой поверхностью. При откачке и снижении уровня входящий воздух равномерно распределяется над зеркалом нефти и исключает турбулентное перемешивание воздуха с парами нефти. Обладая высоким удельным весом и высокой удельной поверхностью, это способствует конденсации тяжелых компонентов. Недостатки – высокое Р на крышу.1. Плавающие крыши и понтоны. Их изготавливают из металла и пластмассы. Для уплотнения зазора м/у понтоном и корпусом резервуара делают специальные затворы из асбестовой ткани, пропитанной бензостойкой резиной, или изготавливают из цветных металлов. Допускается зазор м/у крышей и стеной 25 см.

Применение крыш и понтонов эффективно на резервуарах, работающих с большим коэффициентом оборачиваемости.

1 – затвор, уплотняющий зазор; 2 – понтон; 3 – сифон; 4 – подвижная; 5 – неподвижная лестница; 6 – ограничитель хода понтона 1 – короб плавающей крыши; 2 – днище крыши; 3 – опорные стойки;4 – лестница; 5 – уплотнение; 6 – маршевая неподвижная лестница; 7 – переменная стенка резервуара; 8 – направляющая противоповоротная стойка; 9 – шарнирная дренажная труба; 10 – дно резервуара

Др. способ снижения потерь – это диски отражатели. Представляют собой лепестковую конструкцию с развитой поверхностью. При откачке и снижении уровня входящий воздух равномерно распределяется над зеркалом нефти и исключает турбулентное перемешивание воздуха с парами нефти. Обладая высоким удельным весом и высокой удельной поверхностью, это способствует конденсации тяжелых компонентов. Недостатки – высокое Р на крышу.

2. К ним относят цвет окраски резервуаров:лучеотражающие светлые краски с высоким коэфф-ом отражения.Наиболее эффективные – белые и алюминиевые. Краски должны быть коррозионностойкими.

3. ГУС (газоуравнительная система).

1- резервуаров 2 – наклонный газопровод (наклон не мене 3 о ) 3 – конденсатосборник 4 – огневой предохранитель 5 – дыхательный клапан 6 – резервуар компенсатор Угол наклона – для предотвращения образования гидратов.

22. Расчет потерь легких фракций нефти при «дыханиях» резервуаров

Величина потерь легких фракций нефти в резервуаре, не имеющем понтона и плавающей крыши, зависит от:

1) плотности, вязкости и температуры нефти;

2) степени очистки нефти от окклюдированного газа на по­следней ступени сепарации и величины давления на этой ступени;

3) времени хранения нефти и температуры окружающего воздуха;

4) частоты наполнения и опорожнения резервуара (большие «дыхания» резервуара).

Процесс опорожнения и наполнения рез-ра нефтью, сопровожд-ся сначала впуском воздуха в газ.простр-во (ГП) рез-ра, а затем выбросом г/возд.смеси (ГВС) в атм-ру, наз-ся большим «дыханием».

Малые «дыхания» товарного рез-ра возникают в рез-те впуска и выпуска ГВС ч/з дыхательный клапан при изменении Т и Р в течение суток.

Потери Н или н/прод-ов от больших «дыханий» м.б.расчитаны по фор-ле АНИ:

V – кол-во Н, поступ-ей в рез-ры, м3/сут, Р – упругость паров Н, кг/м2

К1 – коэф-т оборачиваемости рез-ов

К2 – коэф-т, характ-ий св-ва Н или н/прод-ов для высокооктанового бензина К2=1, для Н К2=0,75.

Для опр-ия потерь легких фракций от малых «дыханий» из обычных рез-ов:

Gмс=0,0545*F*C*(133,3Р/(736-133,3Р)) 0,68 *D 1,73 *H 0,51 *∆t 0,5

Gмс – потери от малых дых-ий для рез-ра со стац-ой крышей;

∆t – разность м/у среднемесячной макс.и миним. Температурами;

Н – высота газавого простр-ва; F – коэф-т (для белой ==1); С – пост. коэф-т.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Концевой делитель фаз КДФК (ТУ 3615-007-79172827-2013)

Назначение

Концевой делитель фаз КДФК применяется для сепарации нефтяной эмульсии и предварительного сброса свободной воды в составе УПСВ и УПН.

Преимущества

— Позволяет снизить металлоемкость оборудования (объектов) и количество вспомогательного оборудования за счет совмещения технологических процессов в одном аппарате;
— Обладает простой конструкцией внутренних устройств, что упрощает возможность проведение ремонтных и профилактических работ;
— Обеспечивает выполнение процесса без предварительного подогрева.

Основные технические характеристики
Объем аппарата, м3 Расчетное давление, МПа Производительность, м3/сут. Содержание воды в нефти, %
на входе на выходе
32 0,6-4,0 1200 более 40 10-20
50 1500
80 2500
100 4000
200 8000
Габаритные размеры и массы
Объем аппарата, м3 Расчетное давление, МПа Масса, кг Высота h, мм Длина l1, мм Ширина l2, мм Расстояние между опорами l3, мм
32 0,6 6500 3210 7700 2550 4500
1,0 7500
1,6 9500
2,5 11500
50 0,6 9500 3210 11400 2550 6700
1,0 10500
1,6 12000
2,5 16500
80 0,6 13000 3820 11800 3150 6000
1,0 15000
1,6 18000
2,5 24000
100 0,6 16000 3820 14300 3150 8000
1,0 25000
1,6 29000
2,5 36000
200 0,6 23000 4220 22000 3550 13000
1,0 36000
1,6 43000

Комплектация

По желанию заказчика концевой делитель фаз КДФК может комплектоваться площадкой обслуживания и лестницей.

Комплектация

Трубные концевые делители фаз (КДФТ)

Трубные концевые делители фаз (КДФТ)

Концевые делители фаз трубные автоматизированные (КДФТ-А) предназначены для предварительного обезвоживания нефти до содержания в ней воды не более 0,5÷5,0% и могут входить в состав УПСВ или поставляться отдельно в качестве входной ступени обезвоживания УПН.

Общий вид

Характеристики

Расчетная производительность, м 3 /сут:

— по жидкости, м 3 /сут

— по нефти, м 3 /сут

— по газу, млн.нм з /сут

Расчетное давление, МПа

Содержание воды в нефти, % масс.:

Содержание в подготовленной воде, мг/л:

Температура рабочей среды, 0 С

Температура окружающей среды, 0 С

Технические данные

В состав концевых делителей фаз трубных (КДФТ-А) входят следующие узлы и оборудование:

  • узел предварительного отбора газа (УПОГ), предназначенный для отбора отделившегося свободного газа в подводящем коллекторе;
  • наклонные трубные секции (1, 2 или 4) в зависимости от производительности, предназ-наченные для отделения воды от нефти и ее дегазации;
  • внутренние полочные коалесцеры-осадители в нижней части секции, предназначенные для доочистки воды от механических примесей и нефти.
  • Система автоматизации КДФТ-А состоит из двух уровней:
  • нижний уровень – контрольно-измерительные приборы (КИП) и контроллеры, объединенные в распределенную сеть локального контроля и управления;
  • верхний уровень – автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (контроллер), расположенное в операторной.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А приведен в таблице 2.

Размеры КДФТ-А и их технологический объем определяются в зависимости от производительности по жидкости, физико-химических свойств нефти, пластовой воды, режима работы и требований к качеству конечной продукции на основании проведенных иссле-дований агрегатированной устойчивости водо-нефтяной эмульсии.

Обозначение

Концевые делители фаз трубные автоматизированные изготавливаются по ТУ 3683-003-56562997-2003.

Пример записи при заказе изделия:

КДФТ-А 1400-50-2-П-ХЛ1 по

где 1400 – условный диаметр корпуса, мм;

50 – длина корпуса, м;

2 – количество секций;

П – внутреннее антикоррозионное покрытие;

ХЛ1 – климатическое исполнение.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А по ТУ 3683-003-56562997-2003

Параметры Типоразмеры
КДФТ-А 1400-12,5-2 КДФТ-А 1400-20-2 КДФТ-А 1400-30-2 КДФТ-А 1400-30-4 КДФТ-А 1400-40-2 КДФТ-А 1400-40-4 КДФТ-А 1400-50-2 КДФТ-А 1400-50-4 КДФТ-А 1400-60-2 КДФТ-А 1400-60-4
Диаметр корпуса условный, D x S (мм х м) 1400х14 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7
Длина корпуса L1, м 12,5 20 30 40 50 60
Количество корпусов (секций), шт. 2 2 2 4 2 4 2 4 2 4
Расчётное давление, МПа 1,0; 1,6; 2,5
Производительность по жидкости, м 3 /сут: расчетная максимальная 1500 1800 3000 3600 5000 6000 10000 12000 7500 9000 15000 18000 10000 12500 20000 25000 12500 15000 25000 30000
Температура рабочей среды, о С, не ниже +15
Длина площадки L, мм 20000-22000 24000 38000 38000 54000 54000 63000 63000 70000 70000
Высота H, мм 9000 * 9500 9500 10500 10500 10300 10300 12800 12800
Высота H2, мм * * 8750 8750 9850 9850 9300 9300 12000 12000
Ширина площадки B, мм 10000 12000 12000 26000 12000 21000 12000 21000 14000 26000
Расстояние между осями крайних корпусов B1, мм 5000 6000 6000 18000 6000 18000 6000 18000 6000 18000
Расстояние между опорами, h, мм 7500 12000 13000 14000 14400 16600
Количество опор, n, шт. 2 2 3 3 4 4

* размеры определяются при разработке рабочих чертежей

КДФТ-А с 2-мя корпусами производительность по жидкости до 15000 м 3 /сут

* Экспликация штуцеров – табл. 3

КДФТ-А с 4-мя корпусами производительность по жидкости до 30000 м 3 /сут

* Экспликация штуцеров – табл. 4

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 2-мя секциями

Обозн. Назначение Кол.
А1 Вход ГЖС 1
Б1 Выход нефти 1
В1 Выход воды 1
Г1 Выход газа 1
Д1 Подвод газа от расширителя 1
Е1 Дренаж 1
Ж1 Сброс с CППК 1
И1-4 Подвод пара и воды на размыв 4
К1,2 Для КИП 2
Л1,2 Для КИП 2
М1 Для КИП 1
Н1..5 Для КИП 5
П1 Для КИП 1
С1,2 Для КИП 2
У1..11 Пробоотборники 11

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 4-мя секциями

Обозн. Назначение Кол.
А1 Вход ГЖС 1
Б1 Выход нефти 1
В1 Выход воды 1
Г1 Выход газа 1
Д1..8 Подвод пара и воды на размыв 8
Е1 Дренаж 1
Т1 Газ из расширителя 1
Р1 Дренаж от СППК 1
К1..4 Для КИП 4
Л1..3 Для КИП 3
М1 Для КИП 1
Н1..6 Для КИП 6
П1 Для КИП 1
С1..4 Для КИП 4
У1..18 Пробоотборники 18
Р1 Для КИП 1

Примечание: диаметры патрубков и их количество принимаются согласно ТУ 3683-003-56562997-2003 по производительности.

Комплектация

Трубные концевые делители фаз (КДФТ)

Трубные концевые делители фаз (КДФТ)

Концевые делители фаз трубные автоматизированные (КДФТ-А) предназначены для предварительного обезвоживания нефти до содержания в ней воды не более 0,5÷5,0% и могут входить в состав УПСВ или поставляться отдельно в качестве входной ступени обезвоживания УПН.

Общий вид

Характеристики

Расчетная производительность, м 3 /сут:

— по жидкости, м 3 /сут

— по нефти, м 3 /сут

— по газу, млн.нм з /сут

Расчетное давление, МПа

Содержание воды в нефти, % масс.:

Содержание в подготовленной воде, мг/л:

Температура рабочей среды, 0 С

Температура окружающей среды, 0 С

Технические данные

В состав концевых делителей фаз трубных (КДФТ-А) входят следующие узлы и оборудование:

  • узел предварительного отбора газа (УПОГ), предназначенный для отбора отделившегося свободного газа в подводящем коллекторе;
  • наклонные трубные секции (1, 2 или 4) в зависимости от производительности, предназ-наченные для отделения воды от нефти и ее дегазации;
  • внутренние полочные коалесцеры-осадители в нижней части секции, предназначенные для доочистки воды от механических примесей и нефти.
  • Система автоматизации КДФТ-А состоит из двух уровней:
  • нижний уровень – контрольно-измерительные приборы (КИП) и контроллеры, объединенные в распределенную сеть локального контроля и управления;
  • верхний уровень – автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (контроллер), расположенное в операторной.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А приведен в таблице 2.

Размеры КДФТ-А и их технологический объем определяются в зависимости от производительности по жидкости, физико-химических свойств нефти, пластовой воды, режима работы и требований к качеству конечной продукции на основании проведенных иссле-дований агрегатированной устойчивости водо-нефтяной эмульсии.

Обозначение

Концевые делители фаз трубные автоматизированные изготавливаются по ТУ 3683-003-56562997-2003.

Пример записи при заказе изделия:

КДФТ-А 1400-50-2-П-ХЛ1 по

где 1400 – условный диаметр корпуса, мм;

50 – длина корпуса, м;

2 – количество секций;

П – внутреннее антикоррозионное покрытие;

ХЛ1 – климатическое исполнение.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А по ТУ 3683-003-56562997-2003

Параметры Типоразмеры
КДФТ-А 1400-12,5-2 КДФТ-А 1400-20-2 КДФТ-А 1400-30-2 КДФТ-А 1400-30-4 КДФТ-А 1400-40-2 КДФТ-А 1400-40-4 КДФТ-А 1400-50-2 КДФТ-А 1400-50-4 КДФТ-А 1400-60-2 КДФТ-А 1400-60-4
Диаметр корпуса условный, D x S (мм х м) 1400х14 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7
Длина корпуса L1, м 12,5 20 30 40 50 60
Количество корпусов (секций), шт. 2 2 2 4 2 4 2 4 2 4
Расчётное давление, МПа 1,0; 1,6; 2,5
Производительность по жидкости, м 3 /сут: расчетная максимальная 1500 1800 3000 3600 5000 6000 10000 12000 7500 9000 15000 18000 10000 12500 20000 25000 12500 15000 25000 30000
Температура рабочей среды, о С, не ниже +15
Длина площадки L, мм 20000-22000 24000 38000 38000 54000 54000 63000 63000 70000 70000
Высота H, мм 9000 * 9500 9500 10500 10500 10300 10300 12800 12800
Высота H2, мм * * 8750 8750 9850 9850 9300 9300 12000 12000
Ширина площадки B, мм 10000 12000 12000 26000 12000 21000 12000 21000 14000 26000
Расстояние между осями крайних корпусов B1, мм 5000 6000 6000 18000 6000 18000 6000 18000 6000 18000
Расстояние между опорами, h, мм 7500 12000 13000 14000 14400 16600
Количество опор, n, шт. 2 2 3 3 4 4

* размеры определяются при разработке рабочих чертежей

КДФТ-А с 2-мя корпусами производительность по жидкости до 15000 м 3 /сут

* Экспликация штуцеров – табл. 3

КДФТ-А с 4-мя корпусами производительность по жидкости до 30000 м 3 /сут

* Экспликация штуцеров – табл. 4

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 2-мя секциями

Обозн. Назначение Кол.
А1 Вход ГЖС 1
Б1 Выход нефти 1
В1 Выход воды 1
Г1 Выход газа 1
Д1 Подвод газа от расширителя 1
Е1 Дренаж 1
Ж1 Сброс с CППК 1
И1-4 Подвод пара и воды на размыв 4
К1,2 Для КИП 2
Л1,2 Для КИП 2
М1 Для КИП 1
Н1..5 Для КИП 5
П1 Для КИП 1
С1,2 Для КИП 2
У1..11 Пробоотборники 11

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 4-мя секциями

Обозн. Назначение Кол.
А1 Вход ГЖС 1
Б1 Выход нефти 1
В1 Выход воды 1
Г1 Выход газа 1
Д1..8 Подвод пара и воды на размыв 8
Е1 Дренаж 1
Т1 Газ из расширителя 1
Р1 Дренаж от СППК 1
К1..4 Для КИП 4
Л1..3 Для КИП 3
М1 Для КИП 1
Н1..6 Для КИП 6
П1 Для КИП 1
С1..4 Для КИП 4
У1..18 Пробоотборники 18
Р1 Для КИП 1

Примечание: диаметры патрубков и их количество принимаются согласно ТУ 3683-003-56562997-2003 по производительности.

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Промысловые системы сбора

АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка

ДНС – дожимная насосная станция

ГПК – газоперерабатывающий комплекс

УПСВ – установка предварительного сброса воды

ТВО – трубный водоотделитель

КДФТ – концевой делитель фаз трубный

КНС – кустовая насосная станция

ЦППН – цех подготовки и перекачки нефти

УПН – установка подготовки нефти

УПВ – установка подготовки воды

МТ – магистральный трубопровод

НПЗ – нефтеперерабатывающий завод

Требования к системам сбора:

1 осуществление герметизированной системы сбора

2 обеспечение автоматизации системы сбора

3 обладать низкой металлоемкостью

4 оборудование должно быть выполнено в блочном, мобильном исполнении

5 обеспечивать точность замеров дебитов скважин

6 обеспечивать доведение нефти до товарных качеств (содержание соли, воды и мех примесей)

Необходимая информация для составления и выбора системы сбора:

1 размеры и форма залежи

2 физико-химические свойства нефти газа и воды

3 учитывать дебит скважины

4 учитывать местность и климатические условия

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ СБОРЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИИ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

В условия интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема окружающей среды приобретает острый характер

В настоящее время было бы напрасно связывать рост атмосферного загрязнения с каким-то особым видом индустриальной деятельности, с какой-то конкретной современной технологией. В действительности это — результат воздействия многочисленных факторов, характерных для современной цивилизации: роста производства энергии и металлургической промышленности, увеличения числа автомобилей в самолетов, сжигание тысяч тонн отходов, большого количества нефтяного газа и т. д.

Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводите! в настоящее время совершенствованию технологии производства, а также максимальному сокращению и утилизации отходов.

При добыче нефти вместе с ней извлекаются большие объемы пластовой высокоминерализованной воды, в нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровы людей и окружающей живой природы сероводород гЬ5 и углекислый газ СО2-Содержание Н2Sв воздухе свыше 3 мг/м опасно для жизни людей, а сброс пластовых сильноминерализованных вод в открытые водоемы и реки может привести, к полному уничтожению флоры и фауны и, как следствие истреблению ценных пород рыб. В настоящее время вместе с нефтью на поверхность поступает около 1 млрд. 200 млн. мг пластовой воды, которая должна тщательно очищаться от нефти и снова закачиваться в продуктивный пласт для поддержания в нем давления и увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Нефтяные и природные газы, содержащие Н2Sи СО2, должны подаваться на специальные

очистные установки для получения элементарной серы и сжиженвойушекиаюпь Иногда

пластовая вода после отделения ее от нефти закачивается в поглощающие скважины, в этом

случае необходимо предусмотреть, чтобы она не контактировала с водами, добываемыми из

водоносных горизонтов для хозяйственных и промышленных

В настоящее время в связи с открытием и освоением месторождений нефти и газа, расположенных за Полярным кругом, в районах с многолетней мерзлотой, достигающей в некоторых случаях 600 м, исключительно острую проблему приобретает необходимость сохранения мерзлотного слоя. Поэтому во избежание разрушения мохового покрова и развития термокарстовых явлений, могущих повлечь за собой выход из строя добывающих скважин и всего промыслового оборудования, строительные работы обычно выполняют в зимнее время. Все промысловые трубопроводы на таких месторождениях покрывают теплоизоляционными материалами с хорошей гидроизоляцией и устанавливают на опорах или с подсыпкой грунта.

В процессе эксплуатации скважин для сохранения многолетней мерзлоты во избежание проседания колонн скважин и нарушения их герметичности пространство за колонной время от времени заполняется породой или цементным раствором.

Для сохранения многолетней мерзлоты научно-исследовательские институты работают над созданием специальных цементных растворов с плохой теплопроводностью, иногда рекомендуют осуществлять в межколонном пространстве замкнутую циркуляцию хладоагента или спускать насосно-компрессорные трубы (НКТ) с теплоизолированными муфтами, предотвращающими их контакте эксплуатационной колонной.

Таким образом, разработка нефтяных месторождений, расположенных в регионе многолетнемерзлотных пород, имеет пока много сложных и нерешенных проблем.