Источник: Фильтрационный пылеуловитель Патент Российской Федерации. Автор: Шаймарданов В.Х

34. Устройство, назначение и принцип работы абсорбера ШВ с подвижной насадкой.

Рис.18. Схема абсорбера ШВ с подвижной насадкой.

Источник: Эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти: тезисы докл. Рос. науч.-практ. конф. 16-18 апр. 2002 г. / Удмурт. гос. ун-т; редкол.: О. М. Мирсаетов, С. Ю. Борхович, А. Я. Волков [и др.]. - Ижевск, 2002. – 183с

35. Устройство, принцип работы уловителя пыли циклонного типа. Принцип его расчета.

Циклонные пылеуловители работают по принципу использования сил инерции, которые возникают во вращающемся газовом потоке (рис 19).

Тяжелые жидкие и твердые частицы в таком потоке отбрасываются силами к стенкам циклового устройства и затем оседают в пылегазосборнике аппарата. Очищенный газ, который формируется из центральных слоев завихренного потока, поступает из циклона в газопровод.

Рис 19. Схема движения газов в циклоне:

1 – выход газа; 2 – вход газа; 3- удаление продуктов очистки.

Циклонный пылеуловитель (рис 20) представляет аппарат цилиндрической формы Ш2000 мм, высотой 9080 мм, оборудованный для технических переключении запорной арматурой и имеющий для контроля за работой приборы КИПиА.

Аппарат содержит три секции:

а) секция ввода газа п.1;

б) секция очистки газа;

в) секция сбора уловленной пыли и жидкости (осадная секция) п.6.

Секция ввода газа состоит из входной трубы Ш500 мм.,

распределяющий газовый поток по пяти циклонам.

Секция очистки состоит из пяти циклонов Ш600 мм. Циклоны с помощью сварки крепятся к донышку в сборе, которое разделяет аппараты на очистную и осадную секции.

Циклонный элемент состоит из корпуса – трубы Ш600 мм., винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа Ш500 мм., и дренажного конуса, по которому жидкие и твердые частицы попадают в осадочную секцию.

Нижняя часть аппарата является сборником пыли и влаги, выделяющихся из газа после обработки в циклонах. В нижней части аппарата расположен дренажный штуцер Ш50 мм. Нормальную работу пылеуловителя контролируют при помощи манометров.

Пылеуловитель работает следующим образом: не очищенный газ через входную трубу п.2 поступает в секцию ввода п.1 к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам п.4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке п.5. Затем по винтовому завихрителю, в циклонное устройство.

Рис. 20. Циклонный пылеуловитель:

1 - секция ввода газа; 2 - входной патрубок; 3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решетка; 6 - осадная секция; 7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры слива конденсата

В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Закручивание потока газа в них происходит с помощью специальных направляющих лопаток, закрепленных под углом. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов – осадную секцию п.6. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию пылеуловителя, и затем, уже очищенный газ, через патрубок выходит из аппарата.

Из нижней части осадной секции жидкость с помощью системы САУЖ п.9, удаляется в емкость сбора конденсата, а грязь с днище аппарата через штуцер п.8, удаляется ручной или автоматической продувкой через дренажный коллектор в отстойную емкость.

Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.

Существенное влияние на качество очистки природных газов оказывает их влагосодержание. Поэтому эффективность работы циклонных пылеуловителей в условиях повышенного содержания влаги и конденсата ухудшается из-за осаждения липкой массы (пыль и конденсат) в проходных сечениях аппарата. В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень жидкости и механических примесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. При этом отвод среды должен быть направлен в безопасное место. Эффективность очистки в циклонных пылеуловителей зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы. Конструкция сосудов предусматривает возможность проведения освидетельствования, очистку, промывку, полного опорожнения, продувку, ремонт, эксплуатационный контроль металла и соединений. Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды оснащены: запорной арматурой, приборами для измерения давления, предохранительными устройствами. Пылеуловители обеспечены необходимым количеством люков п.7, обеспечивающих внутренний осмотр и ремонт, а также демонтаж разборных внутренних устройств. Для удобства обслуживания пылеуловителей устроены площадки и лестницы.

Источник: Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела.— М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 307 с:

36. Устройство и принцип работы масляного трубчатого пылеуловителя. Достоинства и недостатки в его работе.

Масляный пылеуловитель (рис. 21) представляет собой сосуд, состоящий из трех секций: нижней — промывочной, в ко­торой поддерживается постоянный уровень солярового масла, средней — осадительной, где газ освобождается от капель масла, и верхней — отбойной, где происходит окончательная очистка газа от масла с примесями.

Рис. 21. Масляный пылеуловитель:

I — патрубок для удаления масла; 2 — патрубок для подачи масла; 3 — указа­тель уровня; 4 — контактные трубки; 5 — перегородка разделительная; 6 — пе­регородка; 7 — выходной патрубок; 8 — жалюзийная секция; 9 — щиток отбой­ный; 10 — входной патрубок; 11 —труб­ки дренажные; 12 — люк-лаз

В нижней секции находятся контактные трубки 4, вваренные в разделительную перегородку 5. В верхней секции имеется скрубберная насадка, состоящая из швеллерковых или жалюзийных секций 8 с волнообразными профилями. Патрубки 7 и 10 жат для входа и выхода газа, патрубки 1 и 2 - для подачи и удаления масла. Контроль уровня масла осуществляется указ, уровня 3. Внутренний осмотр и очистка аппарата при техобслуживании осуществляется через люки-лазы 12.

Очищаемый газ, поступающий через входной патрубок 10, меняет направление за счет отбойного щитка 9, при этом выпадают в масло наиболее крупные частички. Далее он поступает в контактные трубки, ниже которых на уровне 25-30 мм находится жид­кость- проходя через них газ увлекает жидкость, которая смачивает частицы мех.примесей и промывает газ. В осадительной секции, формируемой перегородками 5 и 6, скорость газа резко снижается выпадающие при этом частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают в нижнюю часть аппарата. Дальнейшее улавливание капель происходит на осадительной насадке 8 и он также дренируются в нижнюю часть. Загрязненную жидкость периодически удаляют из пылеуловителя, заменяя или дополняя свежее или очищенное масло через патрубки 7 и 2.

Достоинством вертикальных масляных пылеуловителей является высокая степень очистки газа (97-98%).

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

Источник: Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела.— М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 307 с:

37. Средства защиты магистральных трубопроводов от перегрузки по давлению. Конструкции предохранительных клапанов, правила их эксплуатации.

Для защиты сосудов аппаратов, емкостей, трубопроводов и другого технологического оборудования от разрушения при чрезмерном превышении давления чаще всего применяют предохранительные клапаны.

Предохранительные клапаны это вид трубопроводной арматуры, предназначенный для автоматической защиты технологической системы и трубопроводов от недопустимого повышения давления рабочей среды путем частичного ее сброса из защищаемой системы.Предохранительные клапаны в настоящее время наиболее распространены пружинные предохранительные клапаны, в которых давлению рабочей среды противодействует сила сжатой пружины. Направление подачи рабочей среды под золотник.

Предохранительные клапаны по способу выпуска рабочей среды подразделяются на:

· клапаны открытого типа, работающие без противодавления и сбрасывающие рабочую среду непосредственно в атмосферу;

· клапаны закрытого типа, сбрасывающие рабочую среду в трубопровод (всасывающую линию перекачивающих устройств, "факельную" линию и т.п.). В этом случае клапан работает с противодавлением.

Клапаны предохранительные по высоте подъема золотника, определяющей пропускную способность, подразделяются на:

· низкоподъемные (малоподъемные), у которых высота подъема золотника равна примерно 0,05 диаметра седла. Применяются такие клапаны, как правило, в системах с жидкой рабочей средой, когда не требуется большая пропускная способность;

· полноподъемные, у которых высота подъема золотника более 0,25 диаметра седла. Применяются такие клапаны в системах с газообразными средами. Открытие клапана происходит сразу на полный ход золотника.

Клапаны предохранительные выпускаются в двух исполнениях с устройством для ручного открытия (ручным дублером) или без такого устройства.

К основным достоинствам предохранительных клапанов относят:

· относительно малые габаритные размеры при больших проходных сечениях;

· возможность установки как вертикальном, так и в горизонтальном положениях;

· возможность получения высокой пропускной способности;

К недостаткам предохранительных клапанов относят резкое возрастание усилия пружины при ее сжатии в процессе подъема золотника.

Источник: Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов /Под. ред. А.А.Коршака. - СПб.: Недра, 2008. - 488 с.

38. Техническая документация при обслуживании линейной части нефтепровода.

1.Журнал наработки насоса и двигателя (по каждому отдельно)

2.Журнал регламентных работ (ТО-1, ТО—2)

3. Журнал противоаварийных тренировок.

4. Журналы по охране труда (вводный инструктаж, инструктаж на рабочем
месте, периодичного инструктажа, внепланового инструктажа)

5.Журнал учета смазочных материалов.

б. Журнал режимов (входного и выходного давления, температуры)

7.График учета рабочего времени персонала.

8.График поверки работоспособности резервной дизельной электростанции.

9.Журнал барометрических показаний воздуха.

Источник: Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов /Под. ред. А.А.Коршака. - СПб.: Недра, 2008. - 488 с.

39. Техническая документация при обслуживании линейной части газопровода.

1.Журнал наработки насоса и двигателя (по каждому отдельно)

2.Журнал регламентных работ (ТО-1, ТО—2)

5. Журнал противоаварийных тренировок.

6. Журналы по охране труда (вводный инструктаж, инструктаж на рабочем
месте, периодичного инструктажа, внепланового инструктажа)

5.Журнал учета смазочных материалов.

б.Журнал режимов (входного и выходного давления, температуры)

7.График учета рабочего времени персонала.

8.График поверки работоспособности резервной дизельной электростанции.

9.Журнал барометрических показаний воздуха.

Источник: Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов /Под. ред. А.А.Коршака. - СПб.: Недра, 2008. - 488 с.

40. Диагностика оборудования и трубопроводов.

Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы диагностики линейной части магистральных нефтепроводов.

При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность всех видов работ.

Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепровода), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:

о возможности эксплуатации магистральных нефтепроводов на проектных режимах;

о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;

о необходимости проведения ремонта участка нефтепровода (с точной локализацией мест его проведения).

Техническая диагностика (ТД) предполагает определение состояния объектов с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, а при необходимости, вида и причины дефекта.

Современные системы ТД трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности.

ТД на этапах строительства и эксплуатации трубопроводов позволяет объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта.

Контроль параметров процессов перекачки нефти можно использовать для обнаружения дефектов и для прогнозирования изменения их состояния.

Метод базируется на данных контроля, регистрации и последующей обработки параметров нефтепровода и перекачиваемой нефти. Этот метод получил название параметрической диагностики. Основу метода составляет расчет гидравлических характеристик нефтепровода по приведенным значениям определенных измеряемых параметров и последующего сопоставления результатов расчета с первоначальными характеристиками нефтепровода, определенными после его сооружения или ремонта. Отклонение выходных параметров от номинальных свидетельствует об изменении технического состояния элементов нефтепровода, формирующих данный параметр. Эффективность метода параметрической диагностики зависит от правильности выбора исходных данных, а также от совершенства диагностической логики, используемой при их обработке. К недостаткам метода следует отнести необходимость учета влияния режима работы нефтепровода и внешних условий.

Электромагнитный метод позволяет обнаружить такие дефекты, как трещины, отслоения, задиры, царапины. Разрешающая способность и точность контроля при использовании электромагнитного метода зависят от чувствительности приборов, компоновки датчиков, характеристики намагничивания материала, системы преобразования сигналов. Электромагнитный метод, по сравнению с другими методами дефектоскопии, позволяет выявить множество мелких дефектов, в частности такие, которые проникают в толщу стенки трубы на 10-15%.

Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;

продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

Проведение работ по внутритрубной инспекции производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов.

На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых впервые), получаем информацию об особенностях и дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации используем комплекс технических средств в составе скребка-калибра и снаряда-профилемера. Проведение диагностических работ начинается с пропуска скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда-профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5 – 7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода.

На втором уровне диагностирования производится выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.

На третьем уровне диагностирования производится выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

На четвертом уровне диагностирования производится выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда-профилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5 – 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропука снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

Проведение конкретных работ по диагностическому обследованию нефтепровода производится в следующем порядке.

Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностического оборудования для выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается с предприятием, выполняющим диагностические работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Все участки магистрального нефтепровода, включенные в договор на проведение диагностических работ, должны быть подготовлены к диагностированию.

Обследование участков магистрального нефтепровода проводится последовательно, в соответствии с утвержденным “Технологическим планом-графиком”, без перерывов в работе.

В случае обслуживания диагностируемого участка нефтепровода двумя эксплуатирующими предприятиями, инициатором согласования пропуска является предприятие, на чьей территории находится камера пуска внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств. Предприятие, на чьей территории находится камера приема, подтверджает готовность к принятию инспекционного снаряда и организации его сопровождения по своей территории. Координирует это согласование диспетчерский отдел центральной управляющей организации системы магистральных нефтепроводов.

Персонал предприятия, выполняющего диагностические работы на трассе нефтепровода, по прибытии на место проведения работ должен совместно с персоналом предприятия, эксплуатирующего участок трубопровода, выполнить следующие работы:

осуществить контрольный пропуск очистных скребков для принятия решения о готовности участка к пропуску внутритрубного снаряда-дефектоскопа или по продолжению очистки; пропуск снаряда-дефектоскопа, как правило, должен выполняться не позднее 6 месяцев после контрольного пропуска снаряда-профилемера по данному участку нефтепровода;

определить необходимое количество и места расстановки маркерных пунктов;

определить схему связи персонала, сопровождающего ВИС по трассе участка нефтепровода, с диспетчером и операторами пусковой и приемной камер;

определить действия, которые должны быть предприняты при возможном возникновении нештатных ситуаций при пропуске ВИС;

перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.

Операции запасовки и выемки снарядов выполняет персонал предприятия, эксплуатирующего диагностируемый участок нефтепровода под наблюдением персонала предприятия, выполняющего диагностические работы. Персонал предприятия, эксплуатирующего участок нефтепровода, должен:

определить меры по обеспечению заданной постоянной скорости движения внутритрубного инспекционного заряда в период пропуска, расчет и согласование графика прохождения снаряда по трассе;

обеспечить полное открытие линейных задвижек и закрытие задвижек боковых отводов, лупингов и резервных линий нефтепровода на блокировку их от несанкционированного открытия во время пропуска ВИС.

Сопровождение снаряда, при его движении по трассе нефтепровода, существляет персонал предприятия, выполняющего диагностические работы.

Контроль за движением снаряда производим в точках, расположенных за задвижками (вниз по потоку продукта) и в точках, расположенных за несколько десятков метров перед маркерными пунктами (вверх по потоку продукта).

Контроль качества подготовки участка МН к диагностированию проводится силами заказчика путем пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными дисками. Пропуск снарядов-калибров и очистных устройств заказчик в обязательном порядке оформляет актом с подробным перечислением технического состояния этих устройств перед пуском и после, обращая внимание на целостность манжет и деформацию калибровочных дисков. При обнаружении механических повреждений снарядов-калибров (СК) заказчик выявляет причины повреждения и устраняет их. При отсутствии возможности точного определения на предназначенном для диагностирования участке места, где произошло повреждение СК, такой участок не подлежит диагностированию до устранения дефектов препятствующих прохождению ВИС дефектов.

Организация и контроль выполнения работ по подготовке участка МН к диагностированию осуществляется отделом эксплуатации ОАО МН.

Источник: Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов /Под. ред. А.А.Коршака. - СПб.: Недра, 2008. - 488 с.

Кузьбожев А.С. и др. Диагностика трубных изделий: / А.С.Кузьбожев, Ю.А.Теплинский, Р.В.Агиней, И.Ю.Быков; под общ. Ред. И.Ю.Быкова. – М.:ЦентрЛитНефтегаз, 2008. -152с..

Дата добавления: 2015-07-20