Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Современные тенденции промысловой подготовки нефти 9
1.1 Общие сведения о нефтяной эмульсии 9
1.2 Деэмульгаторы и их применение 12
1.3 Подготовка эмульсии к расслоению 16
1.4 Расслоение подготовленной эмульсии 23
1.5 Отстойные аппараты 29
1.6 Технология подготовки нефти 32
Выводы по главе 1 42
Глава 2 Научные и технологические предпосылки предварительного сброса воды .'. 43
2.1 Научные предпосылки 43
2.1.1 Условия предварительного сброса воды 45
2.1.2 Подготовка эмульсии к разделению 46
2.1.3 Ввод деэмульгатора на прием насосав скважине 48
2.1.4 Оценка эффективности деэмульгатора 51
2.2 Технологические предпосылки 53
2.2.1 Требования к качеству закачиваемых в пласт вод 53
2.2.2 Технологические предпосылки предварительного сброса воды . 56
Выводы по главе 2 57
Глава 3 Основные предпосылки модернизации установки для предварительного сброса воды 58
3.1 Общие характеристики объекта 58
3.2 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды 59
3.3 Описание технологического процесса и технологической схемы установки 62
3.4 Оценка работы установки предварительного сброса воды типа «Хитер-Тритер» 67
Выводы по главе 3 71
Глава 4 Научные основы расчетов конструктивных элементов и технологических параметров отстойника 72
4.1 Принцип модернизации отстойника 73
4.2 Расчет конструктивных элементов модернизации 74
4.3 Расчет пропускной способности отстойника 75
Выводы по главе 4 78
Глава 5 Модернизация технологических схем предварительного сброса воды 79
5.1 Трехфазные сепараторы-отстойники для предварительного сброса воды 79
5.2 Варианты компоновки технологической схемы предварительного сброса воды 88
Выводы по главе 5 93
Основные выводы 94
- Расслоение подготовленной эмульсии
- Технологические предпосылки
- Оценка работы установки предварительного сброса воды типа «Хитер-Тритер»
- Расчет пропускной способности отстойника
Введение к работе
На многих месторождениях нефть извлекается из нефтяного пласта в виде газонефтяной смеси (эмульсии).
Для дальнейшего транспортирования и реализации потребителю1 нефть должна быть отделена от газа, очищена от воды, механических примесей, солей при промысловой подготовке нефти.
Затраты на промысловую подготовку нефти составляют значительную часть расходов на добычу нефти. Поэтому совершенствование технологии и техники промысловой подготовки всегда является актуальным.
В настоящее время в России основные месторождения нефти вступили в позднюю стадию разработки, что означает высокую обводненность добываемой нефти. Увеличение количества добываемой жидкости за счет извлекаемой воды вместе с нефтью приводит к резкому повышению затрат на транспортировку добываемой жидкости до пунктов подготовки и на промысловую подготовку нефти. Кроме того, пластовую воду после отделения от нефти необходимо вернуть на объекты добычи нефти для утилизации путем закачки в пласты для поддержания пластового давления. В этих условиях совершенствование технологии и техники промысловой подготовки нефти приобретает несомненную актуальность.
Возникшая задача решается путем организации предварительного сброса воды на начальных участках системы сбора продукции скважины. Обычно предварительный сброс воды производится на дожимных насосных станциях.
Особенностью предварительного сброса воды на дожимных насосных станциях является использование минимального оборудования при естественных условиях температуры и давления. При этом необходимо'получить качество воды, соответствующее требованиям для закачки в нефтяной' пласт для поддержания пластового давления.
Исследовались проблемы подготовки нефти при различных условиях и разрабатывались новые технологии и оборудование в научно-исследовательских институтах: ИПТЭР, ТатНИПИнефть, БашНИПИнефть,
5 СибНИИНП, Гипровостокнефть и др. Известны работы, выполненные проф.
Троновым В.П., Позднышевым Г.Н., Мансуровым Р.И., Байковым Н.М., Мари-
ниным Н.С., Саватеевым Ю.Н. и другими известными учеными в этой области.
Однако, задачи совершенствования, разработки новых технологий и оборудования в области подготовки нефти при изменяющихся условиях работы остаются актуальными и в настоящее время.
Диссертационная работа посвящена совершенствованию и разработке новой технологии предварительного сброса воды как важнейшему этапу подготовки нефти на примере Биттемского месторождения нефти НГДУ «Нижнесор-тымскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».
Цель работы - обеспечение промысловой подготовки нефти до высшей группы качества путем научно обоснованной организации предварительного сброса нефти на дожимных насосных станциях с использованием нового оборудования при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах.
Основные задачи исследований,
Исследование физико-химических свойств нефти, пластовой воды, эмульсии.
Анализ существующего состояния технологии и техники промысловой подготовки нефти с предварительным сбросом воды на начальном участке системы сбора продукции-скважин.
Выбор перспективного типа отстойного аппарата, проведение расчет-но-конструкторских работ по модернизации отстойного аппарата применительно к объекту исследования.
Разработка новой функциональной технологической схемы установки-предварительного сброса воды.
Для реализации поставленной цели и решения сформулированных актуальных задач выполнены следующие виды работ:
1. выполнен обзор литературы, посвященной данной проблеме. Изучен передовой опыт подготовки нефти на промыслах;
рассмотрены и проанализированы применяемые аппараты для обезвоживания нефти, выявлены эффективные типы применительно к конкретным условиям;
критически оценены возможности существующей технологической схемы предварительного сброса воды на Биттемском месторождении нефти. Выявлены недостатки, обоснована необходимость разработки новой технологической схемы с применением нового более эффективного и надежного оборудования;
выполнены исследования физико-химических свойств продукции скважин на Биттемском месторождениинефти;
разработана модернизированная схема предварительного сброса воды с применением нового оборудования;
выполнены необходимые исследования, определены технологические и конструктивные параметры нового оборудования.
По результатам выполненных исследований сформулированы основные выводы.
Существующая технология и применяемое оборудование для предварительного сброса воды на Биттемском месторождении нефти при увеличении объема добычи нефти и ее обводненности не отвечают современным требованиям и. требуют существенной модернизации. Простое расширение путем установления> параллельно работающего оборудования не повышает надежность работы объекта, а приводит только к дополнительным неоправданным затратам.
Анализ работы действующей установки, изучение передового опыта в этой области и проведение исследований подтвердили возможность модернизации объекта.
Разработана модернизированная технологическая схема предварительного сброса воды на примере Биттемского месторождения нефти с применением нового, наиболее эффективного и сравнительно дешевого отечественного оборудования.
7 Личное участие автора в получении результатов диссертации
Провел анализ литературных источников и передового опыта подготовки обводненных нефтей с предварительным сбросом воды на начальных участках системы сбора нефти.
Обобщил практический опыт предварительного сброса воды на Биттемском месторождении. Выявил преимущества и недостатки работы используемого оборудования. При помощи сравнительного анализа работы известных типов оборудования выбрал перспективные типы для возможного использования на конкретном объекте.
С учетом условий Биттемского месторождения нефти выполнил технологические расчеты и конструктивное оформление высокоэффективного, надежного отстойного аппарата.
Разработал модернизированную технологическую схему предварительного сброса воды с использованием нового отстойного аппарата, обеспечивающего надежную, качественную работу с минимальными затратами на предварительный сброс воды.
Научная новизна
1. На основе анализа сепарационных свойств продукции скважин иссле
дуемого объекта выявлены:
- процентное содержание воды в продукции скважин, при котором не
обходимо проводить ее предварительный сброс;
- физический принцип отстоя и сепарации газожидкостной смеси в тон
ком слое, а также предложены оборудование и аппаратура для реализации этого
принципа.
2. Получены аналитические зависимости для расчета технологических
конструктивных параметров горизонтального аппарата-отстойника емкостного
типа с перегородками. Определены взаимное расположение в пространстве
конструктивных элементов и формы связей между ними для обеспечения тон
кослойного движения газожидкостной смеси.
8 3. Обеспечена технологическая взаимосвязь процессов предварительного
сброса воды в разработанной модернизированной функциональной технологической блок-схеме: применительно к условиям исследуемого месторождения нефти.
Практическая ценность
Выполненные научно-технические, технологические и конструкторские разработки позволили предложить модернизированную технологическую схему предварительного сброса воды на Биттемском месторождении нефти.
Предложенная модернизация установки предварительного сброса воды позволяет осуществить сброс водьц при котором снижается остаточное содержание воды до 1...2 %, качество,сбрасываемой воды соответствует требованиям для закачки в пласт дляшоддержания пластового давления.
При этом повышается надежность работы установки, обеспечивается резервирование оборудования, а затраты снижаются в несколько раз;
t
Апробация работы
Результаты научных исследований!докладывались:
на республиканской научно-технической конференции «Проблемы машиноведения, конструкционных материалов и технологий» (Уфа, 2004 г.);
на научно-практической конференции «Проблемы освоения трудноизвле-каемых запасов углеводородов» в рамках VI Конгресса нефтегазопромышлен-ников России (Уфа, 2005 г.);
на международной научно-практической конференции «Нефтегазоперера-боткаи нефтехимия - 2005» (Уфа; 2005 г.);
на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения.надежности и безопасности систем транспорта нефти; нефтепродуктов и газа» в рамках VI Конгресса нефтегазопромьппленников России.(Уфа, 2005 г.);
на научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VI Российского энергетического форума (Уфа, 2006 г.).
Расслоение подготовленной эмульсии
Для реализации процесса расслоения эмульсии используется отстойная аппаратура.
Всегда является актуальной проблема создания высокопроизводительной отстойной аппаратуры. Применение отстойной аппаратуры повышенной производительности позволяет уменьшить затраты на отстойную аппаратуру, уменьшить размеры земельных участков под технологические площадки, сократить количество контролиующеи, регулирующей аппаратуры, запорных устройств, снизить затраты на эксплуатационное обслуживание объекта. Совершенствование конструкции отстойных аппаратов до последнего времени развивалось в следующих основных направлениях:
- улучшение гидродинамики внутри аппаратов для более полного использования их полезного объема (распределительные устройства, отбойники и т.д.);
- интенсификация процессов коалесценции глобул пластовой воды и отделение ее от нефти (перегородки, изменяющие направление потока, ввод эмульсии под слой воды, применение электрического поля, вибровоздействия на граничный слой и т.д.) (рисунок 1.2).
Рисунок 1.2 - Принципиальные схемы отстойных аппаратов различного типа Однако и при этом достигнутый уровень производительности оказывается невысоким, и задача по-прежнему остается практически нерешенной. Так загрузка лучших отстойных аппаратов по жидкости объемом 200 м3 составляет 1,2... 1,3 млн т/год (3000 т/сут.).
Задача же состоит в том, чтобы создать аппараты производительностью, превышающей этот уровень в несколько раз.
Теоретические предпосылки, объясняющие возможность достижения этого уровня, сводятся к следующему [35].
Производительность горизонтальных отстойных аппаратов цилиндрической формы может быть рассчитана по формуле, пригодной для капель размерами менее 0,1 мм (100 мкм), режим осаждения - ламинарныйгде Qj, - производительность; g - ускорение, свободного падения; d - диаметр капель пластовой воды; Ар - разность плотностей воды и нефти; L - длина аппарата; R - радиус аппарата, h - высота водяной подушки; v - кинематическая вязкость нефти; рн - плотность нефти. При h = 0 формула принимает вид:
Из формулы (1.19) видно, что производительность отстойника зависит от размеров капель пластовой воды. Так увеличение размеров капель в 3,3 раза приведет к повышению производительности отстойника в 10 раз.
При размерах капель свыше 0,1 мм (100 мкм) скорость осаждения возрастает, режим осаждения становится турбулентным и производительность отстойника определяется формулой Анализ формул (1.19) и (1.20), а также их сопоставление показывают, что на два порядка больше Qn. Следовательно, теоретически производительность отстойных аппаратов при условии предварительного укрупнения капель может быть повышена в 100 раз.
Если учесть ряд факторов, ограничивающих возможность увеличения производительности отстойных аппаратов до этого уровня в практических условиях, то возможная загрузка аппаратов оказывается в среднем в 10 раз,выше достигнутой по отрасли.
В практических условиях максимальная производительность отстойника на ступени обезвоживания составляет 10000 т/сут. На ступени обессоливания вышенной вязкости максимальная производительность отстойника не превышает 7 тыс. т/сут (имеется в виду отстойник вместимостью 200 м3).
Решающее влияние на увеличение производительности отстойных аппаратов при прочих равных условиях оказывают технологические приемы, направленные на укрупнение капель пластовой воды перед отстоем эмульсии. При осаждении большого числа капель скорость стесненного падения со определяется не только параметрами, входящими в выражение закона Стокса, но и соотношением объемов фаз эмульсии.
Технологические предпосылки
В настоящее время требуется, чтобы путем закачки в пласт поддерживалось пластовое давление, которое снижается по мере извлечения нефти, и чтобы при этом обеспечивалось эффективное вытеснение нефти из пористой среды с различными коллекторскими свойствами [43].
В связи с этим при закачке вод в пласт предъявляются следующие требования:
- не оказывать вредного воздействия и не изменять в худшую сторону качество извлекаемых и остающихся в пласте нефти, газа и воды;
- не формировать осадки, приводящие к кольматации пор и каналов пласта;
- не провоцировать выделение балластовых и коррозионно-активных газов (сероводорода, углекислого газа и т.д.);
- не кальматировать своей массой каналы низкой и повышенной проницаемости;
- не приводить к неконтролируемому разрушению скелета пласта;
- не оказывать вредное воздействие на смежные технологические процессы при добыче нефти, сборе и транспорте продукции скважин;
- не оказывать вредное воздействие на обслуживающий персонал, оборудование, окружающую среду.
С учетом этих требований предусмотрены нормы на качество воды, закачиваемой в пласт.
Впервые в 1947 году в нефтяной промышленности установлены временные нормы [43]:
- содержание твердых взвешенных частиц (ТВЧ) не должно быть более 1 мг/л;
- содержание растворенного кислорода - до 1 мг/л;
- содержание железа (на устье скважины) - до 0,5 мг/л;
- общая щелочность - не более 50 мг.
В 1961 году с учетом опыта закачки воды в пласты разработаны новые нормы [СН 173-61]:
- содержание ТВЧ - до 2 мг/л;
- содержание нефтепродуктов - отсутствует;
- содержание железа - до 0,5 мг/л;
- содержание кислорода - не регламентируется.
В последующем нормы начали дифференцировать в зависимости от местных условий и коллекторских свойств пласта, были разработаны ВСН 3-74, а позднее ВНТП 3-77 (нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений). Допустимое содержание нефти и механических примесей в водах, используемых в заводнении различных групп нефтяных залежей, согласно ВНТП 3-77, приведено в таблице 2.2 [27].
1 Порово-трещинный до 0,350 более 0,350 2,0-6,5 менее 2 15 30 15 30
2 Трещинно-поровый до 0,600 более 0,600 3,5-3,6 менее 3,5 40 50 40 50
За рубежом требования к качеству воды разнообразны. В США существуют такие требования [33]:
- содержание нефти - 10 мг/л;
- содержание ТВЧ - 2-50 мг/л;
- содержание железа - до 1 мг/л;
- содержание кислорода - до 1 мг/л;
- содержание углекислого газа - 10 мг/л;
- содержание сероводорода - отсутствие;
- содержание бактерий - не более 10000 ед. мл.
В целом качество воды должно быть таким, чтобы в течение 6...12 месяцев снижение приемистости от первоначальной не превышало 20...30 %, т.к. снижение приемистости неизбежно при любом ее качестве.
Известно, чем чище пластовая сточная вода, закачиваемая в пласт, тем выше приемистость нагнетательных скважин и тем меньше, при всех прочих равных условиях, необходимое их количество, следовательно, меньше расходы, связанные с поддержанием пластового давления [32, 40].
Однако большая степень очистки пластовых вод связана, прежде всего, со значительным удорожанием строительства очистных сооружений, и, кроме того, она не всегда бывает оправданной. Поэтому к очистке пластовых вод для каждого месторождения следует подходить индивидуально, и там, где проницаемость продуктивных коллекторов высокая (600...800 мД), нет необходимости в сооружении сложных и дорогостоящих установок [20, 39].
Степень очистки сточных вод должна быть такой, чтобы сохранялась устойчивая приемистость нагнетательных скважин при давлении закачки (14... 16 МПа).
Согласно действующим правилам разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин [29], нормы допустимого содержания механических, химических и органических примесей в закачиваемой воде должны устанавливаться научно-исследовательскими институтами на основании лабораторных исследования и опытной закачки воды в скважины. Требования к качеству нагнетаемой воды применительно к объекту устанавливаются организацией, составляющей проект разработки данного месторождения.
Достижения в области технологии и технических средств очистки пластовой воды позволяют организовывать предварительный сброс воды на начальных участках системы сбора продукции скважины и использовать сбрасываемую воду в системе поддержания пластового давления в нефтеносном пласте.
Современное состояние технологии и техники подготовки эмульсии и разделения ее на нефть и воду позволяет успешно выполнить предварительный сброс воды на начальных участках системы сбора продукции скважин. При этом предварительный сброс воды организовывается с учетом использования минимально необходимого оборудования и минимальных затрат.
Это достигается тем, что эмульсия подготавливается, начиная со скважины и на протяжении всего пути движения до пункта сброса воды. Подготовленность эмульсии к расслоению позволяет осуществлять процесс расслоения при естественной температуре, т.е. без дополнительного подогрева. Высокоэффективные аппараты обеспечивают расслоение эмульсии в тонком слое эмульсии (аппараты с перегородками), а концевые делители фаз - отвод разделенных нефти и воды с возможностью контроля и регулирования их качества. Выводы по главе 2
1. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений из-за сильного обводнения продукции скважин возникает необходимость сброса воды на начальных участках системы сбора продукции скважин. Считается, что предварительный сброс воды необходимо проводить при достижении содержания воды в продукции скважины 30 %.
2. Научные основы подготовки эмульсии к разделению, технологические приемы подачи деэмульгатора до образования устойчивой эмульсии и возможность контроля эффективности деэмульгатора позволяют успешно осуществлять предварительный сброс воды.
Оценка работы установки предварительного сброса воды типа «Хитер-Тритер»
При концентрациях воды в продукции скважин более 50 % возникают сложные множественные эмульсии с прочной бронирующей оболочкой, распределенные в объеме свободной неэмульгированной воды. Такие эмульсии не
поддаются разделению на фазы лишь за счет действия сил гравитации. Одним из распространенных методов разрушения эмульсии является нагревание жидкости и создание условий для оседания, или обеспечения времени задержки, способствующей процессу сепарации. На этом принципе работает установка предварительного сброса воды в горизонтальном исполнении с коагулирующим триггером, приведенная на рисунке 3.2 [13].
Поступающие нефть, вода, эмульсия и попутный газ входят в установку через впускное отверстие, расположенное наверху емкости. Жидкая фаза попадает во входной отсек установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Отделенный газ поднимается на верх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому фланцу. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и сливается с жидкой фазой внизу емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа в установке.
Эмульсия, нефть и несвязанная вода проходят вниз вокруг стенок жаровой трубы и через заслонку, затрудняющую прохождение нефти. Несвязанная вода собирается на дне емкости под жаровыми трубами в зоне отстоя. Нагревание эмульсии при ее прохождении вокруг жаровых труб вызывает быстрое коагулирование капелек воды и разбивает эмульсию. Капли воды, выделившиеся из эмульсии, выпадают на дно емкости и соединяются с несвязанной водой, которая медленно оседает без нагрева. Кроме того, нефть и эмульсия, проходя над жаровыми трубами, вымывают образовавшиеся на них осадки и накипь.
Температура в жаровых трубах и полке поддерживается путем сжигания природного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры может потребоваться альтернативный источник топливного газа. Установка оснащена фланцем для подсоединения альтернативного источника газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой, установлены в установке.
Нефть поднимается через слой жидкости в отстойнике, где за счет гравитации из нее выделяется оставшаяся вода. Нефтеводяная смесь протекает через пластинчатую секцию установки. Пластинчатая секция состоит из множества расположенных друг над другом рифленых полипропиленовых пластин.
В условиях ламинарного потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин, где скапливается нефть. Затем эти капельки коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Кроме того, эта секция способствует большему столкновению капель. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе в форме больших шариков, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижнюю часть емкости. Очищенная нефть продолжает подниматься наверх и поступает в сборную секцию. Затем чистая нефть выходит из установки через нефтяной выкидной клапан.
Расчет пропускной способности отстойника
При размещении перегородок по высоте отстойника необходимо учитывать деление вместимости отстойника для каждого компонента газожидкостной смеси: газа, нефти и воды. С учетом количества каждого компонента должна быть предусмотрена соответствующая часть вместимости отстойника.
Поскольку уровень раздела «нефть-вода» в предпоследнем отсеке изменяется в пределах регулирования регулятором раздела фаз, нижние кромки перегородок должны быть понижены на величину изменения раздела фаз от расчетных величин. В общем случае возможно распределение вместимости отстойника так, чтобы каждый компонент газожидкостной смеси (газ, нефть и вода) занимал примерно равную часть, т.е. по 1/3 части вместимости.
Для определения пропускной способности отстойника с перегородками необходимо использовать рекомендуемые методы расчета отстойников [9]. За основу рекомендуется принять технологические параметры горизонтального отстойника таких же размеров. При этом за счет достижения эффективной работы отстойника имеет место повышение качества сепарации и отстоя. На практике при необходимости, за счет использования запаса качества, возможно повышение пропускной способности отстойника.
Определение пропускной способности любого отстойника основано на определении скорости всплытия частиц нефти в воде и оседания капель воды в нефти по формуле [22]:
р - динамическая вязкость среды, т.е. нефти или воды, МПа-с. Как видно из формулы, скорость отстоя сильно зависит от размера частиц d. Укрупнением частиц нефти или воды можно ускорить процесс отстоя. Поэтому для любого отстойника определяющим фактором является подготовленность эмульсии к отстою.
При известной скорости оседания частиц пропускная способность отстойника определяется временем оседания частиц через слой жидкости в отстойнике. Время оседания частиц в отстойнике принимается за необходимое время пребывания эмульсии в отстойнике. Время оседания частиц в отстойнике оказывается тем меньше, чем тоньше слой жидкости, где происходит отстой. Если в обычных отстойниках слой жидкости, где происходит отстой, составляет порядка 2 метров, а в рассматриваемом отстойнике с перегородками слой жидкости выше и ниже перегородок, где происходит отстой, составляет
0,1 ...0,2 м, т.е. толщина слоя жидкости меньше более чем в 10 раз, это означает, что время отстоя в таких отстойниках уменьшается во столько же раз. При этом необходимо учитывать, что толщина слоя жидкости при переливе через верхнюю кромку перегородки непосредственно связана с расходом жидкости.
Так, по теории водослива [59], расход жидкости через водослив (перегородку) определяется по формуле
где Q - расход жидкости; b - ширина водослива (перегородки); Н - геометрический напор (толщина слоя жидкости выше кромки перегородки); m - коэффициент расхода водослива. Схема водослива приведена на рисунке 4.2.
Нижний бьеф
Из формулы (4.5) видно, что Q и Н зависят друг от друга. При этом скорость оседания частиц в слое жидкости Н является ограничивающим фактором пропускной способности отстойника.
С учетом вязкости жидкости экспериментальным путем найден коэффициент расхода водослива m применительно к отстойнику с перегородками [42]: С учетом изложенных факторов, для ориентировочных расчетов, пропускную способность отстойника с перегородками рекомендуется определить по формуле
Q = 300-V, м3/сут, (4.7)
где V - вместимость отстойника, м3.
Используя вышеприведенные рекомендации, любой пустотелый отстойник, сепаратор может быть модернизирован и преобразован в трехфазный отстойник-сепаратор, работающий с высокой эффективностью.
В соответствии с действующими нормативно-техническими документами выполнены расчеты аппарата на прочность. При этом определены толщины стенок обечайки, днища, взаимовлияние отверстий на обечайке на прочность, предусматрено усиление участков обечаек в местах выхода патрубков.
Выводы по главе 4
1. С учетом известных требований и практики использования отстойников разработан новый тип отстойника с системой перегородок в зоне отстоя эмульсии внутри аппарата. Перегородки размещены так, чтобы организовать, отстой в тонком слое жидкости, разделение и отвод компонентов эмульсии без возможности повторного смешения.
2. С учетом нового принципа работы отстойника определена пропускная способность отстойника по жидкости. При этом показано, что фактическая пропускная способность такого отстойника оказывается в 2-3 раза выше, чем пропускная способность существующих отстойников.
3. Определены конструктивные размеры перегородок и их взаимное размещение.
4. Такой модернизации может быть подвержен любой емкостной отстойник в виде горизонтальной цилиндрической емкости.
