Упв это в строительстве

Поступающую из скважин нефть и газ нужно очистить.
Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный нефтяной газ (ПНГ), твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод (МНП) подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти.
Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).
От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.
На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, ПНГ и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

АЛМАТЫ: РАСЦВЕТ И УПАДОК ТРАМВАЙНОГО ДВИЖЕНИЯ | УВП #3 [REMASTERED]

Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС).
Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС.
Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении.
В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти.
На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды.
На установке по подготовке нефти (УПН) осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке.
Комплект этого оборудования называется УКПН — установка по комплексной подготовке нефти.

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 — нефтяная скважина;
2 — автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
3 — дожимная насосная станция (ДНС);
4 — установка очистки пластовой воды;
5 — установка подготовки нефти;
6 — газокомпрессорная станция;
7 — центральный пункт сбора нефти, газа и воды;
8 — резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию МНП.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа «вода в нефти».
В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию.
Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

• гравитационный отстой нефти,
• горячий отстой нефти,
• термохимические методы,
• электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя.

4. УПВ в АВК 3.7.0

В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более).
Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти — малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти.
Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое.
Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание.

При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами.
В качестве деэмульгаторов используют ПАВ.
Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти.
Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы.
Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др.
Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости.
Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции.
Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара.
Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины).
Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды.
Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти.
Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации.
Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке.
При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный.
В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод.
В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок.
Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования.
Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты.
Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения.
Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию.
Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды.
Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах — отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках.
Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена.
Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду.
Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность.

Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м 3 /сут.
Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000.
Каждая такая установка состоит из 4 х блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек).
Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты.
В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.
В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый.

При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки — «под руслом».
Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм.
Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта.
Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм.
В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда — «река-скважина», разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта).
Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине.
Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС).
При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник.
В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок.
Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.
Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.

Источник: neftegaz.ru

Экраны
УПВ-2

Флуоресцирующие экраны УПВ-2 предназначены для снижения экспозиции при проведении рентгеновского контроля. Экраны УПВ-2 отлично зарекомендовали себя в разных областях применения, изготовлены из высокоэффективного мелкозернистого рентгенолюминофора: вольфрамата кальция с добавлением оксисульфида иттрия, активированного тербием и защитного полиуретанового покрытия.

Рабочий слой зернисто матовый. Усиливающие экраны УПВ-2 выпускаются в следующих форматах: 30х40см. По специальному заказу изготавливаются УПВ-2 любых форматов. Используемая в качестве основы лавсановая пленка и защитный слой на основе полиуретановых лаков дают возможность увеличить ресурс безотказной работы экранов до 5 лет без ограничения количества произведенных снимков.

Конструктивно усиливающие экраны УПВ-2 представляют собой люминифор (в данном случае вольфрамат кальция), нанесенный на основание из картона или пластика. Допустимое для применения усиливающих экранов УПВ-2 напряжение на рентгеновской трубке составляет от 100 до 400 кВ. Экраны УПВ-2 размещаются в плоских и гибких кассетах , обеспечивающих плотный контакт с пленкой. Для фильтрации рассеянного рентгеновского излучения необходимо использовать свинцовые экраны : передний 0,05-0,1 Pb; задний 0,1-0,2 PB.

Экраны УПВ-2. Технические характеристики:

Разрешающая способность,	3,00-3,50 пар линий/мм
Чувствительность с пленкой РТ-1	620 Р -1
Коэффициент пересчета экспозиции при переходе к комбинации с экраном	180
Состав и конструкция экрана	CaWO4 +Y2O2S:Tb
Нагрузка люминофора (передний экран/задний экран)	65-70/65-70 мг/мм 2
Рекомендуемый диапазон напряжений на трубке	100-400 кВ
Рекомендуемое излучение источников гамма-излучения	0,35 МэВ
Температурный диапазон эксплуатации	-30…+45 °С

Ассортимент флуоресцентных экранов:

Характеристика флуоресцентных экранов	Маркировка отечественных экранов / зарубежных аналогов	Разрешающая способность, пар линий/мм не менее	Чувствительность комбинации экранов с плёнками РТ-1, HS800, в Р -1 , не менее	Коэффициент пересчета экспозиции при переходе к экранам	Состав и конструкция флуоресцентного экрана	Нагрузка люминофора мг/мм 2
						передний экран	задний экран
Повышенной разрешающей способности.	УПВ-1 ПРС	6.00-8.00	100	30	CaWO4+краситель	40-45	40-45
	Зарубежных аналогов нет
Общего назначения	УПВ-1	3.50-4.00	350	100	CaWO4	45-50	45-50
	Зарубежных аналогов нет
	УПВ-2	3.00-3.50	620	180	CaWO4 +Y2O2S:Tb	65-70	65-70
	KYOKKO HP	3.00-3.50	650	200	CaWO4 +BaFBr:Eu	45-50	65-70
Высокого усиления	УПВ-3 ВУ	3.20-3.80	1200	350	BaFBr:Eu	50-60	50-60
	KYOKKO SUPER	3.20-3.80	1200	350	BaFBr:Eu,	50-60	50-60

Флуоресцирующие экраны УПВ-2 предназначены для совместного использования с техническими радиографическими плёнками, сенсибилизация эмульсионного слоя которых позволяет применение усиливающих экранов с эмиссией в ультрафиолетовой, фиолетовой и синей области спектра. Такими плёнками являются: РТ-1 ; Kodak HS800 ; AGFA F8 .

Источник: acnkru.ru