Пробковый кран со смазкой типа КППС.

Пробковый кран (рис.1) состоит из корпуса, конической пробки, крышки, через которую проходит регулировочный винт, позволяющий регулировать рабочий зазор между уплотнительными поверхностями корпуса пробки. Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами, поджатие которых производится грундбуксой 11. Управление краном осуществляется путем поворота пробки (через шпиндель и кулачковую муфту) рукояткой до ее упора (рукоятки) в выступы горловины корпуса. Для поворота пробки крана рукоятку при необходимости наращивают рукояткой 406- ЗИП –4, поставляемой с арматурой. Шпиндель уплотняется манжетами, которые поджимаются грундбуксой 4. Для отжатия заклиненной пробки и подачи смазки в шпинделе 5 крана предусмотрено устройство, состоящее из толкателя и втулки (уплотняемой двумя кольцами из маслобензостойкой резины) с вмонтированным в нее обратным клапаном. Отжатие заклиненной пробки осуществляется вращением толкателя. Осевое усилие на пробку передается через втулку. Кран работает только со смазкой. Смазка выполняет следующие функции: обеспечивает герметичность затвора крана; облегчает поворот пробки, создавая постоянную прослойку между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки; предохраняет уплотнительные поверхности от коррозии и износа; предохраняет кран от заедания и заклинивания. С целью повышения коррозийной стойкости пробка крана подвергается сульфацианированию. Кран смазывается через 40-50 циклов работы смазкой ЛЗ-162 или через 150-180 циклов смазкой «Арматол-238».

Кран шаровой ДУ 50

Техническая характеристика:

Проводимая среда…………………………………….нефть, газ, конденсат

Рабочее давление, МПа……………………………….21,8

Условный проход, мм…………………………………50

Температура окружающей среды, ⁰С ……………….-30..+ 40

Масса, кг………………………………………………20, 15, 7

Изготовитель: ЦКБ «Титан», г. Волгоград (1,5).

Краны шаровые ДУ 50/80-40 МПа

Условия эксплуатации

Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с содержанием:

парафина, % (объемных), не более…………………..7

серы, % (объемных), не более………………………..7

сероводорода, % (объемных), не более ……………..0,3

воды, %………………………………………………..100

Температура окружающей среды, С⁰ ……………….от +5 до +70

Изготовитель: АО «ОЗНА», г Октябрьский

Трехходовой кран

Габаритные размеры запорного устройства, мм

длина (с ручкой) ……………………………………192

ширина ……………………………………………….60

высота (с ручкой)……………………………………76

Изготовитель: АО «завод элементов трубопроводов»,

р.п. Исток Свердловской области

Запорная арматура АО «Тяжпромарматура»

Конусные краны

Техническая характеристика

Диаметр условного прохода Ду, мм……………….50, 80, 100, 150, 200, 300

Условное давление Ру, МПа (кгс/см²) …………….6,4 (64)

Привод……………………………………………….ручной, пневматический

Рабочая среда………………………………………..природный газ

Температура среды, ⁰С ……………………………от –40 до +80

Масса, кг……………………………………………от 29 до 1050

Краны шаровые

Краны шаровые нового поколения с центральны разъемом наиболее полно отвечают требованиям народного хозяйства, обладают высокими технико-экономическими характеристиками и эксплуатационными показателями. Применяются в качестве запорного устройства на трубопроводах, транспортирующих природный газ. В конструкции кранов использован ряд оригинальных решений; корпус крана состоит из двух штампованных полукорпусов, наличие одного разъема уменьшает вероятность разгерметизации узла крана относительно внешней среды; конструкция запорного органа, выполненная по схеме «пробка в опорах» с самосмазывающимися подшипниками скольжения из металлофтороплпстовой ленты, облегчает управление краном и уменьшает крутящий момент, необходимый для поворота пробки.

Уплотнение затвора из эластомерного материала, обладающего высокой износо – и эрозонностойкостью, обеспечивает надежную герметичность затвора во всех диапазонах транспортируемой среды.

Герметичность затвора крана обеспечивается постоянноприжатыми давлением транспортируемой среды к пробке уплотнительным кольцами для Ду 50, 80,100- на входе, для Ду – как на входе, так и на выходе.

2) По конструкции:

- натяжные (уплотняющая поверхность пробки прижимается к корпусу крана натяжением гайки, расположенной на нижнем наружном конце пробки);

- сальниковые (уплотнение поверхности пробки и корпуса при затягивании сальника);

- смазочные (уплотнение достигается путем заливки масла на уплотняющие поверхности).

Вентиль – запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан, насаженный на нем, перемещается вдоль оси седла.

Вентиль игольчатый

Вентиль игольчатый

Широкое применение в нефте – и газопромысловом оборудовании при измерении давления, отборе проб и в качестве запорного устройства получили игольчатые вентиля. Вентиль игольчатый рассчитан на рабочее давление до 16 Мпа и имеет условный проход 15 мм.

Вентиль игольчатый состоит из корпуса и шпинделя с наконечником. Шпиндель имеет резьбу, а на его верхний конец крепится маховик. При вращении маховика поступательное движение шпинделя обеспечивает открытие или закрытие проходного отверстия вентиля. Закрытие вентиля осуществляется вращением маховика по часовой стрелке.

Изготовитель: Нефтяная машиностроительная компания, г.Екатеринбург.

В конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые предназначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.

Назначение регулирующей арматуры трубопроводов (регуляторов давления) – поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после него. Она устанавливается, как правило, на газопроводах для обеспечения постоянного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.

Назначение предохранительной арматуры – предохранение трубопроводов или аппаратов от разрывов при повышении давления. К предохранительной арматуре относятся предохранительные клапаны различных конструкций ( пружинные, рычажные и др.).

Назначение ДНС. Краткая характеристика и принцип работы

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется по нефтесборному трубопроводу на дожимную насосную станцию.

Дожимная насосная станция (ДНС) предназначена для осуществления первой ступени сепарации, для дальнейшей транспортировки жидкости с помощью центробежных насосов до ЦППН, а газа под давлением сепарации до газоперерабатывающего завода, а также замера жидкости и газа проходящих через нее.

На ДНС газоводонефтяная эмульсия поступает в сепараторы первой ступени сепарации НГС, предварительно отобрав отделившийся свободный газ в УПОГ и отделив воду от нефти в УПСВ, где сепарируется от попутного нефтяного газа, затем в сепараторы – буферы БЕ. Из сепараторов – буферов жидкость откачивается насосами внешней откачки НБ на ЦППН. В случае невозможности внешней откачки (авария на напорном нефтепроводе, неисправность насосов ВО и т.п.) предусмотрено поступление нефти в аварийный РВС.

Газ, выделившийся из газонефтяной эмульсии в сепараторах первой ступени, через ГС и УУГ под давлением газосепарации направляется на ГПЗ.

На УПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия поступает на печи трубчатые для нагрева и далее в отстойники, где происходит разделение эмульсии. Для ускорения процесса в нефть дозировочными насосами на вход установки подается деэмульгатор. Нефть с отстойников направляется в НГС. Выделившаяся в отстойниках из эмульсии подтоварная вода откачивается в систему ППД. Очищенная вода с содержанием нефтепродуктов до 40 мг/л подается на вход КНС.

Основные объекты и сооружения.

- узел предварительного отбора газа (УПОГ);

- сепараторы первой ступени (НГС);

- газовый сепаратор (ГС);

- установка предварительного сброса воды (УПСВ);

- технологические трубопроводы;

- напорный нефтепровод;

- насосный блок (НБ);

- узел учета газа (УУГ);

- узел учета нефти (УУН);

- узел учета воды (УУВ);

- газопровод;

- факельная система;

- дренажная система;

- резервуар вертикальный стальной (РВС);

- компрессорная;

- дизельная;

- операторная.

Вспомогательные помещения.

- административные помещения;

- слесарная мастерская;

- склады;

- столовая;

- котельная.

Выпускаются ДНС блочного исполнения.

НБ на заводе собираются и доставляются в сборе. На месте производится установка, обвязка, наладка.

Освещение ДНС естественное и от сети 220 В, а также аварийное от сети 12 В. Все осветительные приборы во взрывозащищенном исполнении.

Насосы и электродвигатели устанавливаются на рамах, которые можно выкатывать на специальную площадку.

В НБ также устанавливаются :

- вентиляционный блок;

- система дренажных коллекторов;

- датчики нагрева подшипников;

- ЭКМы;

- запорная арматура;

- датчики контроля загазованности;

- пост местного управления насосными агрегатами;

Для перекачки жидкости применяют различные ЦНС (реже НК ):производительностью от 38 м3/ч. до 300 м3/ч. и давлением нагнетания (напором) до 60 кгс/см2.

УУН, УУВ.

Узел учета предназначен для определения количества проходящей жидкости (суммарный дебит всех скважин).

Узел учета состоит из нескольких турбинных расходомеров типа «Норд» (рабочих и контрольного). Показания счетчиков выходят на пульт управления в операторной ДНС.

Характеристика ЦНС 300*240.

Центробежный насос секционный; Q = 300 м3/час, Н = 240 м.вод.ст.(24 кгс/см2), частота вращения 3000 об/мин.

Состоит из вала с рабочими колесами, направляющих аппаратов, корпусов направляющих аппаратов, узла разгрузки (гидропяты), концевых роликовых или шариковых подшипников.

Вал насоса через муфту соединен с валов электродвигателя.

С увеличением числа секций увеличивается напор (без увеличения производительности).

На ЦППН происходит дальнейшее отделение газа от нефти в нефтегазосепараторах второй, а по необходимости и третьей ступени сепарации, обезвоживание и обессоливание нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти применяются установки подготовки нефти УПН. Подготовленная нефть до товарной кондиции накапливается в резервуарах товарного парка и откачивается насосами в магистральный нефтепровод потребителю. Отделившаяся от нефти вода проходит дополнительную подготовку на установке подготовки воды и закачивается через КНС обратно в продуктивные пласты. Газ, отделившись от нефти, с помощью компрессоров компрессорной станции КС по газопроводу доставляется на ГПЗ

При герметизированнойсхеме нефтесбора достигается высокая степень централизации технологических объектов, их количество на месторождении сводится к минимуму, нефть нигде не контактирует с воздухом и потери от испарения сведены к минимуму (0,2%).