Приспособление для отвода газа: Трубка для отвода газа, 8 (восемь) букв

Разное

Содержание

Отвод электросварной для ПНД труб

Отвод электросварной 45° ПЭ100 SDR11

Электросварной отвод 45 градусов применяется в строительстве водопроводных или газопроводных трубопроводов из полиэтилена, для изменения направления трубы на 45 градусов. Электросварной отвод 45 градусов имеет размер 25, 32, 40, 50, 63, 75, 90, 110, 125, 160, 180, 200, 225 мм и максимальное рабочее давление 16 атмосфер (вода), 10 атмосфер (газ)

Отвод электросварной 30° ПЭ100 SDR11

Отвод ПЭ 30 электросварной имеет открытую нагревательную спираль для оптимальной теплоотдачи, большую глубину сопряжения, особо широкую зону сварки, холодные зоны по бокам и в центре, предотвращающие вытекание расплавленной массы. Отвод ПНД 30 не требует при работе специальных держателей и приспособлений.

Отвод электросварной 11° ПЭ100 SDR11

Отвод электросварной с углом поворота 11 градусов предназначен для универсального и свободного от внутренних напряжений корректирования направления трубопровода, в том числе и в стесненных условиях. Путем комбинации возможно создание отводов 22º, 33º и так далее.

Артикул Диаметр внутр, мм Масса,кг Цена с НДС [руб/шт]* Корзина
616139-W11 110 0,960 3 071,05
616140-W11 125 1,300 4 201,55
616141-W11 160 2,350 8 069,05
616142-W11 180 3,140 10 381,05
616143-W11 225 5,280 17 946,90

*Существует гибкая система скидок.

Данная деталь является отличным решением при использовании в строительстве полиэтиленовых трубопроводов в системах питьевого или технического водоснабжения, в системах газопроводов. Он обладает высоким качеством исполнения при невысокой стоимости. А простота и легкость монтажа, оставит только хорошее впечатление и трубопровод высокой надежности, после проведения монтажных работ. Вся информация, зашифрованная в штрих-код, с легкостью распознается электросварочным аппаратом любого производителя.

Отвод электросварной 90 градусов имеет открытую нагревательную спираль для оптимальной теплопередачи, большую глубину сопряжения, особо широкую зону сварки, холодные зоны по бокам и в центре, предотвращающие вытекание расплавленной массы. Отвод полиэтиленовый электросварной с углом поворота 90 градусов не требует при работе специальных держателей и приспособлений.

Отвод 90 электросварной имеет размер 25, 32, 40, 50, 63, 75, 90, 110, 125, 160, 180, 200, 250 мм и имеет максимальное рабочее давление 16 атмосфер (вода), 10 атмосфер (газ). Если в процессе проведения работ или проектирования возникает необходимость использования электросварного отвода большого диаметра, например, 315, 400 и т.д., то эта задача решается просто, берется литой отвод и две муфты. В итоге получается все тот же электросварной отвод, только монтаж его будет производится в поле, а не на заводе.

%d0%b2%d0%b5%d0%bd%d1%82%d0%b8%d0%bb%d1%8f%d1%86%d0%b8%d0%be%d0%bd%d0%bd%d1%8b%d0%b9%20%d1%81%d1%82%d0%b2%d0%be%d0%bb%20%d0%b4%d0%bb%d1%8f%20%d0%be%d1%82%d0%b2%d0%be%d0%b4%d0%b0%20%d0%b8%d1%81%d1%85%d0%be%d0%b4%d1%8f%d1%89%d0%b5%d0%b9%20%d1%81%d1%82%d1%80 — с русского на все языки

Все языкиАбхазскийАдыгейскийАфрикаансАйнский языкАканАлтайскийАрагонскийАрабскийАстурийскийАймараАзербайджанскийБашкирскийБагобоБелорусскийБолгарскийТибетскийБурятскийКаталанскийЧеченскийШорскийЧерокиШайенскогоКриЧешскийКрымскотатарскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧувашскийВаллийскийДатскийНемецкийДолганскийГреческийАнглийскийЭсперантоИспанскийЭстонскийБаскскийЭвенкийскийПерсидскийФинскийФарерскийФранцузскийИрландскийГэльскийГуараниКлингонскийЭльзасскийИвритХиндиХорватскийВерхнелужицкийГаитянскийВенгерскийАрмянскийИндонезийскийИнупиакИнгушскийИсландскийИтальянскийЯпонскийГрузинскийКарачаевскийЧеркесскийКазахскийКхмерскийКорейскийКумыкскийКурдскийКомиКиргизскийЛатинскийЛюксембургскийСефардскийЛингалаЛитовскийЛатышскийМаньчжурскийМикенскийМокшанскийМаориМарийскийМакедонскийКомиМонгольскийМалайскийМайяЭрзянскийНидерландскийНорвежскийНауатльОрокскийНогайскийОсетинскийОсманскийПенджабскийПалиПольскийПапьяментоДревнерусский языкПортугальскийКечуаКвеньяРумынский, МолдавскийАрумынскийРусскийСанскритСеверносаамскийЯкутскийСловацкийСловенскийАлбанскийСербскийШведскийСуахилиШумерскийСилезскийТофаларскийТаджикскийТайскийТуркменскийТагальскийТурецкийТатарскийТувинскийТвиУдмурдскийУйгурскийУкраинскийУрдуУрумскийУзбекскийВьетнамскийВепсскийВарайскийЮпийскийИдишЙорубаКитайский

 

Все языкиАнглийскийНемецкийНорвежскийКитайскийИвритФранцузскийУкраинскийИтальянскийПортугальскийВенгерскийТурецкийПольскийДатскийЛатинскийИспанскийСловенскийГреческийЛатышскийФинскийПерсидскийНидерландскийШведскийЯпонскийЭстонскийТаджикскийАрабскийКазахскийТатарскийЧеченскийКарачаевскийСловацкийБелорусскийЧешскийАрмянскийАзербайджанскийУзбекскийШорскийРусскийЭсперантоКрымскотатарскийСуахилиЛитовскийТайскийОсетинскийАдыгейскийЯкутскийАйнский языкЦерковнославянский (Старославянский)ИсландскийИндонезийскийАварскийМонгольскийИдишИнгушскийЭрзянскийКорейскийИжорскийМарийскийМокшанскийУдмурдскийВодскийВепсскийАлтайскийЧувашскийКумыкскийТуркменскийУйгурскийУрумскийЭвенкийскийБашкирскийБаскский

Устье скважины, Устьевое оборудование — Что такое Устье скважины, Устьевое оборудование?

Используется как при бурении, так и при эксплуатации скважин


ИА Neftegaz. RU. Устье скважины — соединение обсадной трубы с противовыбросовым устройством или с фонтанной арматурой, закрепленными болтами или приваренными к направляющей трубе или кондуктору.

Устье скважины находится на поверхности земли и представляет собой начало углубления, а дно называется забоем.


Назначение устья:

  • защитное — предотвращает обвал рыхлых почв;
  • собирательное — является точкой выхода компонентов скважины;
  • регулирующее — контроль давление внутри скважинной системы.


Устьевое оборудование — это комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины (затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины) в процессе бурения, капитального ремонта скважин и регулирования режима работы скважины в процессе её эксплуатации.



В состав устьевого оборудования, используемого в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят:


  • колонная головка,
  • противовыбросовое оборудование.


Колонная головка

Колонная головка, с помощью которой обвязываются обсадные колонны в процессе бурения, служит также основанием для установки фонтанной арматуры. 

Она остается на скважине на весь период эксплуатации.

Функции головки обсадной колонны:

  • соединение обсадных конструкций и другого устьевого оборудования,
  • герметизацию пространства;
  • удержание массы технической колонны;
  • удержание эксплуатационной колонны.

Присоединение очередного звена обсадной колонны обеспечивают фитинги, которые крепятся на колонную головку.
Монтаж  обсадных труб производится с использованием адаптеров и регуляторов.


В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят: 


  • фонтанная арматура, 

  • манифольд фонтанной арматуры, 

  • приспособление для замены задвижек под давлением,

  • лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин,

  • комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования.

Фонтанная арматура
Фонтанная арматура — это система механизмов и приспособлений, выполняющих регулирующие и контролирующие функции.
Фонтанная арматура обеспечивает:

  • герметизацию устья фонтанирующей скважины, 
  • подвеску колонн лифтового назначения,
  • контроль и управления потоками. 

Состав фонтанной арматуры:

  • колонная головка — связана с обсадной колонной;

  • трубная головка — связана с лифтовыми колоннами;

  • фонтанная елка — распределение и регулировка продукции.

Требования к оборудованию:

  • способность выдерживать высокое давление;

  • возможность проведения замеров давления;

  • обеспечивать выпуск или закачку газа;
  • возможность подвешивания обсадных колонн, 
  • возможность герметизации.

Схемы фонтанной арматуры:

  • манометрическая;

  • вентильная;

  • тройниковая;

  • дроссельная.

Для соединений компонентов арматуры используют фланцы и хомуты.
Присоединение трубопроводу осуществляется через манифольд.

Электросварные отводы Frialen на 11, 30, 45 и 90 градусов разных размеров в наличии на складе в Москве.

 
  • Отвод Frialen 11° ПЭ100 SDR11
  • Отвод Frialen 30° ПЭ100 SDR 11
  • Отвод Frialen 45° ПЭ100 SDR11
  • Отвод Frialen 90° ПЭ100 SDR11

Отвод Frialen 11° ПЭ100 SDR11

Технические характеристики
Дополнительная информация

Отвод электросварной Frialen 11° ПЭ100 SDR11

Отвод ПЭ 11 электросварной предназначен для универсального и свободного от внутренних напряжений корректирования направления трубопровода, в т. ч. и в стесненных условиях. При использовании отвода полиэтиленового 11 достигается максимальная гибкость благодаря вариантам монтажа. Путем комбинации возможно создание отводов 22о, 33о и т.д. Муфтовая часть имеет открытую нагревательную спираль для оптимальной теплопередачи, большую глубину сопряжения, особо широкую зону сварки. Спиготная часть подходит для сварки с помощью электросварных муфт. Максимальное допустимое рабочее давление 16 bar (вода), 10 bar (газ)

 

Заказать

Отвод Frialen 30° ПЭ100 SDR 11

Технические характеристики
Дополнительная информация

Отвод электросварной Frialen 30° ПЭ100 SDR 11

Отвод ПЭ 30 электросварной имеет открытую нагревательную спираль для оптимальной теплоотдачи, большую глубину сопряжения, особо широкую зону сварки, холодные зоны по бокам и в центре, предотвращающие вытекание расплавленной массы. Отвод ПНД 30 не требует при работе специальных держателей и приспособлений. Максимальное допустимое рабочее давление 16 bar (вода), 10 bar (газ)

 

Заказать

Отвод Frialen 45° ПЭ100 SDR11

Технические характеристики
Дополнительная информация

Отвод ПЭ 45 электросварной предназначен для изменения направления трубопровода из полиэтилена, транспортирующего воду или газ. Отвод ПНД 45 градусов имеет открытую нагревательную спираль для оптимальной теплопередачи, большую глубину сопряжения, особо широкую зону сварки, холодные зоны по бокам и в центре, предотвращающие вытекание расплавленной массы. Отвод полиэтиленовый 45 электросварной не требует при работе специальных держателей и приспособлений. Одвод электросварной 45 32, 40, 50, 63, 75, 90, 110, 125, 160, 180, 200, 225 имеет максимальное допустимое рабочее давление 16 bar (вода), 10 bar (газ).

Заказать

Отвод Frialen 90° ПЭ100 SDR11

Технические характеристики
Дополнительная информация

Отвод Frialen 90 градусов имеет открытую нагревательную спираль для оптимальной теплопередачи, большую глубину сопряжения, особо широкую зону сварки, холодные зоны по бокам и в центре, предотвращающие вытекание расплавленной массы. ПНД отводы Frialen не требуют при работе специальных позиционеров и приспособлений. Максимальное допустимое рабочее давление 16 бар (вода)/10 бар (газ).

Заказать



   Внимание! Вашу цену со скидкой уточняйте у менеджера!

У нас Вы всегда можете купить трубы из полиэтилена низкого давления для водоснабжения и газоснабжения (купить трубы ПНД), купить соединительные части для полиэтиленовых труб (купить фитинги ПНД), купить литые полиэтиленовые фитинги для соединения ПНД труб, купить компрессионные фитинги для сборно-разборных систем трубопроводов, купить электросварные фитинги; купить полипропиленовые трубы и фитинги для отопления и водоснабжения, сварочное оборудование для монтажа труб, купить канализационные трубы для внутреннего и наружного применения, стальные фитинги, воздуховоды из нержавеющей стали, круглые воздуховоды из стали, прямоугольные воздуховоды из стали, сетевые элементы вентиляции, противопожарные воздуховоды

 

Структура программы подготовки квалифицированныхрабочих, служащих 

Подземный ремонт скважин

В результате изучения профессионального модуля обучающийся должен:

иметь практический опыт:

технического обслуживания оборудования, средств механизации и автоматизации спускоподъемных операций;

промывки эксплуатационной колонны через насосно-компрессорные трубы и инструмент;

контроля качества подготовки скважины к прострелочным работам и геофизическим исследованиям;

технического обслуживания, сборки и разборки устьевого оборудования скважин при различных способах эксплуатации;

расстановки и обвязки передвижных агрегатов, сооружений и канатной техники;

выполнения работ по восстановлению и увеличению приемистости нагнетательных скважин;

уметь:

выбирать оборудование в зависимости от глубины скважины, вида ремонта, геологических и местных условий;

определять виды и назначение агрегатов, механизмов, инструментов и приспособлений при технической эксплуатации;

читать чертежи схем расположения и обвязки оборудования на скважинах;

производить смену однорядного и двухрядного лифтов, запарафиненных труб, глубинных насосов, оборудования раздельной эксплуатации, газлифтных клапанов;

изменять погружение глубинных насосов, ликвидировать обрывы и отвороты штанг;

разбирать и чистить газовые и песочные якоря;

промывать и чистить скважины от песчаных пробок, глинистого раствора;

промывать скважины горячей нефтью и другими химическими реагентами;

ликвидировать гидратные пробки в стволе скважин, очищать эксплуатационную колонну от парафина, отложений солей и смол;

собирать и разбирать устьевое оборудование скважин при различных способах эксплуатации;

выполнять погрузочно-разгрузочные работы, связанные с подземным ремонтом скважин;

устанавливать и крепить передвижные агрегаты и сооружения;

подключать и отключать электрооборудование и осветительную аппаратуру на скважинах, оснащенных штепсельными разъемами;

применять правила безопасности труда при эксплуатации оборудования, инструментов и приспособлений;

применять правила безопасности труда при спускоподъемных операциях;

знать:

виды работ при ремонте скважин, порядок их выполнения;

устройство и принцип действия автоматов для механизированного свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и штанг, кабеленаматывателя, индикатора веса, средств механизации и автоматизации спускоподъемных операций;

типы газопесочных якорей и их применение;

расчет процесса промывки песчаной пробки;

способы и технологию промывки скважин;

технологию очистки скважин от гидратных пробок, парафина, отложений солей и смол;

технологию подготовки скважин к прострелочным работам, способы геофизических исследований;

устройство и технологию ремонта устьевого оборудования скважин;

основные приспособления, применяемые при погрузочно-разгрузочных работах;

способы восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин;

технологию установки и крепления передвижных агрегатов и сооружений;

технологию установки подземных сооружений и подготовки скважин к ремонту;

правила подключения и отключения электрооборудования и осветительной аппаратуры;

межколонные газопроявления и методы их ликвидации;

правила безопасности труда при подземном ремонте скважин

Устройство и схема работы ГБО простыми словами

Принцип работы

Необходимо отметить, питание газовой смесью, исполнение всей газобаллонной системы предыдущих поколений значительно проще, чем конструкция бензиновой системы подачи топливной смеси.

Перевод транспортного средства для работы на газобаллонном оборудовании, его соответствующее переустройство выглядит таким образом. Предварительно в багажном, грузовом отделении, под днищем машины, на раме монтируют специальную емкость, предназначенную для заполнения газом. В двигательном отсеке (подкапотное пространство) устанавливают редуктор-испаритель, дополнительные устройства, функции которых связаны с подачей в мотор газовой смеси, и механизмы регулировки топлива.

Баллоны заправляются жидкой смесью пропана-бутана. Если давление соответствует атмосферному, топливо имеет газообразное состояние. Если давление выше атмосферного, газ преобразуется в жидкое топливо, которое при бытовых температурах может испаряться. Поэтому под сжиженный газ используются только герметичные емкости. Давление в них может составлять 2-16 атмосфер.

Газовые пары формируют давление, благодаря которому они подаются в газовый трубопровод повышенного давления. Заправка газового баллона и подача из него топлива в магистраль производится через мультиклапан. Для выполнения заправки дополнительно применяется специальное выносное приспособление.

Сжиженная газовая смесь направляется по трубопроводу и проходит через газовый клапан с фильтровальным элементом. Такая дополнительная фильтрация позволяет эффективнее очищать топливо от смолистых соединений, прочих примесей. Это устройство также предназначено для блокировки подачи газовой смеси при отключении зажигания, переключении рабочего режима двигателя на автомобильный бензин.

После фильтрации топливная смесь направляется в редуктор. Здесь давление газовой смеси падает до показателя, составляющего примерно 1 атмосферу. Снижение давления способствует испарению жидкой газовой смеси. При прохождении данного процесса редуктор активно охлаждается. Именно по данной причине его соединяют с системой охлаждения автомобильного двигателя. Подогретая охлаждающая жидкость в результате циркуляции по системе не дает редуктору обмерзать. В холодный период года рекомендуется производить запуск автомобильным бензином, а уже после предварительного прогрева двигателя стоит переводить его рабочий режим на газобаллонное оборудование. Данное требование предполагает выход мотора на рабочий температурный режим, а также подогрев охлаждающей жидкости до необходимой температуры.

После редуктора уже парообразный газ направляется в цилиндры мотора. В ГБ системе отсутствует деталь, схожая функционально с бензонасосом. Газовая смесь содержится в баллоне под определенным давлением, и поступает в редуктор автономно, дополнительная подкачка для этого не требуется. Благодаря этому система ГБО по конструкции значительно проще. А способность газа преобразовываться из жидкости в пар при изменении показателей температуры, давления еще больше сокращает количество элементов конструкции ГБО установок.

Специальный переключатель, установленный в автомобильном салоне, позволяет переключаться с бензина на газ и обратно. После выключения зажигания переключатель занимает нейтральное положение. Газобаллонное оборудование может быть наделено дополнительно функцией отключения подачи газовой смеси, если в автомобильном двигателе отсутствует искра.

Схема установки

Где установить генератор для коттеджа

Что касается нашей зимы, то при определенных минусовых температурах генераторы просто не заводятся. Например, гарантированная температура, при которой запустится бензиновый генератор: -10 ̊, а дизельный и вовсе 0̊ С.

Подготовка места для электростанции

Для правильного оборудования места установки генератора нужно учесть несколько важных моментов:

  • генератор не должен вибрировать. Лучше всего установить его на платформу, содержащую амортизаторы. Идеальным вариантом считается основание из бетонного пола и резиновые маты. Такое покрытие приглушит шум и воспрепятствует вибрации.

  • шумоизоляция. В каждом генераторе есть вмонтированный глушитель. Но даже с ним генераторы (особенно дизельные) производят много шума. Звук этот по децибелам сравним с шумом самолета, находящегося на расстоянии 200 метров – это очень громко, стоять рядом и разговаривать будет невозможно. Чтобы избежать такого неудобства, вы можете сделать дополнительную звукоизоляцию, используя сэндвич-панели или невозгораемые плиты из минеральной ваты с плотностью от 175 кг/м3. Такая мера звукоизоляции вполне себя оправдает, если помещение маленькое, и предназначено оно только для размещения генератора.

Если вы планируете разместить электростанцию в отдельном строении – гараже или сарае, тогда есть смысл приобрести генератор в защитном противошумном кожухе. Это приспособление вполне справляется со своей функцией. Для сравнения – дизельный генератор в защитном кожухе – это приблизительно 65-70 децибел (громкость человеческой речи). То есть, работает он почти бесшумно.

Вредные выхлопы от генератора

Выхлопные газы не просто вредны для здоровья, они смертельно опасны. Генератор любого типа должен быть снабжен отводом для выхлопа газа. Отвод может выглядеть как переходник, установленный на глушитель, в комплекте с металлическим рукавом (допускается использование сантехнической гофры). Учитывайте, что в процессе эксплуатации установки рукав может испытывать воздействие температуры до 400̊ С, поэтому вы должны заранее изолировать его. В качестве изоляции можно применить базальтовую плиту большой плотности (к примеру, ППЖ-200) или асбестовый лист.

Обеспечение притока воздуха

Двигатель внутреннего сгорания не может функционировать без притока кислорода, а значит, нужно обеспечить постоянное поступление свежего воздуха в помещение, где работает генератор. Если помещение не закрывается герметически, тогда воздух в него поступает естественным образом, сам по себе. Помещение может считаться герметичным, если в нм установлены пластиковые окна, а двери снабжены уплотнителями. В этом случае прекрасным выходом для вас станут управляемые жалюзи, которые будут сами открываться и закрываться в зависимости от уровня температуры внутри помещения.

А если все-таки генератор установить на улице?

Есть решение, при котором можно обойтись без специального помещения под установку генератора. Это специально оборудованный контейнер, в котором есть вентилятор, выход для отвода выхлопных газов, обогреватель (конвектор), а также коробки электрооборудования, полностью защищенные от попадания пыли и влаги.

Резюме

Безусловно, генератор лучше размещать в закрытых помещениях, причем отдельно стоящих от вашего дома. А для того, чтобы генератор прослужил долго и без поломок, необходимы хорошая шумоизоляция, постоянный приток воздуха извне и соответствующая температура для запуска работы двигателя.

Аппарат для наркозного газа

— Компоненты и системы — Введение

Аппарат для наркозного газа — Компоненты и системы — Введение

Пересмотрено в апреле 2021 г.

ГАЗОВЫЙ АППАРАТ> КОМПОНЕНТЫ И СИСТЕМЫ> ВВЕДЕНИЕ

  • Введение
  • Запоминаемые числа
  • Общие характеристики всех аппаратов наркозного газа
    • Функции, требуемые стандартом
    • Путь газов внутри машины
    • Пять заданий кислорода
    • Поставка, обработка, доставка, утилизация модель
  • Производителей

Введение

Аппарат наркозного газа — это устройство, которое подает точно известную, но изменяемую газовую смесь, включая обезболивающие и жизнеобеспечивающие газы. Аппарат анестезиологического газа также называется рабочей станцией для анестезии или системой доставки анестезии.

Компоненты и системы, описанные в этом документе, являются типичными для аппарата наркозного газа. Различия между старыми газовыми аппаратами (Ohmeda Modulus, Excel, ADU или Aestiva и Dräger Narkomed GS, Mobile, MRI, 2B, 2C, 3 или 4) меньше, чем их сходства. Поэтому для этого поколения машин описаны только те различия, которые имеют наибольшее влияние на клиническую практику.Однако эти старые газовые машины становятся все менее распространенными, поскольку они приближаются к тому времени, когда они больше не будут поддерживаться технической поддержкой и обслуживанием производителя.

Различия между моделями оказывают большее клиническое влияние на газовые аппараты последнего поколения из-за более высокой степени интеграции систем с компьютерным управлением, физиологического монитора, аппаратного монитора и электронных медицинских карт. Таким образом, здесь более подробно описаны различия для новых моделей от GE Healthcare (Aisys, Aespire, Avance) и Dräger (Apollo, Perseus, Fabius GS).

Запоминаемые числа

Больничный трубопровод является основным источником газа при 50 фунтов на квадратный дюйм , что соответствует нормальному рабочему давлению для большинства машин. Баллоны — Кислород подается при давлении около 2000 фунтов на квадратный дюйм (регулируется до 45 фунтов на квадратный дюйм после того, как он входит в машину).

Промывка кислородом — это «прямой поток» от трубопровода до общего выхода газа (в обход испарителей и расходомеров), 35-75 л / мин.

Ссылки OSHA на отработанные анестезирующие газы (WAG) дают рекомендацию NIOSH для OSHA — профессиональное воздействие должно быть ограничено (восьмичасовое среднее значение) не более 2 ppm галогенированных агентов (0,5 ppm, если закись азота в процессе эксплуатации), и не более 25 ppm закиси азота. Прочтите рекомендацию NIOSH 1977 года по отходящим газам.

Размеры трубок — поглотитель 19 или 30 мм, ETT или общий выпуск газа (CGO) 15 мм, дыхательный контур 22 мм.

Общие характеристики всех анестезиологических станций

Основная пневмо-механическая конструкция аппарата для наркозного газа стала известна поколению поставщиков. Базовая конструкция была призвана выполнять более сложные функции с появлением в операционной компьютерных мониторов, особенно пульсоксиметрии, капнографии и газового анализа.

Теперь интеграция компьютера дает новое поколение аппаратов для наркозного газа, которые имеют множество дополнительных функций в небольшом корпусе.Эти системы доставки спроектированы с самого начала для интеграции всех средств мониторинга, расширенной вентиляции, электронной записи анестезии и микропроцессорного управления. Примеры этой новой волны — Aisys, Apollo и Perseus. Эти газовые машины закупаются потому, что их

  • повысить безопасность пациентов
    • более надежные и функциональные основные компоненты, такие как вентиляторы, испарители, расходомеры
    • встроенная сигнализация с компьютерным управлением
  • имеет расширенные режимы вентиляции. Большинство из них основаны на дыхании с контролируемым давлением и позволяют добавлять ПДКВ (не все режимы доступны для каждой модели).
    • вентиляция с контролем давления (PCV)
    • вентиляция с контролем давления с гарантией объема (PC-VG или Autoflow)
    • синхронизированная прерывистая принудительная вентиляция (SIMV) с дыханием с контролем давления или объема
    • вентиляция с поддержкой давлением (PSV)
    • постоянное положительное давление в дыхательных путях (CPAP)
    • двухуровневое положительное давление в дыхательных путях (BiPAP)
    • вентиляция со сбросом давления в дыхательных путях (APRV)
  • выполняет проверку на соответствие и герметичность дыхательного контура, тем самым способствуя анестезии с низким потоком.
    • Они также повышают точность выдаваемых дыхательных объемов в режиме управления объемом (VCV), но в настоящее время этот режим используется гораздо реже.
  • меньше и легче (в некоторых случаях), потому что у них есть встроенный мониторинг
  • упрощает автоматизированный учет по сравнению с традиционными конструкциями
    • электронный захват потока свежего газа
    • интеграция микропроцессора
  • оснащен улучшенными мониторами и новыми инновационными возможностями мониторинга (спирометрия и кривые времени потока)

Необходимые компоненты анестезиологической станции

Прежний (отозванный в 2014 году) стандарт наркозного газа (рабочая станция) был ASTM F1850 (стандарт, опубликованный Американским обществом испытаний и материалов). Европейский стандарт — EN740. Поскольку конструкции расходятся более широко, чем в прошлом, ни один стандарт не может быть легко применен ко всем рабочим станциям. Но F1850 по-прежнему полезен как список желаемых систем.

  • Резервная батарея на 30 минут
  • Сигнализация
    • Сгруппированы по высокому, среднему и низкому приоритету.
    • Тревоги с высоким приоритетом не могут быть отключены более чем на 2 минуты.
    • Некоторые сигналы тревоги и мониторы должны быть автоматически включены и функционировать перед использованием, либо путем включения устройства, либо в соответствии с контрольным списком перед использованием: давление в дыхательном контуре, концентрация кислорода, выдыхаемый объем или углекислый газ (или и то, и другое).
    • Высокоприоритетный аварийный сигнал давления должен звучать при превышении установленных пользователем пределов, при сохранении высокого давления или при отрицательном давлении.
    • Сигнализация отключения может быть основана на низком давлении, выдыхаемом объеме или углекислом газе.
  • Необходимые мониторы
    • Объем выдоха
    • Вдыхаемый кислород с аварийным сигналом высокого приоритета в течение 30 секунд после падения уровня кислорода ниже 18% (или предельного значения, устанавливаемого пользователем).
    • Авария сбоя подачи кислорода
    • Система защиты от гипоксии должна защищать от вдыхаемого кислорода менее 21%, если используется закись азота.
    • Необходимо контролировать концентрацию паров анестетика.
    • Требуются пульсоксиметрия, мониторинг артериального давления и ЭКГ
  • Давление в дыхательном контуре ограничено до 12,5 кПа (125 см вод. Ст.).
  • Шнур электропитания должен быть несъемным или устойчивым к отсоединению.
  • К аппарату должен быть подключен хотя бы один кислородный баллон .
  • Подвесной хомут должен иметь индексируемый штифт, иметь зажимное устройство, препятствующее протеканию, и фильтр. Он должен иметь обратный клапан для предотвращения перелива и манометр в баллоне. Должны быть регуляторы давления в баллоне. Машина должна использовать трубопроводный газ, если давление в трубопроводе превышает 345 кПа (50 фунтов на кв. Дюйм).
  • Расходомеры :
    • Одно управление для каждого газа
    • Каждый элемент управления потоком рядом с индикатором потока
    • Ручка управления потоком кислорода уникальной формы
    • Стопы клапана (или какой-либо другой механизм) необходимы, чтобы чрезмерное вращение не повредило расходомер.
    • Указатель расхода кислорода находится справа от ряда расходомеров
    • Кислород поступает в общий коллектор после других газов
    • Настоятельно рекомендуется использовать дополнительный кислородный расходомер
  • Присутствует продувка кислородом , обеспечивающая поток 35-75 л / мин, который не проходит через какие-либо испарители.
  • Испарители
    • С калибровкой по концентрации
    • Должна присутствовать блокировка
    • Указан уровень жидкости, предотвращающий переполнение
    • «Следует» использовать запорные устройства с ключом
    • Не происходит выброс жидкого анестетика из испарителя даже при максимальном потоке свежего газа
  • Только один общий выпускной патрубок для газа с внешним диаметром 22 мм и внутренним диаметром 15 мм, который предназначен для предотвращения случайного отсоединения
  • Трубопровод газоснабжения
    • Манометр трубопроводный
    • Входы как минимум для кислорода и закиси азота
    • Защита DISS
    • Линейный фильтр
    • Клапан обратный
  • Контрольный список должен быть предоставлен (он может быть в электронном виде или выполняться пользователем вручную)
  • Должен быть предусмотрен цифровой интерфейс данных

Путь газов внутри машины

Oxygen имеет пять «задач» в AGM ; он питает

  1. вентилятор приводной газовый
  2. клапан промывки
  3. Аварийный сигнал о падении давления кислорода
  4. Клапан запорный датчик давления кислорода («отказоустойчивый»)
  5. расходомеров.

Он также играет роль в системе защиты от гипоксии, которая поддерживает правильную пропорцию между потоками кислорода и закиси азота.

Схема пяти задач кислорода. Щелкните эскиз или подчеркнутый текст, чтобы увидеть его увеличенную версию (26 КБ).

Путь газа через аппарат проиллюстрирован в Venticinque & Andrews (Miller), или Dorsch & Dorsch, или M Dosch в Nurse Anesthesia (Nagelhout & Elisha 2021).Это всего лишь один из способов представить себе машину — лучшим способом может быть модель «Поставка, обработка, доставка и утилизация».

Компоненты машины также могут быть логически концептуализированы по величине пневматического давления, которому они подвергаются:

  1. Контур высокого давления состоит из частей, которые принимают газ под давлением в баллоне.
    • траверса (включая фильтр и однонаправленный клапан)
    • Хомут
    • Манометр баллона
    • регуляторы давления в баллонах
  2. Контур промежуточного давления принимает газы с низким, относительно постоянным давлением (37-55 фунтов на квадратный дюйм, что является давлением в трубопроводе или давлением после регулятора баллона)
    • вводы трубопроводов и манометры
    • Вход мощности вентилятора
    • Устройство сброса давления кислорода (отказоустойчивое) и сигнализация
    • клапаны расходомера
    • Регуляторы второй ступени кислорода и закиси азота
    • Клапан промывки кислорода
  3. Цепь низкого давления включает компоненты, расположенные дистальнее иглы расходомера.
    • клапаны
    • расходомерные трубки
    • испарители
    • обратные клапаны (при наличии)
    • общий газоотвод

В Соединенных Штатах есть два основных производителя и аппаратов для наркозного газа.

  • Dräger Medical Inc. (Телфорд, Пенсильвания) в настоящее время предлагает аппараты Apollo, Fabius (GS Premium, MRI), Tiro (и Tiro M).
    • Персей
    • Аполлон
    • Fabius GS Premium
    • Фабиус МРТ
    • Fabius Tiro
      • «Разработано для использования в помещениях с ограниченным пространством»
    • Fabius Tiro M («мобильный»)
      • «Fabius Tiro M — это компактная анестезиологическая система, которая предлагает полный спектр анестезиологической вентиляции для военных анестезиологов / CRNA в полевых условиях.Это устройство может использоваться в различных мобильных и стационарных военных приложениях, где требуется общая анестезия. Модульная конструкция позволяет хранить все стандартные компоненты системы в одном контейнере … »
    • Наркомед 6000/6400
    • Наркомед ГС
    • Наркомед Мобил, 2С, 3, 4
  • GE Healthcare (Мэдисон, Висконсин) в настоящее время предлагает первые четыре перечисленных газовых аппарата.
    • Aisys CS2
    • Avance CS2
    • (ранее: Aestiva, Arestiva MRI, ADU, Modulus, Excel)


Сепараторы нефти и газа — PetroWiki

Сепаратор нефти / газа — это сосуд высокого давления, используемый для разделения скважинного потока на газообразные и жидкие компоненты. Они устанавливаются либо на береговой технологической станции, либо на морской платформе. В зависимости от конфигурации емкости сепараторы нефти / газа можно разделить на горизонтальные, вертикальные или сферические сепараторы.В группах жидкостей, которые необходимо разделить, сепараторы нефти / газа могут быть сгруппированы в двухфазный сепаратор газ / жидкость или трехфазный сепаратор нефть / газ / вода. В зависимости от функции разделения сепараторы нефти / газа также могут быть разделены на сепараторы первичной фазы, испытательные сепараторы, сепараторы высокого давления, сепараторы низкого давления, разжижители, дегазаторы и т. Д. Для соответствия технологическим требованиям сепараторы нефти / газа обычно проектируются. в ступенях, в которых сепаратор первой ступени используется для первичного разделения фаз, а сепаратор второй и третьей ступеней применяется для дальнейшей обработки каждой отдельной фазы (газа, нефти и воды).В зависимости от конкретного применения сепараторы нефти / газа также называются дегазаторами или дегазаторами. Дезиквилизаторы используются для удаления диспергированных капель из основного потока газа; в то время как дегазаторы предназначены для удаления пузырьков загрязненного газа из основного потока жидкости.

Другие названия разделителей

Условные наименования сепараторов нефти / газа:

  • Сепаратор нефти / газа
  • Сепаратор газ / жидкость
  • Дегазатор
  • Деликулайзер
  • Скруббер
  • Ловушка

Компоненты сепаратора

Сепаратор нефти / газа обычно состоит из следующих компонентов

  • Впускное устройство, расположенное в зоне / секции предварительного разделения для первичного разделения фаз;
  • Перегородки после входного компонента для улучшения распределения потока;
  • Устройство улучшения разделения, расположенное в секции первичного разделения (гравитационного осаждения) для разделения основных фаз;
  • Устройство для удаления тумана, расположенное в газовом пространстве, для дальнейшего снижения содержания жидкости в основном потоке газа;
  • Различные водосливы для контроля уровня жидкости или уровня границы раздела фаз;
  • Вихревой прерыватель для предотвращения уноса газа на выходе жидкой фазы;
  • Обнаружение и контроль уровня жидкости / границы раздела фаз и т. Д.;
  • Отвод газа, нефти, воды;
  • Устройства сброса давления

В большинстве систем переработки нефти / газа сепаратор нефти / газа является первым сосудом, через который проходит поток скважины после того, как он покидает добывающую скважину. Однако перед сепаратором может быть установлено другое оборудование, такое как нагреватели.

Функция сепаратора

Основные функции нефтегазового сепаратора, а также методы разделения кратко изложены в , Таблица 1 .

Требования к сепараторам

Сепараторы необходимы для обеспечения потоков нефти / газа, соответствующих техническим условиям трубопроводов для продажи, а также для утилизации.

  • Нефть должна содержать менее 1% (по объему) воды и менее 5 фунтов воды / млн куб. Футов газа.
  • Водяной поток должен содержать менее 20 частей на миллион нефти для сброса за борт в Мексиканском заливе (GOM).

Сброс давления

Стадия извлечения жидких углеводородов — Поэтапная сепарация (сброс давления) — для максимизации объемов жидких углеводородов На рис. 1 показана типичная технологическая линия глубоководного GOM. Различают четыре стадии разгерметизации:

  1. высокое давление (л.с.)
  2. промежуточное давление (IP)
  3. Нокаут свободной воды (FWKO)
  4. Комбинация дегазатора / очистителя нефти (BOT)
  • Фиг.1 — Типичная производственная линия разделения GOM, состоящая из HP, IP, FWKO, дегазатора и BOT (любезно предоставлено CDS Separation Technologies Inc.).

Объемная вода удаляется на третьей стадии, FWKO, и окончательное обезвоживание выполняется на BOT. В Северном море и других местах вода может быть удалена на судах высокого и / или IP. BOT обычно представляет собой установку для электростатической обработки. Иногда BOT будет включать в себя секцию дегазации, что устраняет необходимость в отдельной емкости дегазатора.Типичные давления глубоководной платформы GOM для ступеней дегазации:

  • 1500 фунтов на кв. Дюйм для HP
  • 700 фунтов на кв. Дюйм для IP
  • 250 фунтов на кв. Дюйм для IP
  • 50 фунтов на кв. Дюйм для FWKO

Дозирование

Защита насосов и компрессоров

Дожимной компрессорный агрегат

На рис. 2 показан соответствующий дожимной компрессорный агрегат

  • Рис. 2 — Типичная трехступенчатая компрессорная установка (любезно предоставлена ​​CDS Separation Technologies Inc.).

Установка обезвоживания

Рис. 3 Блок дегидратации гликоля. Обе системы используют сепараторы в качестве основного компонента в их конструкции.

  • Рис. 3 — Типичная система дегидратации гликоля, предоставленная CDS Separation Technologies Inc.).

Ориентация сепаратора

В таблице 2 сравниваются преимущества и недостатки вертикальных и горизонтальных сепараторов.Эту таблицу следует использовать в качестве ориентира при выборе.

Рекомендации по проектированию

Размер сепараторов нефти / газа обычно выбирается исходя из теории осаждения или времени удерживания жидкой фазы. Чтобы справиться с резкими скачками жидкости или колебаниями добычи, которые часто встречаются во время добычи нефти / газа, обычно выбирают сепараторы нефти / газа с достаточным запасом. Сепаратор обычно делится на следующие функциональные зоны:

  • Входная зона
  • Зона распределения потока
  • Зона гравитационного разделения / коалесценции
  • Выходная зона

Каждая зона должна быть тщательно спроектирована для достижения заданной общей эффективности разделения.Более подробная информация представлена ​​на странице размеров разделителя.

Зона входа

Соответствующее впускное устройство необходимо для получения начального объемного разделения жидкости / газа. В большинстве случаев газ уже будет выходить из раствора в трубопроводе, ведущем к сепаратору (из-за падения давления на входном штуцере или регулирующем клапане). Следовательно, большая часть газа отделяется от жидкости во входной зоне. Из-за проблем с пенообразованием и потребности в более высокой производительности циклонные впускные патрубки в настоящее время становятся все более популярными. Для приложений с входным импульсом менее 9 кПа можно использовать лопаточный вход.

Типовые воздухозаборники включают:

  • Плоские ударные пластины
  • Пластины с полированной головкой
  • Полуоткрытые трубы
  • Входной патрубок
  • Впускной патрубок циклонной группы

Эти впускные отверстия, хотя и недорогие, могут иметь недостаток, заключающийся в том, что они отрицательно влияют на эффективность разделения. Однако для жидкостей с более высоким импульсом эти входные отверстия могут вызвать проблемы. Пластины с плоской или выпуклой головкой могут вызывать образование мелких капель и пены.Конструкция с открытой трубой может привести к короткому замыканию или образованию каналов жидкости. Хотя импульс на входе является хорошим стартовым ориентиром для выбора, следует также учитывать условия процесса, а также выбор демистера. Например, если нагрузка жидкости достаточно низка, чтобы туманоуловитель мог обрабатывать всю жидкость, тогда впускные устройства могут применяться за пределами их типичных диапазонов импульса.

Зона распределения потока

Независимо от размера емкости короткое замыкание может привести к снижению эффективности разделения.Неотъемлемой частью любого впускного устройства является выпрямитель потока, такой как одиночная перфорированная перегородка. Пластина полного диаметра позволяет газу / жидкости течь более равномерно после выхода из входного отверстия лопастного типа, входных циклонов или даже ударных пластин. Пластина также действует как демистер от ударов и пенообразователь. Типичная свободная от нетто площадь (NFA) находится в диапазоне от 10 до 50%. По мере снижения NFA усиливается сдвиг жидкостей, поэтому NFA следует подбирать для конкретного применения. Одной из проблем этих пластин является накопление твердых частиц на входе.Обычно скорости во входной зоне достаточно высоки, чтобы переносить твердые частицы через перфорационные отверстия. В любом случае в зоне входа следует установить промывочную форсунку. Другие конструкции включают лопатки для выпрямления потока. Однако открытое пространство обычно слишком велико, чтобы быть эффективным.

Зона гравитации / коалесценции

Чтобы способствовать разделению (и разрушению пены), в сепаратор газа / жидкости иногда вводят сетчатую подушку, пакет лопастей и / или пакеты пластин / матриц. Эти внутренние элементы обеспечивают больше поверхностей столкновения или сдвига для усиления коалесцирующего эффекта дисперсной фазы.Для газовой фазы использовались пакеты матриц / пластин и лопатки, чтобы способствовать слиянию жидких капель или разрушению пены. Теория, лежащая в основе установки внутренних устройств с высокой поверхностью, таких как пакеты пластин для разрушения пены, заключается в том, что пузыри будут растягиваться и ломаться, когда их тянут по поверхности. Однако, если большая часть газа проходит через верхнюю часть упаковки, пенистый слой не будет в достаточной степени рассечен, и пузырьки будут извиваться к другому концу.

Зона выхода

Улавливание тумана может происходить с помощью трех механизмов; Следует иметь в виду, что между механизмами нет четко определенных границ. Поскольку импульс капли напрямую зависит от плотности жидкости и диаметра куба, более тяжелые или более крупные частицы имеют тенденцию сопротивляться движению по линии тока текущего газа и будут сталкиваться с объектами, находящимися на линии их движения. Это инерционный удар, механизм, отвечающий за удаление большинства частиц диаметром> 10 мкм. Более мелкие частицы, следующие по линиям тока, могут сталкиваться с твердыми объектами, если расстояние до них меньше их радиуса. Это прямое столкновение.Часто это основной механизм для капель размером от 1 до 10 мкм. В случае субмикронных туманов броуновский захват становится доминирующим механизмом сбора. Это зависит от броуновского движения — непрерывного случайного движения капель при упругом столкновении с молекулами газа. По мере того, как частицы становятся меньше и скорость уменьшается, броуновский захват становится более эффективным. Почти все оборудование для удаления тумана делится на четыре категории:

  • Сетка
  • Лопатки
  • Циклоны
  • Волокнистые слои

Производительность сепаратора

Эффективность сепарации может быть оценена с помощью коэффициентов переноса жидкости и выноса по ГСА, на которые влияют многие факторы, такие как:

  • Расход
  • Свойства жидкости
  • Конфигурация судна
  • Внутреннее устройство
  • Система управления
  • ETC.

Вместимость большинства емкостей для разделения газа и жидкости по газу рассчитывается исходя из количества удаляемых капель жидкости определенного размера. Главное неизвестное — это распределение входящих капель по размеру. Без этого невозможно реально оценить качество сточных вод. Например, требование, согласно которому выходное отверстие для газа должно содержать менее 0,1 галлона / млн куб. Футов жидкости, довольно сложно гарантировать из-за неизвестного распределения капель по размерам. Падения давления на компонентах и ​​оборудовании трубопровода, расположенном выше по потоку, могут создавать очень маленькие перепады (от 1 до 10 мкм), в то время как коалесценция в трубопроводах и впускных устройствах может приводить к более крупным перепадам.Размер удаляемой капли 10 мкм для скрубберов более реалистично указать. То же самое относится к спецификациям «вода в масле» и «масло в воде». Насколько известно автору, корреляция для прогнозирования концентраций воды в нефти или нефти в воде недоступна. Например, прогнозирование того, может ли сепаратор производить поток нефти с содержанием воды менее 20% об., Обычно основывается на опыте или аналогичных сепараторах.

Вместимость большинства сепараторов по жидкости рассчитана таким образом, чтобы обеспечить время удерживания, достаточное для образования и отделения пузырьков газа.Большее время удерживания требуется для сепараторов, которые предназначены для отделения нефти от воды, а также газа от жидкости (трехфазные по сравнению с двухфазными сепараторами).

Внутреннее устройство сосуда

Доказано, что внутренние устройства судна могут существенно повлиять на рабочие характеристики нефтегазового сепаратора следующими способами:

  • Распределение потока
  • Капля / пузырьковый сдвиг и коалесценция
  • Создание пены
  • Смешивание
  • Контроль уровня

Ограничения производительности

Вспенивание

При понижении давления на определенные типы сырой нефти крошечные пузырьки газа заключаются в тонкую пленку нефти, когда газ выходит из раствора. Это может привести к диспергированию пены или пены в масле и образованию так называемого «вспенивающегося» масла. В других типах сырой нефти вязкость и поверхностное натяжение нефти могут механически блокировать газ в масле и вызывать эффект, аналогичный пенообразованию. Масляная пена не является стабильной или долговечной, если в масле не присутствует пенообразователь.

Неизвестно, является ли сырая нефть пенистой. Присутствие поверхностно-активного вещества и условия процесса играют роль. В литературе упоминаются органические кислоты как пенообразователи.Масла и конденсаты с высокой плотностью обычно не вызывают вспенивания, как описано Callaghan et al. [1]

Вспенивание значительно снижает производительность нефтегазовых сепараторов, поскольку требуется гораздо большее время удерживания для адекватного отделения заданного количества вспенивающейся сырой нефти. Пенистую сырую нефть нельзя точно измерить объемными расходомерами или обычными объемными дозаторами. Эти проблемы в сочетании с потенциальной потерей нефти / газа из-за неправильного разделения подчеркивают необходимость специального оборудования и процедур при обращении с вспенивающейся сырой нефтью.

Основными факторами, способствующими «разрушению» вспенивания масла, являются:

  • Расчетный
  • Возбуждение (сбивает с толку)
  • Тепло
  • Химическая промышленность
  • Центробежная сила

Эти факторы или методы «уменьшения» или «разрушения» вспенивания масла также используются для удаления увлеченного газа из нефти. Разработано множество различных конструкций сепараторов для обработки вспенивающейся сырой нефти. Они доступны от различных производителей — некоторые из них как стандартные устройства для обработки пены, а некоторые разработаны специально для конкретного применения.

Химические пеногасители на основе силикона и фторсиликона обычно используются в сочетании с вихревыми впускными отверстиями для разрушения пены. Концентрация химического пеногасителя обычно находится в диапазоне от 5 до 10 частей на миллион, но для многих видов сырой нефти GOM обычно составляет от 50 до 100 частей на миллион.

Рис. 4 представляет собой гамма-сканирование горизонтального газового сепаратора диаметром 48 дюймов, показывающее проблемы, связанные с пеной. По горизонтальной оси отложена мощность сигнала, а по вертикальной оси — высота внутри разделителя.Высокий уровень сигнала указывает на меньшую массу или больше газа. Меньшая мощность сигнала указывает на большую массу или жидкость. По мере того, как скорость химического вещества уменьшается, граница раздела газ / жидкость становится менее определенной. Дно емкости становится газообразным (больше сигнала), а верхняя часть становится пенистой (сигнал меньше). Унос жидкости происходит, когда пена проходит через туманоуловитель. Унос газа происходит из-за невозможности отделения пузырьков.

  • Рис. 4 — Пример результатов гамма-сканирования (любезно предоставлено CDS Separation Technologies Inc. ).

На рис. 5 показан горизонтальный сепаратор, используемый для обработки пенистой нефти. Жидкости проходят через входные циклоны, где центробежное действие помогает разбивать большие пузырьки. Перфорированная пластина после входных циклонов способствует обеспечению равномерного потока, а также предотвращению запотевания и пеногашения. Вихревые циклоны на выходе газа удаляют большое количество жидкости, образующейся в результате пенистого масляного слоя. Пенистая масляная подушечка возникает из-за мелких пузырьков, которые невозможно удалить во входных циклонах.

  • Рис. 5 — Двухфазный сепаратор, предназначенный для разрушения пены (любезно предоставлено CDS Separation Technologies Inc.).

Между перфорированной пластиной и туманоуловителем иногда устанавливаются внутренние элементы с высокой поверхностью, такие как пластины или блоки матриц, чтобы разбивать большие пузыри. Как обсуждалось ранее, теория, лежащая в основе внутренних устройств с высокой поверхностью, заключается в том, что пузырьки будут растягиваться и ломаться, когда их тянут по поверхности. Однако, если большая часть газа проходит через верхнюю часть упаковки, пенистый слой не будет в достаточной степени рассечен, и пузырьки будут извиваться к другому концу.

Парафин

Отложение парафина в сепараторах нефти / газа снижает их эффективность и может вывести их из строя из-за частичного заполнения емкости и / или блокировки туманоуловителя и каналов для жидкости. Парафин можно эффективно удалить из сепараторов с помощью пара или растворителей. Однако лучшим решением является предотвращение начального осаждения в емкости путем тепловой или химической обработки жидкости перед сепаратором. Другой сдерживающий фактор, успешный в большинстве случаев, включает покрытие всех внутренних поверхностей сепаратора пластиком, к которому парафин имеет небольшое сродство или не имеет никакого сродства.Вес парафина заставляет его отслаиваться от покрытой поверхности, прежде чем он приобретет опасную толщину.

Как правило, парафиновые масла не представляют проблемы, если рабочая температура выше точки помутнения (температуры, при которой начинают образовываться кристаллы парафина). Однако проблемы возникают во время простоя, когда масло имеет шанс остыть. парафин выходит из раствора и поверхностей пластин. Когда добыча будет восстановлена, поступающая жидкость может быть не в состоянии течь к участкам покрытия для растворения парафина.Кроме того, для растворения парафина требуются температуры выше точки помутнения.

Твердые вещества и соль

Если песок и другие твердые вещества непрерывно добываются в значительных количествах с помощью скважинных флюидов, их следует удалить до того, как флюиды попадут в трубопроводы. Соль можно удалить путем смешивания воды с маслом, а после растворения соли воду можно отделить от масла и слить из системы.

Вертикальные емкости хорошо подходят для удаления твердых частиц из-за небольшой площади сбора.Дно емкости также может иметь форму конуса с водяными струями, способствующими удалению твердых частиц. В горизонтальных сосудах песчаные форсунки и всасывающие сопла размещаются вдоль дна сосуда, обычно через каждые 5-8 футов. Перевернутые желоба также могут быть размещены наверху всасывающих сопел, чтобы предотвратить засорение сопел. Пескоструйная система показана на Рис. 6 . Систему этого типа иногда трудно использовать во время работы резервуара из-за влияния впрыскивания и всасывания на разделение и контроль уровня.Для сосудов, которые должны быть спроектированы таким образом, чтобы можно было производить пескоструйную очистку во время эксплуатации, см. Обсуждение эмульсионной обработки.

  • Рис. 6 — Пескоструйная система (любезно предоставлена ​​CDS Separation Technologies Inc.).

Коррозия

Добываемые скважинные жидкости могут быть очень агрессивными и вызывать преждевременный отказ оборудования. Двумя наиболее агрессивными элементами являются сероводород и двуокись углерода. Эти два газа могут присутствовать в скважинных флюидах в количествах от следов до 40-50% газа по объему.Обсуждение коррозии в сосудах высокого давления включено на страницу очистки воды.

Шевеление

Из-за воздействия волн или океанского течения на плавучую конструкцию жидкое содержимое в сепараторе нефти / газа будет возбуждено, что приведет к внутренним колебательным движениям жидкости. Это особенно проблема длинных горизонтальных сепараторов. Плескивание снижает эффективность разделения из-за дополнительного перемешивания, что приводит к уносу жидкости в газовой линии, уносу газа в жидкостной линии и потере контроля уровня.В трехфазных сепараторах снижается эффективность разделения масла / воды и газа / жидкости. Поэтому необходимо разработать внутренние перегородки для ограничения плескания. Акцент обычно делается на внутренних устройствах для гашения волн в газовых сепараторах из-за более значительных движений жидкости.

При проектировании впускных и выпускных устройств необходимо учитывать изменение уровня жидкости от конца до конца. Слишком низкий уровень жидкости может привести к прорыву газа из входных циклонов, тогда как слишком высокий уровень жидкости может вызвать сифонирование жидкости через туманоуловитель.

Таблица 3 дает некоторые оценки естественного периода жидкости для судов, совершающих продольное движение (раскачивание). Периоды составляют порядка 10 секунд, что аналогично периоду, установленному для плавучих платформ, таких как платформы с натяжными опорами (TLP) и плавучих судов для добычи, хранения и разгрузки (FPSO) в 10-летних штормовых условиях.

При проектировании планировки следует учитывать совмещение разделителей с движением конструкции.Например, на TLP суда рекомендуется выровнять по их длинному размеру, перпендикулярно преобладающему движению TLP. На судах при выравнивании судов следует учитывать величину и период крена и крена. Обычно рекомендуется выравнивать разделители по длине по длине судна.

Доступная литература, как описано Roberts et al. [2] , выделяет две основные особенности внутренних устройств для гашения волн:

  • Устранение границы раздела газ / жидкость
  • Смещение частоты собственных колебаний сепаратора от частоты платформы

На некоторых судах топливные баки заполняются морской водой по мере расходования топлива для предотвращения проблем, связанных с колебаниями.

Сдвиг собственной частоты обычно выполняется путем сегментирования емкости поперечными перегородками. Перегородки имеют перфорацию, могут быть размещены по всей жидкой фазе или могут быть размещены в области границы раздела нефть / вода. Однако следующие основные проблемы:

  • Доступ к судну
  • Сборник твердых частиц
  • Перемешивание — основная проблема

Можно использовать перегородки по горизонтали по периметру, но они также имеют недостатки. Другие формы перегородок включают наклонные крылья по длине судна для смягчения волн из-за крена, а также вертикальные перфорированные перегородки по длине судна. Таблица 4 подчеркивает различия между горизонтальными и вертикальными перегородками.

Регуляторы уровня

Стабильный контроль границ раздела нефть / вода и газ / нефть важен для хорошего разделения. Типичные настройки уровня двухфазного сепаратора показаны в Таблица 5 . Для трехфазного режима настройки уровня устанавливаются как на границе раздела нефть / вода, так и на уровне границы раздела нефть / газ.

Обычно расстояние между разными уровнями составляет не менее 4–6 дюймов.или минимум 10-20 секунд времени удерживания. Расположение самых низких уровней также должно учитывать осаждение песка / твердых частиц. Эти уровни обычно находятся от 6 до 12 дюймов от дна емкости. Минимальная толщина слоя воды / масла составляет приблизительно 12 дюймов. Обратите внимание, что эти минимальные настройки могут иметь решающее значение при выборе размера емкости в отличие от указанного времени удерживания.

В двух- или трехфазном горизонтальном сепараторе с очень небольшим количеством жидкости / воды используется конфигурация загрузочного или «двухцилиндрового» сепаратора.Все элементы управления интерфейсом тогда расположены в багажнике или нижнем корпусе. Примеры этих типов разделителей можно увидеть в разделе Типы разделителей.

Чтобы заставить жидкость выйти через зазор между трубкой и стенкой, также отводится поток газа. Проходящий поток вынуждается выходить через зазор за счет поддержания более низкого давления во внешнем кольцевом пространстве, чем то, которое находится внутри трубок. Это достигается путем создания каналов между кольцевым пространством и деталями полого сердечника всех спиновых генераторов.Хвосты этих полых ядер, в свою очередь, открыты для низкого давления вновь образованных газовых вихрей. Проходящий поток газа около 5% рециркулирует из трубок для вытягивания жидкости, затем обратно в спин-генератор и выходит из его хвостового конца, где он присоединяется к основному потоку газа.

Номенклатура

Коэффициент пропускной способности ячейки

ρ c = Плотность сплошной фазы, кг / м 3 ;
мкм c = динамическая вязкость в непрерывной фазе, кг / (м ∙ с) или Н ∙ с / м 2 ;
В в = скорость непрерывной фазы, м / с;
d h = гидравлический диаметр.
V r = скорость падения / подъема, м / с;
V h = горизонтальная скорость воды, м / с;
L = длина пакета пластин, м;
d pp = Расстояние между перпендикулярными зазорами пакета пластин, м.
ρ w = Плотность воды, кг / м 3 ;
ρ o = Плотность нефти, кг / м 3 ;
μ w = динамическая вязкость воды, кг / (м ∙ с) или Н ∙ с / м 2 ;
г = ускорение свободного падения, 9.81 м / с 2 ;
D o = Диаметр капли, м.
V м = расчетная скорость, м / с;
ρ г = Плотность газовой фазы, кг / м 3 ;
ρ л = Плотность жидкой фазы, кг / м 3 ;
К = , м / с.

Список литературы

  1. ↑ Callaghan, I.C., McKechnie, A.L., Ray, J.E. et al. 1985. Определение компонентов сырой нефти, ответственных за вспенивание. SPE J. 25 (2): 171–175. SPE-12342-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12342-PA.
  2. ↑ Робертс, Дж. Р., Басурто, Э. Р., и Чен, П. Я. 1966. Справочник по дизайну Slosh I, NASA-CR-406, контракт № NAS 8-11111. Хантсвилл, Алабама: Космические лаборатории Нортропа.

Интересные статьи в OnePetro

Кариос, Э., Вега, Л., Пардо, Р., Ибарра, Дж. 2013. Экспериментальное исследование скважинного газового сепаратора для бедных при непрерывном потоке газа и жидкости. Представлено на конференции SPE по искусственному лифту в Северной и Южной Америке, Картахена, Колумбия, 21-22 мая 2013 г. SPE-165033-MS. http://dx.doi.org/10.2118/165033-MS.

Интернет-мультимедиа

Джорджи, Уолли Дж. 2013. Вспенивание в сепараторах: обращение и эксплуатация. https://webevents.spe.org/products/foaming-in-separators-handling-and-operation

Хейкерс, Крис.2012. Воздействие регулирования потока на сепарации. https://webevents.spe.org/products/flow-conditioning-impact-on-separations

Матар, Омар К. 2013. Пеногасители в горизонтальном многофазном потоке — влияние на режим потока и разделения. https://webevents.spe.org/products/defoaming-additives-in-horizontal-multiphase-flow-impact-on-flow-regime-and-separations

SPE. 2020. Серии обучающих видео-роликов «Умный разделитель». Онлайн-курс обучения разделителю SPE, https://webevents.spe.org/products/savvy-separator-educational-video-series#tab-product_tab_overview.

Внешние ссылки

См. Также

PEH: Масло_и_газ_сепараторы

Размер сепаратора

Типы сепараторов

Способы обработки эмульсией

Водоочистные сооружения

Впуск

Демистер

Коалесцеры

Категория

Сепараторы нефти и газа — PetroWiki

Сепаратор нефти / газа — это сосуд высокого давления, используемый для разделения скважинного потока на газообразные и жидкие компоненты.Они устанавливаются либо на береговой технологической станции, либо на морской платформе. В зависимости от конфигурации емкости сепараторы нефти / газа можно разделить на горизонтальные, вертикальные или сферические сепараторы. В группах жидкостей, которые необходимо разделить, сепараторы нефти / газа могут быть сгруппированы в двухфазный сепаратор газ / жидкость или трехфазный сепаратор нефть / газ / вода. В зависимости от функции разделения сепараторы нефти / газа также могут быть разделены на сепаратор первичной фазы, испытательный сепаратор, сепаратор высокого давления, сепаратор низкого давления, разжижитель, дегазатор и т. Д.Для соответствия технологическим требованиям сепараторы нефти / газа обычно проектируются поэтапно, в которых сепаратор первой ступени используется для первичного разделения фаз, а сепараторы второй и третьей ступеней применяются для дальнейшей обработки каждой отдельной фазы (газа, нефти и воды). В зависимости от конкретного применения сепараторы нефти / газа также называются дегазаторами или дегазаторами. Дезиквилизаторы используются для удаления диспергированных капель из основного потока газа; в то время как дегазаторы предназначены для удаления пузырьков загрязненного газа из основного потока жидкости.

Другие названия разделителей

Условные наименования сепараторов нефти / газа:

  • Сепаратор нефти / газа
  • Сепаратор газ / жидкость
  • Дегазатор
  • Деликулайзер
  • Скруббер
  • Ловушка

Компоненты сепаратора

Сепаратор нефти / газа обычно состоит из следующих компонентов

  • Впускное устройство, расположенное в зоне / секции предварительного разделения для первичного разделения фаз;
  • Перегородки после входного компонента для улучшения распределения потока;
  • Устройство улучшения разделения, расположенное в секции первичного разделения (гравитационного осаждения) для разделения основных фаз;
  • Устройство для удаления тумана, расположенное в газовом пространстве, для дальнейшего снижения содержания жидкости в основном потоке газа;
  • Различные водосливы для контроля уровня жидкости или уровня границы раздела фаз;
  • Вихревой прерыватель для предотвращения уноса газа на выходе жидкой фазы;
  • Обнаружение и контроль уровня жидкости / границы раздела фаз и т. Д.;
  • Отвод газа, нефти, воды;
  • Устройства сброса давления

В большинстве систем переработки нефти / газа сепаратор нефти / газа является первым сосудом, через который проходит поток скважины после того, как он покидает добывающую скважину. Однако перед сепаратором может быть установлено другое оборудование, такое как нагреватели.

Функция сепаратора

Основные функции нефтегазового сепаратора, а также методы разделения кратко изложены в , Таблица 1 .

Требования к сепараторам

Сепараторы необходимы для обеспечения потоков нефти / газа, соответствующих техническим условиям трубопроводов для продажи, а также для утилизации.

  • Нефть должна содержать менее 1% (по объему) воды и менее 5 фунтов воды / млн куб. Футов газа.
  • Водяной поток должен содержать менее 20 частей на миллион нефти для сброса за борт в Мексиканском заливе (GOM).

Сброс давления

Стадия извлечения жидких углеводородов — Поэтапная сепарация (сброс давления) — для максимизации объемов жидких углеводородов На рис. 1 показана типичная технологическая линия глубоководного GOM. Различают четыре стадии разгерметизации:

  1. высокое давление (л.с.)
  2. промежуточное давление (IP)
  3. Нокаут свободной воды (FWKO)
  4. Комбинация дегазатора / очистителя нефти (BOT)
  • Фиг.1 — Типичная производственная линия разделения GOM, состоящая из HP, IP, FWKO, дегазатора и BOT (любезно предоставлено CDS Separation Technologies Inc.).

Объемная вода удаляется на третьей стадии, FWKO, и окончательное обезвоживание выполняется на BOT. В Северном море и других местах вода может быть удалена на судах высокого и / или IP. BOT обычно представляет собой установку для электростатической обработки. Иногда BOT будет включать в себя секцию дегазации, что устраняет необходимость в отдельной емкости дегазатора.Типичные давления глубоководной платформы GOM для ступеней дегазации:

  • 1500 фунтов на кв. Дюйм для HP
  • 700 фунтов на кв. Дюйм для IP
  • 250 фунтов на кв. Дюйм для IP
  • 50 фунтов на кв. Дюйм для FWKO

Дозирование

Защита насосов и компрессоров

Дожимной компрессорный агрегат

На рис. 2 показан соответствующий дожимной компрессорный агрегат

  • Рис. 2 — Типичная трехступенчатая компрессорная установка (любезно предоставлена ​​CDS Separation Technologies Inc.).

Установка обезвоживания

Рис. 3 Блок дегидратации гликоля. Обе системы используют сепараторы в качестве основного компонента в их конструкции.

  • Рис. 3 — Типичная система дегидратации гликоля, предоставленная CDS Separation Technologies Inc.).

Ориентация сепаратора

В таблице 2 сравниваются преимущества и недостатки вертикальных и горизонтальных сепараторов.Эту таблицу следует использовать в качестве ориентира при выборе.

Рекомендации по проектированию

Размер сепараторов нефти / газа обычно выбирается исходя из теории осаждения или времени удерживания жидкой фазы. Чтобы справиться с резкими скачками жидкости или колебаниями добычи, которые часто встречаются во время добычи нефти / газа, обычно выбирают сепараторы нефти / газа с достаточным запасом. Сепаратор обычно делится на следующие функциональные зоны:

  • Входная зона
  • Зона распределения потока
  • Зона гравитационного разделения / коалесценции
  • Выходная зона

Каждая зона должна быть тщательно спроектирована для достижения заданной общей эффективности разделения.Более подробная информация представлена ​​на странице размеров разделителя.

Зона входа

Соответствующее впускное устройство необходимо для получения начального объемного разделения жидкости / газа. В большинстве случаев газ уже будет выходить из раствора в трубопроводе, ведущем к сепаратору (из-за падения давления на входном штуцере или регулирующем клапане). Следовательно, большая часть газа отделяется от жидкости во входной зоне. Из-за проблем с пенообразованием и потребности в более высокой производительности циклонные впускные патрубки в настоящее время становятся все более популярными.Для приложений с входным импульсом менее 9 кПа можно использовать лопаточный вход.

Типовые воздухозаборники включают:

  • Плоские ударные пластины
  • Пластины с полированной головкой
  • Полуоткрытые трубы
  • Входной патрубок
  • Впускной патрубок циклонной группы

Эти впускные отверстия, хотя и недорогие, могут иметь недостаток, заключающийся в том, что они отрицательно влияют на эффективность разделения. Однако для жидкостей с более высоким импульсом эти входные отверстия могут вызвать проблемы. Пластины с плоской или выпуклой головкой могут вызывать образование мелких капель и пены.Конструкция с открытой трубой может привести к короткому замыканию или образованию каналов жидкости. Хотя импульс на входе является хорошим стартовым ориентиром для выбора, следует также учитывать условия процесса, а также выбор демистера. Например, если нагрузка жидкости достаточно низка, чтобы туманоуловитель мог обрабатывать всю жидкость, тогда впускные устройства могут применяться за пределами их типичных диапазонов импульса.

Зона распределения потока

Независимо от размера емкости короткое замыкание может привести к снижению эффективности разделения.Неотъемлемой частью любого впускного устройства является выпрямитель потока, такой как одиночная перфорированная перегородка. Пластина полного диаметра позволяет газу / жидкости течь более равномерно после выхода из входного отверстия лопастного типа, входных циклонов или даже ударных пластин. Пластина также действует как демистер от ударов и пенообразователь. Типичная свободная от нетто площадь (NFA) находится в диапазоне от 10 до 50%. По мере снижения NFA усиливается сдвиг жидкостей, поэтому NFA следует подбирать для конкретного применения. Одной из проблем этих пластин является накопление твердых частиц на входе.Обычно скорости во входной зоне достаточно высоки, чтобы переносить твердые частицы через перфорационные отверстия. В любом случае в зоне входа следует установить промывочную форсунку. Другие конструкции включают лопатки для выпрямления потока. Однако открытое пространство обычно слишком велико, чтобы быть эффективным.

Зона гравитации / коалесценции

Чтобы способствовать разделению (и разрушению пены), в сепаратор газа / жидкости иногда вводят сетчатую подушку, пакет лопастей и / или пакеты пластин / матриц. Эти внутренние элементы обеспечивают больше поверхностей столкновения или сдвига для усиления коалесцирующего эффекта дисперсной фазы.Для газовой фазы использовались пакеты матриц / пластин и лопатки, чтобы способствовать слиянию жидких капель или разрушению пены. Теория, лежащая в основе установки внутренних устройств с высокой поверхностью, таких как пакеты пластин для разрушения пены, заключается в том, что пузыри будут растягиваться и ломаться, когда их тянут по поверхности. Однако, если большая часть газа проходит через верхнюю часть упаковки, пенистый слой не будет в достаточной степени рассечен, и пузырьки будут извиваться к другому концу.

Зона выхода

Улавливание тумана может происходить с помощью трех механизмов; Следует иметь в виду, что между механизмами нет четко определенных границ.Поскольку импульс капли напрямую зависит от плотности жидкости и диаметра куба, более тяжелые или более крупные частицы имеют тенденцию сопротивляться движению по линии тока текущего газа и будут сталкиваться с объектами, находящимися на линии их движения. Это инерционный удар, механизм, отвечающий за удаление большинства частиц диаметром> 10 мкм. Более мелкие частицы, следующие по линиям тока, могут сталкиваться с твердыми объектами, если расстояние до них меньше их радиуса. Это прямое столкновение.Часто это основной механизм для капель размером от 1 до 10 мкм. В случае субмикронных туманов броуновский захват становится доминирующим механизмом сбора. Это зависит от броуновского движения — непрерывного случайного движения капель при упругом столкновении с молекулами газа. По мере того, как частицы становятся меньше и скорость уменьшается, броуновский захват становится более эффективным. Почти все оборудование для удаления тумана делится на четыре категории:

  • Сетка
  • Лопатки
  • Циклоны
  • Волокнистые слои

Производительность сепаратора

Эффективность сепарации может быть оценена с помощью коэффициентов переноса жидкости и выноса по ГСА, на которые влияют многие факторы, такие как:

  • Расход
  • Свойства жидкости
  • Конфигурация судна
  • Внутреннее устройство
  • Система управления
  • ETC.

Вместимость большинства емкостей для разделения газа и жидкости по газу рассчитывается исходя из количества удаляемых капель жидкости определенного размера. Главное неизвестное — это распределение входящих капель по размеру. Без этого невозможно реально оценить качество сточных вод. Например, требование, согласно которому выходное отверстие для газа должно содержать менее 0,1 галлона / млн куб. Футов жидкости, довольно сложно гарантировать из-за неизвестного распределения капель по размерам. Падения давления на компонентах и ​​оборудовании трубопровода, расположенном выше по потоку, могут создавать очень маленькие перепады (от 1 до 10 мкм), в то время как коалесценция в трубопроводах и впускных устройствах может приводить к более крупным перепадам.Размер удаляемой капли 10 мкм для скрубберов более реалистично указать. То же самое относится к спецификациям «вода в масле» и «масло в воде». Насколько известно автору, корреляция для прогнозирования концентраций воды в нефти или нефти в воде недоступна. Например, прогнозирование того, может ли сепаратор производить поток нефти с содержанием воды менее 20% об., Обычно основывается на опыте или аналогичных сепараторах.

Вместимость большинства сепараторов по жидкости рассчитана таким образом, чтобы обеспечить время удерживания, достаточное для образования и отделения пузырьков газа.Большее время удерживания требуется для сепараторов, которые предназначены для отделения нефти от воды, а также газа от жидкости (трехфазные по сравнению с двухфазными сепараторами).

Внутреннее устройство сосуда

Доказано, что внутренние устройства судна могут существенно повлиять на рабочие характеристики нефтегазового сепаратора следующими способами:

  • Распределение потока
  • Капля / пузырьковый сдвиг и коалесценция
  • Создание пены
  • Смешивание
  • Контроль уровня

Ограничения производительности

Вспенивание

При понижении давления на определенные типы сырой нефти крошечные пузырьки газа заключаются в тонкую пленку нефти, когда газ выходит из раствора.Это может привести к диспергированию пены или пены в масле и образованию так называемого «вспенивающегося» масла. В других типах сырой нефти вязкость и поверхностное натяжение нефти могут механически блокировать газ в масле и вызывать эффект, аналогичный пенообразованию. Масляная пена не является стабильной или долговечной, если в масле не присутствует пенообразователь.

Неизвестно, является ли сырая нефть пенистой. Присутствие поверхностно-активного вещества и условия процесса играют роль. В литературе упоминаются органические кислоты как пенообразователи.Масла и конденсаты с высокой плотностью обычно не вызывают вспенивания, как описано Callaghan et al. [1]

Вспенивание значительно снижает производительность нефтегазовых сепараторов, поскольку требуется гораздо большее время удерживания для адекватного отделения заданного количества вспенивающейся сырой нефти. Пенистую сырую нефть нельзя точно измерить объемными расходомерами или обычными объемными дозаторами. Эти проблемы в сочетании с потенциальной потерей нефти / газа из-за неправильного разделения подчеркивают необходимость специального оборудования и процедур при обращении с вспенивающейся сырой нефтью.

Основными факторами, способствующими «разрушению» вспенивания масла, являются:

  • Расчетный
  • Возбуждение (сбивает с толку)
  • Тепло
  • Химическая промышленность
  • Центробежная сила

Эти факторы или методы «уменьшения» или «разрушения» вспенивания масла также используются для удаления увлеченного газа из нефти. Разработано множество различных конструкций сепараторов для обработки вспенивающейся сырой нефти. Они доступны от различных производителей — некоторые из них как стандартные устройства для обработки пены, а некоторые разработаны специально для конкретного применения.

Химические пеногасители на основе силикона и фторсиликона обычно используются в сочетании с вихревыми впускными отверстиями для разрушения пены. Концентрация химического пеногасителя обычно находится в диапазоне от 5 до 10 частей на миллион, но для многих видов сырой нефти GOM обычно составляет от 50 до 100 частей на миллион.

Рис. 4 представляет собой гамма-сканирование горизонтального газового сепаратора диаметром 48 дюймов, показывающее проблемы, связанные с пеной. По горизонтальной оси отложена мощность сигнала, а по вертикальной оси — высота внутри разделителя.Высокий уровень сигнала указывает на меньшую массу или больше газа. Меньшая мощность сигнала указывает на большую массу или жидкость. По мере того, как скорость химического вещества уменьшается, граница раздела газ / жидкость становится менее определенной. Дно емкости становится газообразным (больше сигнала), а верхняя часть становится пенистой (сигнал меньше). Унос жидкости происходит, когда пена проходит через туманоуловитель. Унос газа происходит из-за невозможности отделения пузырьков.

  • Рис. 4 — Пример результатов гамма-сканирования (любезно предоставлено CDS Separation Technologies Inc.).

На рис. 5 показан горизонтальный сепаратор, используемый для обработки пенистой нефти. Жидкости проходят через входные циклоны, где центробежное действие помогает разбивать большие пузырьки. Перфорированная пластина после входных циклонов способствует обеспечению равномерного потока, а также предотвращению запотевания и пеногашения. Вихревые циклоны на выходе газа удаляют большое количество жидкости, образующейся в результате пенистого масляного слоя. Пенистая масляная подушечка возникает из-за мелких пузырьков, которые невозможно удалить во входных циклонах.

  • Рис. 5 — Двухфазный сепаратор, предназначенный для разрушения пены (любезно предоставлено CDS Separation Technologies Inc.).

Между перфорированной пластиной и туманоуловителем иногда устанавливаются внутренние элементы с высокой поверхностью, такие как пластины или блоки матриц, чтобы разбивать большие пузыри. Как обсуждалось ранее, теория, лежащая в основе внутренних устройств с высокой поверхностью, заключается в том, что пузырьки будут растягиваться и ломаться, когда их тянут по поверхности. Однако, если большая часть газа проходит через верхнюю часть упаковки, пенистый слой не будет в достаточной степени рассечен, и пузырьки будут извиваться к другому концу.

Парафин

Отложение парафина в сепараторах нефти / газа снижает их эффективность и может вывести их из строя из-за частичного заполнения емкости и / или блокировки туманоуловителя и каналов для жидкости. Парафин можно эффективно удалить из сепараторов с помощью пара или растворителей. Однако лучшим решением является предотвращение начального осаждения в емкости путем тепловой или химической обработки жидкости перед сепаратором. Другой сдерживающий фактор, успешный в большинстве случаев, включает покрытие всех внутренних поверхностей сепаратора пластиком, к которому парафин имеет небольшое сродство или не имеет никакого сродства.Вес парафина заставляет его отслаиваться от покрытой поверхности, прежде чем он приобретет опасную толщину.

Как правило, парафиновые масла не представляют проблемы, если рабочая температура выше точки помутнения (температуры, при которой начинают образовываться кристаллы парафина). Однако проблемы возникают во время простоя, когда масло имеет шанс остыть. парафин выходит из раствора и поверхностей пластин. Когда добыча будет восстановлена, поступающая жидкость может быть не в состоянии течь к участкам покрытия для растворения парафина.Кроме того, для растворения парафина требуются температуры выше точки помутнения.

Твердые вещества и соль

Если песок и другие твердые вещества непрерывно добываются в значительных количествах с помощью скважинных флюидов, их следует удалить до того, как флюиды попадут в трубопроводы. Соль можно удалить путем смешивания воды с маслом, а после растворения соли воду можно отделить от масла и слить из системы.

Вертикальные емкости хорошо подходят для удаления твердых частиц из-за небольшой площади сбора.Дно емкости также может иметь форму конуса с водяными струями, способствующими удалению твердых частиц. В горизонтальных сосудах песчаные форсунки и всасывающие сопла размещаются вдоль дна сосуда, обычно через каждые 5-8 футов. Перевернутые желоба также могут быть размещены наверху всасывающих сопел, чтобы предотвратить засорение сопел. Пескоструйная система показана на Рис. 6 . Систему этого типа иногда трудно использовать во время работы резервуара из-за влияния впрыскивания и всасывания на разделение и контроль уровня.Для сосудов, которые должны быть спроектированы таким образом, чтобы можно было производить пескоструйную очистку во время эксплуатации, см. Обсуждение эмульсионной обработки.

  • Рис. 6 — Пескоструйная система (любезно предоставлена ​​CDS Separation Technologies Inc.).

Коррозия

Добываемые скважинные жидкости могут быть очень агрессивными и вызывать преждевременный отказ оборудования. Двумя наиболее агрессивными элементами являются сероводород и двуокись углерода. Эти два газа могут присутствовать в скважинных флюидах в количествах от следов до 40-50% газа по объему.Обсуждение коррозии в сосудах высокого давления включено на страницу очистки воды.

Шевеление

Из-за воздействия волн или океанского течения на плавучую конструкцию жидкое содержимое в сепараторе нефти / газа будет возбуждено, что приведет к внутренним колебательным движениям жидкости. Это особенно проблема длинных горизонтальных сепараторов. Плескивание снижает эффективность разделения из-за дополнительного перемешивания, что приводит к уносу жидкости в газовой линии, уносу газа в жидкостной линии и потере контроля уровня.В трехфазных сепараторах снижается эффективность разделения масла / воды и газа / жидкости. Поэтому необходимо разработать внутренние перегородки для ограничения плескания. Акцент обычно делается на внутренних устройствах для гашения волн в газовых сепараторах из-за более значительных движений жидкости.

При проектировании впускных и выпускных устройств необходимо учитывать изменение уровня жидкости от конца до конца. Слишком низкий уровень жидкости может привести к прорыву газа из входных циклонов, тогда как слишком высокий уровень жидкости может вызвать сифонирование жидкости через туманоуловитель.

Таблица 3 дает некоторые оценки естественного периода жидкости для судов, совершающих продольное движение (раскачивание). Периоды составляют порядка 10 секунд, что аналогично периоду, установленному для плавучих платформ, таких как платформы с натяжными опорами (TLP) и плавучих судов для добычи, хранения и разгрузки (FPSO) в 10-летних штормовых условиях.

При проектировании планировки следует учитывать совмещение разделителей с движением конструкции.Например, на TLP суда рекомендуется выровнять по их длинному размеру, перпендикулярно преобладающему движению TLP. На судах при выравнивании судов следует учитывать величину и период крена и крена. Обычно рекомендуется выравнивать разделители по длине по длине судна.

Доступная литература, как описано Roberts et al. [2] , выделяет две основные особенности внутренних устройств для гашения волн:

  • Устранение границы раздела газ / жидкость
  • Смещение частоты собственных колебаний сепаратора от частоты платформы

На некоторых судах топливные баки заполняются морской водой по мере расходования топлива для предотвращения проблем, связанных с колебаниями.

Сдвиг собственной частоты обычно выполняется путем сегментирования емкости поперечными перегородками. Перегородки имеют перфорацию, могут быть размещены по всей жидкой фазе или могут быть размещены в области границы раздела нефть / вода. Однако следующие основные проблемы:

  • Доступ к судну
  • Сборник твердых частиц
  • Перемешивание — основная проблема

Можно использовать перегородки по горизонтали по периметру, но они также имеют недостатки. Другие формы перегородок включают наклонные крылья по длине судна для смягчения волн из-за крена, а также вертикальные перфорированные перегородки по длине судна. Таблица 4 подчеркивает различия между горизонтальными и вертикальными перегородками.

Регуляторы уровня

Стабильный контроль границ раздела нефть / вода и газ / нефть важен для хорошего разделения. Типичные настройки уровня двухфазного сепаратора показаны в Таблица 5 . Для трехфазного режима настройки уровня устанавливаются как на границе раздела нефть / вода, так и на уровне границы раздела нефть / газ.

Обычно расстояние между разными уровнями составляет не менее 4–6 дюймов.или минимум 10-20 секунд времени удерживания. Расположение самых низких уровней также должно учитывать осаждение песка / твердых частиц. Эти уровни обычно находятся от 6 до 12 дюймов от дна емкости. Минимальная толщина слоя воды / масла составляет приблизительно 12 дюймов. Обратите внимание, что эти минимальные настройки могут иметь решающее значение при выборе размера емкости в отличие от указанного времени удерживания.

В двух- или трехфазном горизонтальном сепараторе с очень небольшим количеством жидкости / воды используется конфигурация загрузочного или «двухцилиндрового» сепаратора.Все элементы управления интерфейсом тогда расположены в багажнике или нижнем корпусе. Примеры этих типов разделителей можно увидеть в разделе Типы разделителей.

Чтобы заставить жидкость выйти через зазор между трубкой и стенкой, также отводится поток газа. Проходящий поток вынуждается выходить через зазор за счет поддержания более низкого давления во внешнем кольцевом пространстве, чем то, которое находится внутри трубок. Это достигается путем создания каналов между кольцевым пространством и деталями полого сердечника всех спиновых генераторов.Хвосты этих полых ядер, в свою очередь, открыты для низкого давления вновь образованных газовых вихрей. Проходящий поток газа около 5% рециркулирует из трубок для вытягивания жидкости, затем обратно в спин-генератор и выходит из его хвостового конца, где он присоединяется к основному потоку газа.

Номенклатура

Коэффициент пропускной способности ячейки

ρ c = Плотность сплошной фазы, кг / м 3 ;
мкм c = динамическая вязкость в непрерывной фазе, кг / (м ∙ с) или Н ∙ с / м 2 ;
В в = скорость непрерывной фазы, м / с;
d h = гидравлический диаметр.
V r = скорость падения / подъема, м / с;
V h = горизонтальная скорость воды, м / с;
L = длина пакета пластин, м;
d pp = Расстояние между перпендикулярными зазорами пакета пластин, м.
ρ w = Плотность воды, кг / м 3 ;
ρ o = Плотность нефти, кг / м 3 ;
μ w = динамическая вязкость воды, кг / (м ∙ с) или Н ∙ с / м 2 ;
г = ускорение свободного падения, 9.81 м / с 2 ;
D o = Диаметр капли, м.
V м = расчетная скорость, м / с;
ρ г = Плотность газовой фазы, кг / м 3 ;
ρ л = Плотность жидкой фазы, кг / м 3 ;
К = , м / с.

Список литературы

  1. ↑ Callaghan, I.C., McKechnie, A.L., Ray, J.E. et al. 1985. Определение компонентов сырой нефти, ответственных за вспенивание. SPE J. 25 (2): 171–175. SPE-12342-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12342-PA.
  2. ↑ Робертс, Дж. Р., Басурто, Э. Р., и Чен, П. Я. 1966. Справочник по дизайну Slosh I, NASA-CR-406, контракт № NAS 8-11111. Хантсвилл, Алабама: Космические лаборатории Нортропа.

Интересные статьи в OnePetro

Кариос, Э., Вега, Л., Пардо, Р., Ибарра, Дж. 2013. Экспериментальное исследование скважинного газового сепаратора для бедных при непрерывном потоке газа и жидкости. Представлено на конференции SPE по искусственному лифту в Северной и Южной Америке, Картахена, Колумбия, 21-22 мая 2013 г. SPE-165033-MS. http://dx.doi.org/10.2118/165033-MS.

Интернет-мультимедиа

Джорджи, Уолли Дж. 2013. Вспенивание в сепараторах: обращение и эксплуатация. https://webevents.spe.org/products/foaming-in-separators-handling-and-operation

Хейкерс, Крис.2012. Воздействие регулирования потока на сепарации. https://webevents.spe.org/products/flow-conditioning-impact-on-separations

Матар, Омар К. 2013. Пеногасители в горизонтальном многофазном потоке — влияние на режим потока и разделения. https://webevents.spe.org/products/defoaming-additives-in-horizontal-multiphase-flow-impact-on-flow-regime-and-separations

SPE. 2020. Серии обучающих видео-роликов «Умный разделитель». Онлайн-курс обучения разделителю SPE, https://webevents.spe.org/products/savvy-separator-educational-video-series#tab-product_tab_overview.

Внешние ссылки

См. Также

PEH: Масло_и_газ_сепараторы

Размер сепаратора

Типы сепараторов

Способы обработки эмульсией

Водоочистные сооружения

Впуск

Демистер

Коалесцеры

Категория

Простой ветеринарный наркозный аппарат — задняя планка и общий выход газа

Часть 7 в серии — Простой ветеринарный наркозный аппарат благодаря Dr Gas Vet.

Последними компонентами анестезиологического аппарата и зоны низкого давления аппарата являются задняя планка, предохранительный клапан и общий выпускной патрубок для газа. (Обратите внимание, что мы еще не рассмотрели испарители; они технически не считаются компонентами анестезиологического аппарата, а являются отдельными частями оборудования сами по себе).

Задняя штанга

Задняя штанга — это область наркозного аппарата, которая удерживает / поддерживает расходомеры и испарители и обеспечивает проходы газов между ними.На старых машинах задняя балка очевидна как стержень , проходящий через заднюю часть машины, к которой прикреплены эти компоненты (см. Изображение выше). Однако на более новых машинах «штанга» часто заключена в пластиковую внешнюю оболочку машины.

Расходомеры будут постоянно прикреплены к задней балке перед испарителями (например, ближе к источнику газа и дальше от пациента).

Испарители могут быть постоянно прикреплены к задней панели или легко сниматься с помощью системы быстрого отсоединения.На более старых аппаратах для анестезии (которые до сих пор широко используются в ветеринарных клиниках) обычно используется один испаритель, постоянно прикрепленный к задней панели. Недостатком этой системы является то, что анестезиологический аппарат ограничивается подачей только одного типа ингаляционного анестетика (обычно изофлурана), и если есть проблема с испарителем или он требует обслуживания, анестезиологический аппарат полностью не работает.

Испаритель, постоянно прикрепленный к задней панели старой машины

Новые системы для подключения испарителей к задней панели позволяют легко и быстро снимать или добавлять испарители в наркозный аппарат, сохраняя при этом газонепроницаемое уплотнение.Одной из наиболее распространенных таких систем является «Select-a-tec» для серии испарителей Datex Ohmeda «Tec». Эта система состоит из «охватываемых» выступающих стыковочных клапанов, прикрепленных к задней балке, и «охватывающих» выемок на испарителе, которые специально соответствуют охватываемым клапанам. Испаритель должен быть правильно установлен над клапанами, а затем зафиксирован на месте, прежде чем его можно будет использовать. У Drager есть аналогичная система крепления на своих машинах, которая работает с их серией испарителей.

Испарители для анестезии, установленные рядом друг с другом с помощью системы Select-a-tec на аппарате GE Datex Ohmeda

Эти системы крепления обычно позволяют разместить более одного испарителя на аппарате для анестезии.На старых машинах это создает риск того, что одновременно может быть включено несколько испарителей, что может вызвать передозировку анестетика. Для предотвращения этого в более новых машинах используется «система фиксирующих штифтов ». Когда один испаритель устанавливается рядом с другим и один из них включается, штифт выступает из этого испарителя в испаритель рядом с ним и предотвращает включение этого испарителя.

Клапан сброса давления

К задней балке должен быть присоединен клапан сброса высокого давления (обратный клапан).Это клапан, который открывается, если в зоне низкого давления наркозного аппарата возникает высокое давление (обычно 30-40 кПа). Открытие клапана позволяет газу уйти и, таким образом, снижает давление, чтобы избежать повреждения таких компонентов, как расходомеры и испарители. При использовании некоторых аппаратов ИВЛ может возникать высокое давление, поскольку они могут оказывать обратное давление в наркозный аппарат. Обратите внимание, что эти клапаны присутствуют в для защиты наркозного аппарата , а не для пациента, подключенного к аппарату (клапаны в дыхательной системе защищают пациента от высокого давления газа).

Клапан сброса высокого давления на задней панели наркозного аппарата

Общий выход газа

Общий выход газа — важный компонент наркозного аппарата, который необходимо идентифицировать перед его использованием. Здесь газы (из расходомеров) и пары анестетика (из испарителей) выходят из наркозного аппарата. Именно здесь прикрепляются дыхательные системы (или вентиляторы, или системы подачи кислорода) для подачи этих газов пациенту.Выпускное отверстие может быть фиксированным или поворотным.

Большинство аппаратов для анестезии имеют только один общий выход для газа, обычно расположенный после испарителя (ов) и часто рядом с клапаном промывки кислорода. Однако в некоторых более новых машинах со встроенной дыхательной системой по кругу может быть отдельный общий выход для газа для использования с другими типами дыхательных систем. В этом случае важно уточнить, что правильный выход принимает поток газа, прежде чем прикрепить пациента.

Этот общий выход газа на новом наркозном аппарате (GE Datex Ohmeda) используется только с системой без обратного дыхания, поскольку круговая система встроена в аппарат. Это означает, что требуется регулировка ручки справа от нее, чтобы обеспечить подачу газа к правильному выпускному отверстию в зависимости от типа используемой дыхательной системы.

Обычный газовый патрубок стандартного размера: штекер 22 мм / гнездо 15 мм. Полезно отметить, что этот размер фитинга позволяет не только подсоединять все типы дыхательной системы, но и присоединять любой коннектор эндотрахеальной трубки (конец, который входит в дыхательную систему, когда вы присоединяете пациента). тоже стандартного размера.Это упрощает создание собственного устройства для добавления кислорода: соединитель трубки ET может быть прикреплен к трубке любого типа и затем может использоваться для вдувания кислорода из наркозного аппарата в маску или даже непосредственно в трахею животного через мочевой катетер. должна ли интубация быть затруднительной или невозможной (например, во время бронхоскопии). Это может быть особенно полезно при использовании старых аппаратов для анестезии, у которых для этой цели нет отдельного выхода кислорода.

Есть вопросы к Джен? Задайте их в разделе комментариев ниже…

Щелкните здесь, чтобы прочитать Ветеринарный наркозный аппарат стал простым: Часть 1

Щелкните здесь, чтобы прочитать Ветеринарный наркозный аппарат, сделанным просто, Часть 2: Газовые баллоны

Нажмите здесь, чтобы прочитать Ветеринарный наркозный аппарат Made Simple Часть 3: Подача газа из трубопровода

Щелкните здесь, чтобы прочитать Ветеринарный наркозный аппарат, сделанный просто Часть 4: Манометры и регуляторы

Щелкните здесь, чтобы прочитать Ветеринарный наркозный аппарат, сделанный просто Часть 5: Клапан промывки кислорода

Щелкните здесь, чтобы прочитать Простой ветеринарный наркозный аппарат Часть 6: расходомеры

О Джен

Доктор Джен Дэвис (@Dr GasVet) — европейский специалист по ветеринарной анестезии и анальгезии.В настоящее время она защищает докторскую степень в Университете Мердока, исследуя раннюю диагностику острого повреждения почек, вызванного гипотонией, связанной с анестезией.

Джен также работает неполный рабочий день в качестве регистратора ветеринарной анестезии в больнице для животных при Университете Мердока, где она вводит седативные средства, анестезию и обезболивание всем видам животных, а также обучает студентов и ветеринаров-резидентов, обучающихся на анестезиологи.

Резюме исследования Джен и открытый доступ к ее опубликованным работам можно найти на сайте ResearchGate.

Чтобы получить больше отличных сообщений о ветеринарной анестезии, посетите блог Джен: Советы ветеринарной анестезии и зарегистрируйтесь, чтобы получать уведомления о новых сообщениях по электронной почте.

Вы также можете подписаться на Джен на:
Twitter: Советы ветеринарной анестезии | Facebook: Советы по ветеринарной анестезии

Нефтегазовая промышленность | Обнаружение уноса воды в природном газе

Природный газ, добываемый из скважины, содержит воду. Перед подачей газа в трубопровод для распределения необходимо удалить как можно больше воды, чтобы исключить унос, при этом операторы должны быть предупреждены о любой обнаруженной оставшейся воде (см. Рисунок 1).

Рис. 1: Скважина природного газа с трубопроводом. Предоставлено Endress & Hauser

.

Давайте обсудим методы, используемые для удаления воды из газа, и то, как современные приборы могут точно измерить газ, поступающий в трубопровод, и помочь обнаружить любой унос воды, присутствующий после процесса удаления.

Природный газ добывается из нефтяных, газовых и конденсатных скважин. Природный газ, поступающий из нефтяных скважин, может существовать отдельно от нефти или растворяться в сырой нефти. Газовые скважины обычно производят сырой природный газ, в то время как конденсатные скважины производят свободный природный газ вместе с полужидким углеводородным конденсатом.Неочищенный природный газ содержит водяной пар, сероводород, двуокись углерода, гелий, азот и другие соединения.

Сырая нефть, неочищенный природный газ и свободный природный газ могут перерабатываться на буровой площадке, но обычно они поступают по трубопроводу на центральную технологическую станцию, которая принимает входы из десятков, а иногда и из сотен скважин, а затем производит чистый природный газ для передачи в трубопровод.

Обработка природного газа состоит из отделения всех различных углеводородов и флюидов от чистого природного газа (см. Рис. 2) для производства так называемого сухого природного газа «трубопроводного качества», то есть без уноса воды.

Часть воды, связанной с добытым природным газом, удаляется простыми методами разделения на устье скважины или рядом с ним. Однако удаление водяного пара, который присутствует в растворе в природном газе, требует более сложной обработки. Эта обработка состоит из обезвоживания природного газа, которое обычно включает один из двух процессов: абсорбцию или адсорбцию. Абсорбция происходит, когда водяной пар удаляется дегидратирующим агентом. Адсорбция происходит, когда водяной пар конденсируется и собирается на поверхности.

Рисунок 2: Горизонтальный сепаратор нефти, газа и воды. Предоставлено Endress & Hauser

.

Сепараторы могут иметь множество названий, таких как сепараторы жидкости, сепараторы масла, сепараторы воды и масла и т. Д., Но наиболее распространенными сепараторами являются двухфазный агрегат, который отделяет газ от жидкости, или трехфазный агрегат, который разделяет газ, масло и вода.

Сепараторы управляющие

Контрольно-измерительные приборы (см. Рисунок 3) и системы управления должны измерять и контролировать различные процессы в сепараторе.Температура и давление в сепараторе являются дополнительными переменными и необходимы для корректировки измерений массового расхода. Сепаратор требует строгого контроля давления / температуры из-за условий эксплуатации и безопасности. Всегда требуется мониторинг температуры, чтобы гарантировать правильные условия для процесса разделения.

Система должна контролировать входящий поток, чтобы обеспечить достаточно низкие скорости потока газа и жидкости, чтобы могло произойти гравитационная сегрегация и парожидкостное равновесие.

Температуру также необходимо контролировать, потому что, если температура стенок трубопровода или резервуаров для хранения падает ниже точки росы водяных паров, присутствующих в газе, вода начинает конденсироваться на этих холодных поверхностях. Если это так, природный газ в сочетании с жидкой водой может образовывать гидрат метана, который может закупорить клапаны, фитинги или даже трубопроводы.

Рис. 3: Этот сепаратор нефти, газа и воды перерабатывает сырую нефть. Вода и нефть удаляются для производства газа трубопроводного качества.Предоставлено Endress & Hauser

.

Независимо от типа сепаратора, работающего на нефтегазоперерабатывающем предприятии, надлежащий контроль уровней жидкости имеет решающее значение для обеспечения стабильной, эффективной и безопасной работы. Для достижения этой цели требуются повторяемые измерения уровня независимо от изменчивости процесса и характеристик жидкостей. Это включает в себя нежелательные условия, такие как высокая вязкость, наличие слоев пены и эмульсии толщиной более 2 дюймов (5 см) или увлекаемых твердых частиц (песок или камни).

В идеале газ и жидкость достигают состояния равновесия при правильном давлении и температуре внутри емкости. Промышленные стандарты для времени удержания жидкости при выделении растворенного газа в горизонтальных сепараторах находятся в диапазоне от 1 до 3 минут.

Несмотря на то, что сепаратор имеет множество приборов, регулирование расхода, давления и температуры для достижения максимальной добычи безводного природного газа трубопроводного качества является сложной задачей. Во многих сепараторах данные от КИП отправляются на вычислитель расхода, где его задача — анализировать все данные и определять, какие переменные — если таковые имеются — должны быть скорректированы.

Хотя сепаратор предназначен для удаления всей воды из природного газа, иногда происходит унос воды, и это состояние необходимо быстро обнаруживать, чтобы предупредить операторов.

Расходомер для него

Endress + Hauser недавно разработала новый ультразвуковой расходомер (см. Рис. 4) для измерения расхода природного газа и других технологических сред. Prosonic Flow G 300/500 имеет встроенные датчики давления и температуры. Входные данные этих датчиков объединяются с измеренными скоростями звука для расчета скомпенсированного потока, а измерения давления и температуры могут передаваться отдельно по одному из двух цифровых каналов связи: HART, наложенный на выход переменной процесса массового расхода 4-20 мА расходомера или Modbus RS485.

Рис. 4. Ультразвуковой расходомер Endress + Hauser Prosonic Flow G 300/500 измеряет расход, температуру, давление, массовый расход, содержание метана и т. Д. Предоставлено Endress & Hauser

.

Расходомер предлагается с опцией программного пакета «расширенный анализ газа» для расчета дополнительных параметров и переменных процесса. Некоторые примеры: объемный расход, скорректированный объемный расход, расход энергии, теплотворная способность, индекс Воббе, тип газа, молярная масса, содержание метана (%), плотность и вязкость.

Индекс Воббе, кстати, является мерой взаимозаменяемости топливных газов и их относительной способности передавать энергию.

Программное обеспечение также может обнаруживать унос воды посредством анализа контрольных точек датчика, таких как сила сигнала, асимметрия потока и скорость приема. После обнаружения это состояние может предупреждать операторов одним из двух способов. Первый — через встроенное реле, а второй — через цифровой канал связи.

Многие сепараторы имеют на выходе газа туманоуловитель, который по сути представляет собой устройство, подобное фильтру из проволочной сетки.Его цель — улавливать жидкость (все жидкости, а не только капли воды) и сливать ее или капать жидкость в удерживающую часть сепаратора. Эти устройства имеют размеры в зависимости от расхода и свойств жидкости. Уловитель должен иметь правильный размер, чтобы он эффективно улавливал большую часть жидкости без ущерба для потока и времени удерживания в сепараторе.

Обнаруживая унос жидкости с помощью описанного ультразвукового расходомера, мы достигаем нескольких целей:

  1. Понять, насколько эффективен туманоуловитель в зависимости от расхода газа
  2. Если происходит ступенчатое изменение «диагностической переменной влажности», это может указывать на повреждение туманоуловителя.
  3. Не происходит надлежащего разделения газа и жидкости, и необходимо оценить производительность сепаратора.Система управления может регулировать время цикла разгрузки и время удерживания или регулировать противодавление на выходе газа.

Обнаружение уноса жидкости может позволить производителю отрегулировать процесс разделения. Установки, расположенные ниже по технологической цепочке, спроектированы с учетом определенных свойств газа, и влажный газ может привести к более высоким эксплуатационным расходам на заводе из-за переработки и потерь энергии.

Расходомер предоставляет большую часть данных и вычислений, выполняемых специальным вычислителем расхода, что упрощает инженерам-технологам понимание работы сепаратора и более эффективное управление им.

Детали расходомера

Расходомер (см. Рисунок 5) измеряет как сухие, так и влажные газы с точностью ± 0,5%, даже когда технологические и окружающие условия значительно колеблются. Он работает при температуре технологического процесса до 302 ° F и давлении до 1450 фунтов на квадратный дюйм. Все смачиваемые части изготовлены из нержавеющей стали и соответствуют строгим требованиям NACE MR0175 / MR0103. Ультразвуковые преобразователи также доступны в титане Grade 2.

Измерительная система расходомера разработана в соответствии с IEC 61508 (SIL), она также предпочтительна для использования в приложениях, связанных с безопасностью.В расходомер также интегрирована технология Heartbeat от Endress + Hauser, которая обеспечивает постоянную самодиагностику с максимальным охватом диагностики. Он также позволяет проводить проверку устройств, сертифицированных TÜV в соответствии с DIN EN ISO 9001: 2008, без прерывания процесса.

В стандартную комплектацию расходомера входит веб-сервер, обеспечивающий прямой доступ к данным в полевых условиях с любого устройства, поддерживающего веб-браузер, например ноутбука, смартфона или планшета. Хранение данных через HistoROM обеспечивает максимальную безопасность данных.

Рис. 5: Prosonic Flow G имеет встроенные датчики давления и температуры. Предоставлено Endress & Hauser

.

Управление сепаратором нефти / газа / воды для извлечения воды из природного газа затруднено, потому что система управления и вычислитель расхода могут только предполагать содержание воды. Новый расходомер от Endress + Hauser предоставляет обширную информацию, которую инженеры по приборам могут использовать для обнаружения уноса воды и лучшего понимания того, как работает конкретный сепаратор и как улучшить его контроль.

BeaconMedaes представляет новую серию B декоративную накладку с крючком для розетки

Компания BeaconMedaes, базирующаяся в США, представила новую ограничительную пластину с крючком для выхода серии B, предназначенную для снижения ненужных нагрузок на выходы для медицинских газов и оборудование.

Накладка на крюк — это модернизация, которая, по словам компании, входящей в группу Atlas Copco, позволяет решить серьезную проблему.

Компания отметила, что надежность газовых патрубков важна для обеспечения постоянной подачи медицинского газа пациентам.

Обычно провода и элементы настройки в палатах неотложной помощи и стандартных палатах больниц часто накидываются на расходомеры и регуляторы вакуума, подвергая стерильные упаковки повреждению и загрязнению.

Декоративная пластина с выдвижным крюком, как утверждается, упрощает настройку без повреждения оборудования или выхода медицинского газа для надежной работы.

Менеджер по продукции BeaconMedaes Джонатан Брукс сказал: «В очередной раз компания BeaconMedaes решила серьезную проблему, связанную с потенциальными утечками медицинских газов в больнице, благодаря изобретению пластин с крючками для выходных отверстий серии B.

«Новая пластина с крючком BeaconMedaes представляет собой простое, недорогое и беспроблемное решение для устранения ненужных утечек медицинских газов.«

«Проблема с этими нагрузками заключается в том, что они потенциально могут вызвать утечки в выпускном отверстии, что приведет к потере дорогостоящего газа для больницы».

Обрезная пластина с крючком для выхода серии B, которая выдерживает нагрузку до 15 фунтов, снимает нагрузку с выходных отверстий для медицинских газов, увеличивая их срок службы и сокращая утечки газа.

Чтобы обеспечить защиту на протяжении всего срока службы продукта, в отделочные пластины добавлен биомастер, добавка, которая, как доказано, снижает рост бактерий и плесени во время производственного процесса.

По заявлению компании, планка с крючками может быть установлена ​​с любым выпускным отверстием для медицинского газа серии B или аналогичным на новых строительных объектах или может легко заменить существующие рамы одежды.

Брукс сказал: «Новая крюковая пластина BeaconMedaes представляет собой простое, недорогое и беспроблемное решение для устранения ненужных утечек медицинских газов.

«Благодаря непревзойденному сочетанию внешнего вида и производительности больница может быть уверена в надежности выходных отверстий и в том, что пациентам подается медицинский газ.»

BeaconMedaes предлагает комплексные решения для медицинских газов, включая медицинский воздух и вакуум, газораспределительное оборудование и компоненты трубопроводов.


Изображение: новая накладка с крючком BeaconMedaes для выпускных отверстий для медицинских газов серии B. Фото: любезно предоставлено PRNewsFoto / BeaconMedaes.

Связанные компании

Ionisos

Стерилизация медицинских изделий

28 августа 2020

Критерии выбора устройства входа / выхода сепаратора

— Промышленные специалисты

Уважаемые все

Доброго времени суток!

Конструкция впускного патрубка является одним из аспектов, которым чаще всего пренебрегают при проектировании выбивного барабана / сепаратора, и, следовательно, является причиной низкой производительности.
Неправильно выбранное впускное устройство может привести к:

  • Струи газа на заднюю стенку емкости.
  • При отсутствии достаточного пространства для рассеивания струи газ использует только часть туманоуловителя. Из-за неравномерного профиля скорости происходит унос жидкости.
  • Газовая струя перемешивает скопившуюся внизу жидкость, образуя капли.
  • Турбулентность мешает нормальному гравитационному осаждению более крупных капель жидкости под туманоуловителем. Дополнительная жидкая нагрузка увеличивает вероятность затопления туманоуловителя.

Когда поток жидкости ударяется о твердую поверхность, он уменьшает свой импульс, воздействуя на эту поверхность силой, и равная, но противоположная сила действует на себя. Если эта сила слишком велика, при преодолении сил поверхностного натяжения жидкости может произойти разрушение жидкости. Чтобы избежать разрушения жидкости, были разработаны различные типы впускных устройств, которые могут уменьшить импульс. Размер сопел обычно определяется по максимальному значению ρv², которое зависит от типа используемого или устанавливаемого впускного устройства.

Обычно используемые в промышленности значения ρv² для некоторых из этих типов впускных устройств следующие:

  • Без впускного устройства или простой перегородки: ρv² ≤ 1000 кг / мс²
  • Впускное устройство полуоткрытой трубы: ρv² ≤ 1,500 кг / мс²
  • V-образная перегородка: ρv² ≤ 2,500 кг / мс²
  • Впускное устройство лопастного типа: ρv² ≤ 15000 кг / мс²

Половина трубы или лучше для использования перфорированной трубы

V-образная перегородка (сейчас используется редко)

Лопастное впускное устройство

Кроме того, лучший документ, который я видел для определения размеров, выбор — Shell DEP 31.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.