Использование гидроциклонных установок ГУД-900 в процессах подготовки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

РЕФЕРАТ

ВВЕДЕНИЕ

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ ГИДРОЦИКЛОННЫХ СЕПАРАТОРОВ И ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА ИЗДЕЛИЯ

1.1 Литературный обзор существующих конструкций гидроциклонных сепараторов

1.2 Патентная проработка изделия

2. ГИДРОЦИКЛОННАЯ УСТАНОВКА ГУД-900

2.1 Назначение гидроциклонной установки ГУД-900

2.2 Устройство и принцип действия ГУД-900

2.2.1 Устройство ГУД-900

2.2.2 Принцип действия ГУД-900

2.3 Правила монтажа и эксплуатации гидроциклонной установки ГУД-900

2.4 Влияние конструктивных параметров на работу гидроциклона

3 РЕМОНТ ГИДРОЦИКЛОННОЙ УСТАНОВКИ ГУД-900

3.1 Виды дефектов корпуса

3.2 Подготовка дефектных мест под сварку и наплавку

3.3 Исправление трещин, коррозии и эрозии

3.3.1 Заварка и наплавка дефектных мест

3.3.2 Замена дефектных участков

3.3.3 Замена штуцеров

3.3.4 Замена дефектного штуцера с укрепляющим кольцом

3.3.5 Замена дефектного штуцера без замены укрепляющего кольца

4 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТЫ ГИДРОЦИКЛОНА

4.1 Расчет производительности гидроциклонной установки

4.2 Проверочный расчет гидроциклона на допускаемое давление

5 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОЦИКЛОНА ПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

6 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Характеристика производственной среды

6.2 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

6.2.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

6.2.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

6.2.3 Мероприятия по промышленной санитарии

6.2.4 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности

6.2.5 Действия при возникновении чрезвычайной ситуации

6.3 Экологичность проекта

6.4 Вывод

ЛИТЕРАТУРА

РЕФЕРАТ

Целью данной работы является рассмотрение процессоров центробежного типа ГУД-900. Использование гидроциклонных установок ГУД-900 в процессах подготовки нефти позволяет добиться улучшения качества товарной нефти, сократить расходы на ее подготовку, сократить потери легких фракций нефти, уменьшить металлоемкость оборудования установки подготовки нефти, а также решить ряд других задач. Все это прямо влияет на снижение себестоимости нефти, что имеет большое значение в современных рыночных условиях. Рассмотрены вопросы получения максимальной эффективности при эксплуатации гидроциклонной установки типа ГУД-900, а также преимущества установки перед другими аналогами.

Дипломный проект состоит из пояснительной записки и графической части.

Пояснительная записка включает в себя три раздела: техническая, экономическая часть и раздел по безопасности и экологичности проекта. В технической части проводится обзор существующих аналогов гидроциклонной установки, описание конструкции, принципа работы; рассматривается влияние конструктивных параметров на работу установки, а также проводятся необходимые расчеты. Экономическая часть раскрывает оценку экономической эффективности внедрения гидроциклонной установки ГУД-900. В разделе безопасности и экологичности проекта рассматриваются вопросы охраны труда и окружающей среды.

Пояснительная записка объемом 87 машинописных листов формата А4, содержит 20 рисунков, 10 таблиц и список литературы из 24 наименований. Графическая часть состоит из графического материала объемом в количестве 8 листов машиностроительных чертежей и 2 схемы, выполненных на формате А1.

ВВЕДЕНИЕ

В условиях смещения возрастающих объемов добычи нефти и расширения объектов подготовки её в районы с низкой несущей способностью грунтов и шельфов океанов и морей предусматривается внедрение новых конкурентоспособных аппаратов, процессов и технологий комплексной подготовки нефти. В то же самое время условия рыночных отношений требуют улучшения качества товарной нефти и снижение потерь при её добыче и транспортировке.

Традиционные техника и технология подготовки нефти предусматривают применение металлоемкого крупногабаритного оборудования. Во многих регионах страны традиционно существуют установки подготовки нефти (УПН), где производится предварительное обезвоживание и обессоливание нефти. На установке комплексной подготовки нефти (УКПН) производят её стабилизацию, в основном, методом ректификации в колоннах.

С помощью процессоров центробежного типа ГУД-900 успешно осуществлено совмещение УПН и УКПН, что позволяет в 50 раз сократить металлоемкость оборудования, в 60 раз сократить капитальные затраты и приблизить процессы комплексной подготовки нефти непосредственно к промыслам с получением качественной товарной нефти, параметры которой соответствуют ГОСТ 9965-76.

Существующие нефтяные сепараторы с гидроциклонным вводом сырья в силу их конструктивных недоработок, вызванных недостаточной изученностью гидродинамики процесса выделения газа и легких углеводородов из нефти в поле центробежных сил, не обеспечивают всех преимуществ этого способа. Отсутствуют также зависимости для определения эффективности работы гидроциклонных устройств применительно к процессу выделения легких углеводородов из нефти в процессах подготовки е, что затрудняет расчеты и применение этих устройств в широких масштабах.

На рисунке 1 показана структурная схема комплексной подготовки нефти к транспорту и переработке.

В схеме рассматривается только модуль обезвоживания и обессоливания нефти, а также модуль стабилизации и получения легких углеводородов. Согласно структурной схеме именно в этих модулях осуществляется комплексная подготовка нефти в промысловых условиях с получением легких углеводородов.

Условные обозначения на схеме:

УПГ - установка подготовки газа;

ВД - высокое давление;

НД - низкое давление;

УУ - узел учёта;

ППД - поддержание высокого давления.

гидроциклонная установка нефть подготовка



1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ ГИДРОЦИКЛОННЫХ СЕПАРАТОРОВ И ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА ИЗДЕЛИЯ

1.1 Литературный обзор существующих конструкций гидроциклонных сепараторов

Рассмотрим некоторые виды гидроциклонных сепараторов. На рисунке 1.1 - 1 приведен один из первых образцов гидроциклонных сепараторов, разработанный институтом “Гипровостокнефть”. Он выполнен путем совмещения вертикального сепаратора 1 диаметром 200 мм с тангенциальным вводом продукции и горизонтальной емкостью 2 диаметром 500 мм. Внутри гидроциклона смонтированы направляющий патрубок 3 и патрубок выхода газа 4. Нефтегазовая смесь поступает в гидроциклон по патрубку 5 с линейной скоростью порядка 20 м/с. Резкое увеличение скорости на входе приводит к интенсивному вспениванию всей массы и созданию очень подвижной нестабильной пены. В гидроциклоне вспененная масса приобретает вращательное движение вокруг патрубка 3 и осевое движение вниз. Под действием центробежных сил происходит распределение компонентов газожидкостной смеси по плотности, сопровождающееся разрушением пены, и отбрасывание нефти к стенкам. Газ из гидроциклона удаляется через патрубок 4, а нефть стекает в горизонтальную емкость. Создание высокотурбулизированной пенной массы увеличивает поверхность контакта фаз нефть - газ и создает благоприятные условия для перехода растворенного газа в пузырьки окклюдированного газа, которые с помощью центробежных сил отделяются от нефти.

В результате исследований определено, что если в промышленном сепараторе рабочий газовый фактор равнялся 105 нм³/м³, то в гидроциклонном сепараторе он увеличился до 108 нм³/м³, при одновременном увеличении удельной нагрузки на единицу объема емкости в 20 раз и при уменьшении времени пребывания нефти в сепараторе в 35 раз.

Однако, способ противопоточного отделения газовой фазы от нефти в гидроциклоне не обеспечивал необходимую степень очистки газа от нафти.

Унос нефти с газом в гидроциклоне был в 100 - 200 раз больше, чем в промышленном сепараторе.

В гидроциклонном сепараторе (рисунок 1.1 - 2) с целью уменьшения уноса нефти с газом отбор газа осуществляется без противотока по ходу движения потоков нефти и газа; газ отбирается через патрубок 4, установленный соосно в корпусе гидроциклона (обозначения те же, что и на рисунке 1.1 - 1). В этой конструкции унос нефти с газом уменьшился в 2 - 4 раза, рабочий газовый фактор увеличился до 110 нм³/м³. однако, и в этой конструкции не удалось добиться требуемой степени очистки газа от нефти и полного выделения газа в объеме сепаратора.

В конструкции гидроциклонного сепаратора (рисунок 1.1 - 3) предусмотрена возможность удаления газа из емкости через патрубок 6 (обозначения те же, что и на рисунке 1.1 - 1), отбор газа из емкости обеспечивает более глубокую дегазацию нефти. Однако, свободное падение потока из гидроциклона на поверхность нефти способствует ее пенообразованию и разбрызгиванию. Поток газа, движущийся в этой зоне, насыщается нефтью, что способствует уносу нефти вместе с газом.

В конструкции гидроциклонного сепаратора (рисунок 1.1 - 4) имеется секция перетока, установленная в нижней части гидроциклона. Она состоит из вертикального отбойника 5, горизонтального отбойника 7 и угольника 8. Секция перетока препятствует смешению газа с нефтью при изменении движения потоков с вертикального направления на горизонтальное направление. Одна часть нефти при своем движении вниз проходит мимо отбойника и непосредственно меняет направление. Другая часть попадает на козырек угольника 8 и по нему перетекает в нижнюю часть отвода. Отбойник 5 препятствует попаданию нефти в газ при движении ее по козырьку. Газовый поток проходит внутри отбойника и также меняет направление движения. Из гидроциклонной головки газовый поток и нефтяной поток поступают в буферную емкость.

В отличие от сепараторов отечественных конструкций, в зарубежных сепараторах элементы предварительной сепарации расположены только внутри аппаратов. В горизонтальных газонефтяных сепараторах фирмы “BS & B” (США) для потоков нефти с газовым фактором 1000 м³/м³ при низком давлении сепарации (рисунок 1.1 - 5) и для потоков с высоким содержанием газа в жидкости в виде капель или пробок (рисунок 1.1 - 6) гидроциклонный ввод, по мнению поступают в буферную емкость.

Газонефтяная смесь подается в гидроциклонную головку 1, расположенную в гравитационном сепараторе. Отделившийся газ выходит через отверстия в дефлекторе циклонной головки в верхнюю часть сепаратора и, пройдя очистку от капельной жидкости в каплеуловителях и каплеотбойниках, выводится из сепаратора.

Для подготовки нефти на английских морских платформах в Северном море используются высокопроизводительные нефтегазовые гидроциклонные сепараторы (рисунок 1.2). Сравнение эксплуатационных характеристик показывает, что в случае использования гидроциклонных сепараторов время сепарации сокращается в 5ч6 раз, а вес установки и производственная площадь снижается более, чем в 4 раза по сравнению с традиционными гравитационными сепараторами. На рисунке 1.3 приведен сепаратор с циркуляцией газа фирмы Порта ТЭСТ для сепарации нефти в условиях сильной пульсации потока.

Проведенные эксперименты на нефтепромыслах Куйбышевской области, на месторождениях объединения “Грознефть”, а также промышленное использование гидроциклонных сепараторов говорит о том, что процесс отделения газа от нефти происходит, в основном, не в гидроциклонной головке, а в технологической емкости - сепараторе. Роль гидроциклонных головок свелась к равномерному распределению газонефтяной смеси по всей площади технологической емкости.

Отсутствие на входе гидроциклона устройства, обеспечивающего пленочный режим течения потока, приводит к тому, что вращательное движение в аппарате получают только слои, находящиеся непосредственно около стенки.

Рисунок 1.2 - Нефтегазовый гидроциклонный сепаратор (Англия):

1 - корпус; 2 - вход газоводонефтяной смеси; 3 - выход нефти;

4 - выход газа; 5 - выход воды.

Слои же потока, расположенного ближе к центру гидроциклона, имеют прямолинейное движение и соударяются с вращающимися слоями, что приводит к дроблению потока. При существующей в настоящее время конструкции гидроциклонов, применяющихся для дегазации нефти, отделение свободного газа происходит, в основном, за счет сил гравитации, а центробежные силы используются недостаточно эффективно. Для эффективного применения центробежных сил в процессах сепарации нефти в гидроциклоне встает задача глубокого изучения гидродинамических закономерностей несущего потока с целью разработки новой конструкции гидроциклонного аппарата, обеспечивающего глубокую дегазацию нефти и, на его основе, создания принципиально новой технологии получения легких углеводородов на стадии подготовки нефти к глубокой ее переработке.



Рисунок 1.3 - Рециркуляционный сепаратор фирмы Порта ТЭСТ

1.2 Патентная проработка изделия

Гидроциклонная установка ГУД-900 имеет ряд аналогов аналогичного принципа действия, которые могут быть использованы для подготовки нефти в промысловых условиях. Анализ авторских свидетельств и патентов показал, что большинство из них имеют определенные недостатки, отсутствующие у ГУД-900.

Известен, например, ступенчатый гидроциклон, содержащий корпус, разделенный перегородкой на камеру предварительной очистки с тангенциальным входным патрубком [1]. В корпусе установлены параллельно включенные группы сепарирующих элементов, образующие предварительные ступени разделения по ходу слива.

Недостатком гидроциклона является малая эффективность разделения. Камера предварительной очистки исходной смеси имеет диаметр значительно больший, чем диаметр сепарирующих элементов, что требует на закрутку потока больших расходов энергии.

Известна батарея гидроциклонов предварительного разделения с тангенциальным входным патрубком [2]. Последовательно по ходу слива установлены параллельно включенные группы гидроциклонов, питающие патрубки которых соединены тангенциально со сливным патрубком гидроциклона предварительного разделения. Сливные патрубки гидроциклонов первой группы установлены тангенциально к гидроциклонам второй группы.

Недостатком батареи гидроциклонов является сложность конструкции соединений сепарирующих элементов различных групп и ступеней разделения, что создает значительные гидравлические сопротивления и снижает производительность.

Известен также двухзаходный циклон [3], включающий корпус 3, осевую выхлопную трубу 4 и два тангенциальных диаметрально расположенных входных патрубка 1 и 2, один из которых установлен под углом 11-15°, а другой - под углом 15-20° к горизонтали.

Недостатком его является малая эффективность, вследствие того, что корпус аппарата представляет собой сепарирующий элемент, выполняющий все стадии процесса разделения с перегрузкой как на стадии отделения жидкости, так и на стадии отделения газообразной фазы. Кроме того, разность углов наклона входных патрубков недостаточна - всего 4-5°, вследствие чего возможны случаи сбоя потока с меньшим напором потоком более мощным и изменения направления на обратное. Это приводит к нарушению режима технологии разделения.

С целью повышения эффективности и качества разделения нефтегазовой смеси было разработано устройство для разделения нефтегазовой смеси [17], включающее сепарирующие элементы 1, тангенциально направленные, расположенные под углом входные патрубки 2 и 3 и выхлопную трубу .

Сепарирующие элементы снабжены цилиндрическими секциями с радиальными отводами 4 и последовательно установлены соосно с общей выхлопной трубой. Выхлопная труба выполнена перфорированной с тангенциально направленными отверстиями. Тангенциальные входные патрубки выполнены в виде спирали и установлены с разностью углов наклона между собой в пределах 25-30°.

Недостатком данного устройства является недостаточная эффективность отделения и высокий унос капельной жидкости на начальной фазе сепарации.

2 ГИДРОЦИКЛОННАЯ УСТАНОВКА ГУД-900

2.1 Назначение гидроциклонной установки ГУД-900

Гидроциклонирование нефти позволяет решить ряд крупных народнохозяйственных задач:

а) получение товарной нефти, соответствующей ГОСТ 9965-76;

б) выделение и использование легких углеводородов и их композиций в качестве внутреннего резерва для подготовки нефти, в том числе ловушечной или промежуточных слоев;

в) использование полученных легких углеводородов в качестве растворителя цементирующей основы асфальтосмолопарафиновых отложений и осуществить, тем самым, промывку оборудования и скважин.

Мультигидроциклон ГУД-900 является одним из наиболее оптимальных блочных аппаратов для подготовки нефти с получением легких углеводородов. ГУД-900 обеспечивает наиболее полную стабилизацию нефти при максимальном выделении легких углеводородов.

С целью исключения потерь легких фракций нефти и обеспечения полной герметизации системы, мультигидроциклон ГУД-900 используется в герметизированной системе трубопроводного транспорта, разработанной Р.Р.Ахсановым.

Герметизированная система трубопроводного транспорта включает в себя блок газосепарации, насос с узлами учета и обвязки, инжектор, резервуарный парк с уравнительными линиями.

Блок газосепарации (рисунок 2.1) состоит из сепаратора 1, снабженного каплеуловителем 2, мультигидроциклона 3, снабженного сборником жидкой фазы 4 и сборником парогазовой смеси 5.

Поток газонасыщенной нефти поступает в мультигидроциклон 3 и распределяется равномерно по всем гидроциклонным элементам 6. В периферийной области гидроциклонного элемента собирается более тяжелая фаза, стабильная нефть без газа , а в центре вращения потока образуется парогазовый шнур. Парогазовая смесь по газоотводной трубке 7 поступает в общий сборник 5 и по трубе 8 - в сепаратор 1, ударяясь и стекая по наклонной перегородке 9. Перегородка 9 имеет отверстия 10 для выхода газа.

Рисунок 2.1- Блок получения легких углеводородов

Жидкая фаза из сборника 4, а также стабильная нефть из разгрузочного отверстия стекают на козырек отбойника 11, где происходит более полная дегазация.

Свободный газ собирается в парогазовой зоне блока сепарации и поступает в каплеуловитель 2. Стабильная нефть без газа поступает на прием насоса и, пройдя узел учета, перекачивается в резервуарный парк.

Техническая характеристика ГУД-900:

Рабочее давление - 0,6МПа;

Пробное давление - 0,9МПа;

Объем - 0,076м³;

Производительность - 700м³/сут;

Минимальная температура окружающей среды - минус 40 ⁰С;

Рабочая среда - нефть.

На рисунке 2.2 показана установка подготовки нефти с блоком получения легких углеводородов. Установка выполнена таким образом, что на входе продукции скважин установлено устройство предварительного отбора газа, выполненное из труб. Далее эта продукция традиционно подается в газосепаратор, откуда газ поступает в линию высокого давления на дальнейшую подготовку и откачку, а нефть с водой, смешиваясь по пути с подаваемым в линию реагентом, - в отстойник. Дальнейшее отделение воды от нефти осуществляется в электродегидраторах. Далее, после соответствующего подогрева, нефть поступает в концевые сепараторы.

Отличительной особенностью установки является совмещение концевого сепаратора с гидроциклонным сепаратором. Подачу нагретой нефти производят не в сепаратор, а в гидроциклон, парогазовую смесь из гидроциклона подают в сепаратор, в котором отделившийся газ уже не смешивается с нефтью. Установка снабжена блоком получения легких углеводородов и состоит из участка трубопровода 1 для предварительного отбора газа, сепаратора 2, отстойника 3 для сброса отделившейся воды, сепаратора 4, электродегидратора 5, печи 6 для сжигания газа и нагрева нефти, каплеуловителя-сепаратора 7, гидроциклона 8 для глубокой стабилизации нефти, конденсатора-холодильника 9 для конденсации паров углеводородов, эжектора 10 и резервуаров 11 товарного парка.

Нагрев нефти в печи осуществляют до 70 - 80 °С и подают в гидроциклон под давлением 4 кгс/см². в этом случае в каждом гидроциклонном элементе в центре вращения потока образуется разрежение. Это дает возможность снизить коэффициент фазового равновесия “газ (пар) - жидкость” и увеличить выход легких фракций из нефти при довольно низких температурах нагрева. Этому же способствует и температура охлаждения в конденсаторе-холодильнике, которую поддерживают в пределах 10 ч 15 °С. Для более качественного отделения сухого газа от конденсата в сепараторе 4 поддерживают давление в пределах 1,7 атм.

Использование данной схемы позволило значительно сократить энергозатраты на подготовку нефти, снизить металлоемкость оборудования и улучшить качество подготовленной нефти.

2.2 Устройство и принцип действия ГУД-900

2.2.1 Устройство ГУД-900

Основным элементом гидроциклонной установки ГУД-900 является сепарирующий гидроциклонный элемент 8 (рисунок 2.3). Каждый гидроциклонный элемент устанавливается в стакан 11 и снабжается сливной камерой 4, соединенной со стаканом с помощью фланцев 12, завихрителем 9, рабочим элементом которого является сужающаяся винтовая канавка, позволяющая осуществить пленочное истечение жидкости. Кроме того мультигидроциклон ГУД-900 снабжен тангенциальным входным патрубком, позволяющим потоку газонасыщенной нефти распределяться равномерно по всем гидроциклонным элементам. Тяжелая фаза из каждого гидроциклонного элемента поступает в сепаратор через опорный штуцер, а легкая фаза в виде парогазового потока по патрубкам 3 соединителя 5 собирается в газосборную камеру 3 и далее по трубопроводу направляется в сепаратор. Каждая сливная камера соединяется с гидроциклонным элементом посредством сливной трубки 2, снабженным коническим наконечником 7 для повышения эффективности сепарации. Кроме того каждая сливная камера соединяется со сборником-коллектором 6, жидкость из которого поступает в сепаратор через опорный штуцер. Наконечник 7 сливной трубки гидроциклона позволяет мелким взвешенным каплям жидкости отражаться от поверхности этого наконечника. Отраженные циркуляционные токи при этом движутся в том же направлении, что и осевой поток. Кроме того, мелкие капельки жидкости концентрируются на наружной поверхности сливной камеры и по мере накопления укрупняются за счет коалесценции.



Рисунок 2.3 - Установка гидроциклонная ГУД - 900

Эти более крупные частицы в дальнейшем стекают вдоль наружной стенки наконечника и, попадая в центробежное поле путем срыва вихревым потоком с острых кромок поверхности, отбрасываются в периферийную зону аппарата. Чем ближе к центру вращения, тем интенсивнее крутка потока. Поэтому наличие дополнительной отражательной поверхности и острой кромки в наконечнике сливного патрубка, находящейся в непосредственной близости от парогазового шнура, улучшают отделение мелких капель нефти путем различного угла отражения капель и потоков из-за различных ступенчатых углов наклона внешней отражательной поверхности наконечника сливного патрубка. Этому же способствует и наличие местного сопротивления для капель жидкости в проходном канале наконечника. Это сопротивление выполнено в виде торроидальной поверхности обтекаемой формы, так что центральный газовый вращающийся поток проходит через него, не встречая больших сопротивлений.

Наконечник сливного патрубка имеет наружную поверхность в виде конусов 1 и 2. последние имеют различный угол наклона, за счет чего и образуется ребро 3. внутренняя поверхность начинается с торроидальной поверхности 4. последняя с конусом 2 образует ребро 5.

Гидроциклонный аппарат монтируется в вертикальном положении и состоит из 4 гидроциклонных элементов 8, соединенных с помощью сливных камер 4 с газосборной камерой 3. Гидроциклонные элементы смонтированы в общем корпусе 1, имеющим входной патрубок для ввода газожидкостной смеси. Для ускоренного монтажа и возможности внутреннего осмотра аппарата все элементы аппарата крепятся на фланцевых соединениях. В нижних частях центральной камеры отвода газоконденсата и внутренней полости корпуса предусмотрены патрубки для удаления механических примесей и промывки аппарата.

2.2.2 Принцип действия ГУД-900

Обязательным условием гидроциклонирования является наличие устойчивого парогазового шнура на оси закрученного потока , в который и выделяются газовые включения. Условие существования парогазового шнура и его размеры полностью определяются гидродинамикой несущего потока. Вместе с тем сам он оказывает существенное влияние на сепарационные и расходные характеристики гидроциклонного аппарата.

Поток газонасыщенной нефти поступает в мультигидроциклон, где за счет тангенциального входного патрубка распределяется равномерно по всем гидроциклонным элементам 8. Далее нефть через прорези в корпусе гидроциклонного элемента попадает в завихритель 9, обеспечивающий пленочное истечение жидкости, которым снабжается каждый гидроциклонный элемент.

Интенсивно закручиваясь нефть под действием центробежных сил разделяется на легкую и тяжелую фазы. Тяжелая фаза по периферии стекает по стенкам элемента и собирается через опорный штуцер в сепаратор. Легкая фаза концентрируется в центре гидроциклонного элемента в виде парогазового интенсивно вращающегося шнура, т.к. на расстоянии близком к центру вращения потока, происходит интенсивное выделение газов. Чем выше скорость вращения, тем больше перепад давления между периферией и центром вращения, следовательно активнее происходит дегазация жидкости.

Концентрируясь в центре вращения потока, парогазовая смесь устремляется в сливную трубку 2. Однако более тяжелые углеводороды в виде тумана или пленки жидкости концентрируются по наружной поверхности наконечника 7 сливной трубки, накапливаясь, укрупняются за счет коалесценции. Эти более крупные частицы в дальнейшем стекают вдоль наружной стенки наконечника и, попадая в центробежное поле путем срыва вихревым потоком с острых кромок поверхности, отбрасываются в периферийную зону аппарата.

Сливная трубка соединяется с внезапно расширяющейся сливной камерой 4. Это позволяет более полно удалить из жидкости выделившиеся углеводородные газы и сконцентрировать жидкую, более тяжелую фазу легких углеводородов вследствие появления эффекта детандера в месте внезапного расширения камеры сбора капельной жидкости.

Капельная жидкость вместе с конденсированными углеводородами поступает через сборник-коллектор 6 в сепаратор. Отделенная парогазовая смесь, собранная в отдельный коллектор по соединительной трубке поступает на наклонную перегородку сепаратора, ударяясь о неё, вызывая тем самым, дополнительное выделение газовых включений за счет осуществления пленочного режима течения сконденсированной жидкости и разрушения состояния гидродинамического равновесия за счет энергии удара.

Важной особенностью является то, что газосборная трубка 10 снабжена снаружи обтекаемым кольцом. Это позволяет изменить поле давления возле выводного отверстия сливной трубки таким образом, что капельная жидкость проходит по периферии сливной трубки, а газ удаляется по выводному каналу газосборной трубки.

2.3 Правила монтажа и эксплуатации гидроциклонной установки ГУД-900

Монтаж гидроциклона ГУД - 900 на сепараторе может быть осуществлен имеющимися в распоряжении НГДУ самоходными автомобильными или транспортными кранами. Монтаж может быть осуществлен при помощи талевого механизма, специального приспособления, лебедки или подъемника.

Гидроциклон ГУД - 900 имеет опорный фланец, соответствующий общепринятым стандартам с Р_у = 0,6 МПа и D_у = 500 мм и устанавливается на патрубок сепарационной емкости. В процессе монтажа требуется тщательно собирать фланцевые соединения. При затяжке болтов и шпилек необходимо соблюдать равномерный зазор между фланцами. Для обеспечения равномерного зазора и избежания перекосов фланцев при креплении следует попеременно затягивать диаметрально расположенные болты.

Подводящие трубопроводы должны быть смонтированы так, чтобы в местах стыка их с фланцами гидроциклона не возникали растягивающие напряжения и напряжения изгиба.

После окончания монтажа проводят гидравлические испытания установки. По результатам испытаний устраняют выявленные недостатки: дефекты корпуса и трубопроводов, неплотности соединений, затяжку болтов опорного фланца; проверяют состояние контрольно-измерительных приборов, исправность предохранительных клапанов.

Во время работы гидроциклонной установки ГУД - 900 техническое обслуживание ее сводится, в основном, к наблюдению за показаниями контрольно-измерительных приборов.

Показания приборов должны соответствовать номинальному режиму работы аппарата. Стрелки измерительных приборов при исправном состоянии мультигидроциклона и трубопроводов должны иметь плавные колебания.

Период длительной остановки следует использовать для проведения предупредительного ремонта, а также для устранения неисправностей, замеченных во время работы аппарата.

Устранение неисправностей сводится, в основном, к смене прокладок, проверке плотности соединений.

2.4 Влияние конструктивных параметров на работу гидроциклона

Диаметр D и высота цилиндрической части H гидроциклона - основные показатели, определяющие качественные и количественные характеристики аппарата. Однако, значение отношения Н/D для процесса разделения продукции, протекающего в гидроциклоне, изучено недостаточно. Имеются противоречивые данные по определению оптимального отношения Н/D. Исследованиями установлено, что от высоты цилиндрической части не зависит общая производительность гидроциклона, однако, от нее зависит распределение исходной жидкости между верхним сливом и разгрузочным отверстием. Согласно [15] при соотношении Н/D=2,0 наблюдается уменьшение расхода по верхнему сливу и увеличение его по разгрузочному отверстию, что соответствует требованию, предъявляемому к гидроциклону в процессе дегазации жидкости. С увеличением диаметра гидроциклона растет производительность, однако, качественные показатели работы аппарата ухудшаются.

Значительное влияние на работу гидроциклона оказывает угол образующей конической части - угол конусности. С уменьшением угла конусности повышается разделительная способность гидроциклона и, как показывают исследования, увеличивается его производительность. Для получения “тонких сливов” применяют аппараты с небольшим углом конусности. Так, у гидроциклонов-осветлителей угол конусности на практике не превышает 15°. В ходе экспериментальных работ, проведенных в НГДУ “Октябрьскнефть” [15] по очистке нефтепромысловых вод, гидроциклонный элемент с углом конусности 15° и диаметром 0,075 м показал высокую степень дегазации воды.

Исследование влияния глубины погружения сливной камеры в цилиндрическую часть гидроциклона на процесс стабилизации нефти в поле центробежных сил проводилось на нестабильной нефти плотностью 0,855 г/см³ с содержанием легких фракций (по С₅ включительно) 4,2% масс.

Нестабильная нефть под давлением подавалась через специальное вводное устройство в гидроциклон. Легкие углеводороды и газ собирались в центре вращения потока и выводились через сливной патрубок и далее поступали в емкость отделения капельной нефти от газа. Стабильная нефть выводилась из гидроциклона через разгрузочное отверстие между корпусом аппарата и отсасывающей трубкой. Количество продуктов разделения в гидроциклоне определялось объемным методом. Газ отбирался в резиновую камеру, которую затем погружали в мерный сосуд, заполненный водой. По количеству вытесненной камерой воды определялся объем газа, полученный за определенный промежуток времени. Температура воды во избежание резкой конденсации газа составляла 323 К, выход стабильной нефти определялся с использованием мерных сосудов. Эксперименты проводили при температуре нагрева нестабильной нефти до 353 К и различных давлениях на входе в гидроциклон: 0,30;0,35 МПа и 0,40 МПа. Длина сливной камеры составляла порядка 40 ее диаметров, т.е. калибров.

На показатели работы гидроциклона в значительной мере влияет конструкция питающего патрубка и нижней насадки. Общая производительность гидроциклона прямо пропорциональна эквивалентному диаметру питающей насадки. Скорость на входе можно увеличить, уменьшая живое сечение питающего отверстия или увеличивая количество поступающей в гидроциклон жидкости. Однако, при уменьшении сечения питающей насадки возрастает турбулентное перемешивание, при увеличении количества жидкости снижается время пребывания ее в гидроциклоне. Эффективность работы гидроциклона зависит от формы канала питающего патрубка. Плавность сужения струи в питающем патрубке должна обеспечить наибольшую турбулизацию потока при входе в аппарат. Наиболее интенсивная дегазация жидкости происходит в пленочном режиме течения, с ростом интенсивности закрутки увеличивается процесс массообмена.

В гидроциклонном аппарате ГУД - 900 для создания пленочного режима течения жидкости успешно применено вводное устройство (завихритель), представляющее собой сужающийся винтовой канал (рисунок 2.6) с наклоном, выбранным таким образом, что вводимый продукт смещался к конусу гидроциклона за один оборот на высоту вводимого отверстия. Данная конструкция устройства обеспечивает высокую степень дегазации жидкости.

Эффективность выделения газа из нефти зависит также от длины сливной трубки и глубины её погружения в корпус гидроциклонного элемента.

Эффективность выделения газа в зависимости от глубины погружения сливной камеры в цилиндрическую часть гидроциклона представлена на рисунке 2.4 [4]. Цифрой 1 обозначен график полученный при работе гидроциклона с давлением на входе р=0,3Мпа, цифрой 2 обозначен график полученный при работе гидроциклона с давлением на входе р=0,35Мпа, цифрой 3 обозначен график полученный при работе гидроциклона с давлением на входе р=0,4Мпа.

Рисунок 2.4 - Эффективность выделения газа в зависимости от глубины погружения сливной камеры в цилиндрическую часть гидроциклона

Из графиков видно, что с ростом глубины погружения эффективность газовыделения возрастает и, достигая своего максимального значения, резко падает. Оптимальной для рассмотренного случая является глубина погружения равная 0,5 d_сл. Для закрученного потока в гидроциклоне характерен обратный вихревой, вращающийся в ту же сторону газовоздушный столб, центр образования которого смещается вдоль оси вращения потока при изменении давления на входе в гидроциклон, что влечет за собой перераспределение потоков внутри аппарата, а также циркуляцию газовых пузырьков в них. Газовые включения, находящиеся в центре вращения потока, должны удаляться из гидроциклона с минимальной циркуляцией, что осуществляется правильным выбором глубины погружения сливной камеры. Известно, что оптимальное значение величины погружения определяется уравнением:

h_пог = K(D - d_сл), (1)

где h_пог = К(h₁ - h₂) - расстояние от сливного патрубка до границы цилиндра с конусом, К - коэффициент глубины погружения сливного патрубка, D - диаметр цилиндрической части аппарата, d_сл - диаметр сливного патрубка гидроциклона или диаметр входного отверстия наконечника сливной камеры.

Следует заметить, что К является функцией не только конструктивных параметров гидроциклона и режимных параметров его эксплуатации, но и физико-химических свойств разделяемой системы.

Разделительная способность гидроциклона зависит от времени пребывания продуктов разделения в аппарате. С увеличением времени пребывания газовых включений и растворенного в нефти газа в поле центробежных сил улучшается процесс выделения газа и повышается эффективность работы гидроциклона. Это достигается в результате совмещения сливного патрубка со сливной камерой, в которой происходит отделение газовой части вращающегося потока от нефти. Изменением длины сливной камеры можно регулировать время пребывания газовых частиц в поле центробежных сил.

На рисунке 2.5 показана эффективность выделения газа из нефти в зависимости от длины сливной камеры [4]. Цифрой 1 обозначен график полученный в результате испытания при температуре жидкости равной 353К (80єС), а цифрой 2 - график, полученный при температуре жидкости 363К (90єС).

Глубина погружения сливной камеры в цилиндрическую часть составляла 0,5D сливной камеры. Согласно графика, эффективность газовыделения находится в пропорциональной зависимости от длины сливной камеры. Максимальное выделение газа осуществляется при длине сливной камеры L = 38ч40 калибров.

Рисунок 2.5 - Эффективность выделения газа из нефти в зависимости от длины сливной камеры

При увеличении длины сливной камеры более 40 калибров эффективность выделения газа из нефти в гидроциклоне падает. Выделенный из нефти газ концентрируется в центре вращающегося потока. В результате увеличения длины сливной камеры, и, как следствие, увеличения времени пребывания газонефтяной смеси в поле центробежных сил происходит интенсивное газовыделение. В начальный момент энергии закрученного потока достаточно для концентрирования газа в центре вращения. Однако, по мере увеличения длины сливной камеры, происходит диссипация энергии закрученного потока за счет вязкости жидкости, трения о стенки сливной камеры. Захваченная вместе с газом нефть, теряя энергию закрутки, стекает вниз по сливной камере. С ростом L более 40 калибров процесс идет интенсивнее, за счет чего идет перекрывание внутреннего сечения сливной камеры нефтью и наблюдается пробковый режим выделения газа, в результате чего снижается эффективность газовыделения. Наиболее оптимальной для данной конструкции гидроциклона применительно к процессу дегазации нефти в центробежном поле является длина сливной камеры L = 40d_сл, где d_сл = 0,025 м. С целью уменьшения уноса капельной нефти вместе с газом на сливной камере, коаксиально с ней, смонтирована газосборная камера, представляющая собой полый цилиндр. Назначение этой камеры - снижение эффекта инжектирования нефти из внутренней полости гидроциклона нефтяной пленкой, поднимающейся по внутренней стенке сливной камеры, путем разрыва ее сплошности. Унос капельной нефти вместе с газом при использовании газосборной камеры уменьшается на 10 - 15%.

Разделительная способность гидроциклона в значительной степени определяется степенью разрежения в центре закрученного потока, а сама величина разрежения зависит от конструктивных параметров наконечника сливной камеры гидроциклона. Максимальная степень разрежения парогазового столба в гидроциклоне достигается при использовании сливного патрубка. В аппарате со сливным патрубком такого вида создаются благоприятные условия для дегазации жидкости вследствие преждевременного срыва сплошности потока и образования наиболее мощного газовоздушного столба в центре вращения потока.

Максимальная величина разрежения (240 мм рт.ст.) была достигнута с наконечником №2 при максимальном давлении на входе в гидроциклон 2 атм. Внутренняя поверхность на нижнем конце наконечника выполнена торроидальной, а наружная - ступенчато-конической с возрастающими в направлении сверху вниз углами наклона к оси сепарирующего элемента.

Выполнение наружной поверхности наконечника под различными углами наклона дает возможность мелким взвешенным газовым пузырькам легких углеводородов накапливаться на этой поверхности, укрупняться по мере их продвижения и срываться с острых кромок наконечника с последующим отделением в центробежном поле. Наличие дополнительной отражательной поверхности и острой кромки в наконечнике сливного патрубка, образованной при переходе наружной поверхности во внутреннюю, торроидальную, и находящихся в непосредственной близости от газовоздушного столба, улучшает отделение более мелких капель легких углеводородов за счет отражения более тяжелой капельной жидкости и проскока газовой фазы в наконечник сливного патрубка.

Использование наконечника №1 (рисунок 2.9) при стабилизации нефти в гидроциклоне недостаточно эффективно вследствие несовершенной (беспорядочной) гидродинамической обстановки внутри гидроциклонного элемента.

Если в промысловых условиях невозможно исполнение наконечников сложных конфигураций может быть применен наконечник простой конфигурации (№3). У сливного патрубка 3 по сравнению с патрубками 1 и 2 эффективность выделения газа ниже и, в то же время, количество захваченной вместе с газом нефти больше. Это объясняется тем, что в слив вместе с газовоздушным столбом при работе с патрубком 3 захватывается значительное количество нефти, вращающейся около этого столба. На рисунке 2.10 1, 2, 3 - соответствующие номера наконечников сливных камер гидроциклона

В таблице 2.1 показана эффективность выделения газа и количество захваченной с газом нефти в зависимости от формы сливного патрубка. Исследование влияния формы наконечника сливного патрубка проводилось на нестабильной нефти плотностью 0,855 г/см³ с содержанием легких углеводородов С₁ ч С₅ - 4,2 % масс.

Таблица 2.1 - Эффективность выделения газа и количество захваченной с газом нефти в зависимости от формы сливного патрубка

	Патрубок №1	Патрубок №2	Патрубок №3
Наименование	Давление на входе, МПа	Давление на входе, МПа	Давление на входе, МПа
	0,30	0,35	0,40	0,30	0,35	0,40	0,30	0,35	0,40
Выделившийся газ, см3/сек	245	246	245	254	257	256	240	241	240
Захваченная с газом нефть, см3/сек	44	44	45	38	39	40	50	51	53

3 РЕМОНТ ГИДРОЦИКЛОННОЙ УСТАНОВКИ ГУД-900

Ремонт гидроциклонной установки выполняется в соответствии с общими техническими условиями на ремонт сосудов и аппаратов (ОТУ 1 - 79) [21].

Ремонт выполняется по следующей схеме: частичная или полная разборка аппарата, очистка и промывка деталей; составление ведомости дефектов; восстановление изношенных деталей, соединений и сборочных единиц; комплектование аппарата новыми деталями и изготовление новых деталей; сборка; испытания.

Дефекты выявляют перед остановкой на ремонт, а также в процессе разборки аппарата. Значительное число деталей и сборочных единиц проверяют визуальным осмотром, при котором фиксируют состояние рабочих поверхностей, наличие трещин, следов коррозии и т.п.

3.1 Виды дефектов корпуса

В процессе эксплуатации гидроциклона могут появиться следующие характерные дефекты:

а) трещины всех видов и направлений в сварных швах, наплавках, околошовной зоне, основном металле;

б) коррозионные поражения основного металла, сварных швов и наплавок в виде сплошной равномерной или неравномерной коррозии; локальной коррозии (язвы, питтинги и т.п.); расслоений или вздутий под поверхностью металла; межкристаллитной коррозии;

в) эрозионный износ;

г) гофры, вмятины, выпучины и другие деформации.

Способ исправления дефектных участков выбирают с учетом следующих факторов:

а) природы дефекта (трещины, коррозионное растрескивание, эрозионный износ и т.д.);

б) конструкции корпуса (наличие приварных внутренних устройств в местах дефектов и т.д.);

в) материального оформления корпуса;

г) экономической целесообразности метода исправления (наплавка, заварка, замена дефектного участка).

Перед ремонтом корпусов уточняют величину дефекта и границы дефектных участков по одному из методов, указанных в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Методы определения дефектов

Метод	Вид дефекта
Визуально-оптический	Вмятины, гофры и другие деформации корпуса; коррозия поверхности корпуса; эрозионный износ; трещины
Ультразвуковой (ГОСТ 14782 - 76)	Трещины в металле шва и околошовной зоне; трещины в основном металле; трещина стенки в местах контроля и т.д.
Капиллярный (ГОСТ 23349 - 78)	Трещины сварного шва, околошовной зоны и основного металла, выходящие на поверхность, в частности межкристаллитная коррозия; коррозионное растрескивание
Радиографический (ГОСТ 7512 - 82)	Внутренние дефекты сварных соединений и основного металла; зоны поражения коррозией

В зависимости от вида и размеров дефектов применяют в основном 2 способа их исправления:

а) заварка или наплавка дефектного участка;

б) замена дефектного участка (установка “латки”, смена листа, обечайки, днища).

3.2 Подготовка дефектных мест под сварку и наплавку

Поверхность дефектного участка и прилегающей зоны (шириной не менее 50 мм на сторону) следует очистить от антикоррозионных покрытий, ржавчины, окалины и других загрязнений.

Подготовку дефектных мест под сварку или наплавку проводят как механическим, так и огневым способом, удаляя минимальное количество металла с целью уменьшения остаточных напряжений и объема сварочных работ.

Дефекты корпуса удаляют механическим и газопламенным способами. После удаления проверяют полноту удаления дефекта.

После удаления дефектов и подготовки кромок под сварку или наплавку огневым способом поверхность необходимо зачистить механическим способом на глубину 1,0 мм.

Перед началом сварки следует проверить качество подготовки и сборки свариваемых элементов, т.е. состояние стыкуемых кромок и прилегающих к ним поверхностей.

Смещение кромок листов в стыковых соединениях, определяющих прочность сосуда, должно быть не более 10% номинальной толщины более тонкого листа, но не более 3 мм.

Смещение кромок в кольцевых швах при толщине листов до 20 мм не должно превышать 10% номинальной толщины более тонкого листа плюс 1 мм, а при толщине листов свыше 20 мм - 15% номинальной толщины более тонкого листа, но не более 5 мм.

При сварке элементов разной толщины необходимо предусмотреть плавный переход от одного элемента к другому постепенным утонением более толстого элемента. Угол скоса кромок должен быть не более 15°.

Допускаются стыковые швы без предварительного утонения толстой стенки, если разность между толщинами соединяемых элементов не превышает 30% от толщины более тонкого элемента, но не свыше 5 мм.

Совместный увод кромок в продольных и кольцевых швах (угловатость) не должен превышать 10% толщины листа плюс 3 мм, но не более 5 мм.

Для ремонта корпусов следует применять материал той же марки, из которой изготовлен корпус. Для изготовления корпусов и их элементов допускается применение и других материалов. При этом по химическому составу, механическим свойствам и условиям применения материал должен быть не хуже заменяемого и иметь сертификат.

Сварочные работы при ремонте гидроциклона выполняют при положительной температуре окружающего воздуха. Допускаются сварочные работы при отрицательных температурах, но не ниже -20°С.

3.3 Исправление трещин, коррозии и эрозии

Дефектное место следует зачистить металлической щеткой и шлифовальной машинкой на расстоянии не менее 50 мм на сторону. Концы трещин засверлить сверлом d = 6 - 12 мм на 2 - 3 мм более глубины трещины. Выбрать дефект до полного удаления и подготовить кромки под сварку. При этом трещины глубиной до половины толщины корпуса выбирают до получения V - образных кромок под углом 50 - 60°; трещины глубиной более половины толщины корпуса и сквозные выбирают до получения V - образных или X - образных кромок в зависимости от толщины стенки корпуса; участки, пораженные коррозией, эрозией и с расслоением металла, удаляют с учетом обеспечения полного провара во всех местах.

Заварить подготовленную поверхность. При этом металл варить на 3 - 5 мм выше поверхности корпуса

Необходимость в термической обработке и режимы обработки определяют в зависимости от материала и толщины стенки корпуса.

Исправленное место зачищают шлифовальной машинкой заподлицо с поверхностью корпуса. Качество сварного соединения следует проконтролировать одним из неразрушающих методов контроля.

3.3.1 Заварка и наплавка дефектных мест

Трещины вида а, б, в, г, д (рисунок 3.1) в корпусах сосудов и аппаратов исправляются после соответствующей подготовки заваркой.

Рисунок 3.1 - Расположение трещин на корпусе:

В корпусах, не подвергавшихся после изготовления термообработке, и в монтажных швах устраняются путем вырезки дефектного участка и установки “латки” следующие трещины (рисунок 3.1):

а) после исправления которых получается крестообразный шов (е, ж, и);

б) по сварному шву с распространением в околошовную зону вдоль шва на расстояние менее 100 мм от него (к);

г) в околошовной зоне распространяющиеся вдоль шва на расстояние менее 100 мм от него (л);

д) гнездообразные (м).

В корпусах, которые после изготовления подвергались термообработке, трещины вида е, ж, и, к, л исправляются после соответствующей подготовки заваркой с последующей термообработкой.

Корпуса, имеющие коррозию и эрозию стенок, ремонтируются наплавкой дефектных мест, если:

а) сумма площадей дефектных участков не более 20% площади рабочей поверхности корпуса;

б) площадь одного дефектного участка не более 500 см²;

в) глубина дефекта не более 30% фактической толщины стенки корпуса;

г) расстояние между подготовленными к наплавке участками не менее 3-кратной фактической толщины стенки корпуса, но не менее 100 мм;

д) отсутствует склонность металла корпуса к коррозионному растрескиванию под напряжением.

Если эти условия невыполнимы, дефектный участок должен быть вырезан и на его место вваривается вставка.

Отдельные очаги коррозии и эрозии исправляются заплавкой (рисунок 3.2):

а) отдельно каждого очага при l > d;

б) дефектного участка при l < d.

Рисунок 3.2- Расположение очагов коррозии и эрозии

3.3.2 Замена дефектных участков

Дефекты корпусов (гофры, вмятины, выпучины, гнездообразные трещины, коррозия и эрозия сверх допустимых пределов) устраняют заменой листа, обечайки, днища или установкой “латки” из того же металла.

Для удобства демонтажа и монтажа внутренних устройств корпусов допускается в определенных местах вырезка монтажных окон с последующей заваркой.

“Латку” формируют по кривизне радиусом, на 10% меньшим, чем радиус корпуса, и вваривают встык заподлицо с основным металлом. Углы “латки” должны быть скруглены; радиус скругления R50 мм.

Замену обечайки или днища проводят по индивидуальной технологии. Дефектные обечайки заменяют целой обечайкой или полистно. При полистовой замене каждый лист должен быть свальцован радиусом, равным радиусу корпуса. Длина вырезаемого участка должна быть не более 1/5 длины окружности корпуса.

При вырезке участков более 1/5 длины окружности корпуса полистовую смену обечаек вертикальных корпусов проводят с установкой укрепляющих стоек.

Дефектные днища корпусов при невозможности их исправления на месте заменяют новыми.

После сборки и сварки в результате замены обечаек или днищ корпуса сосудов и аппаратов должны удовлетворять следующим требованиям: отклонение по длине сосуда или аппарата не должно превышать 0,3% номинальной длины корпуса, но не более 75 мм; непрямолинейность корпуса не должна выходить за пределы 2 мм на длине 1 м, а по всей длине корпуса - за пределы 20 мм при длине корпуса 10 м и за пределы 30 мм - при длине корпуса более 10 м.

...