Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Английский язык для специалистов в области нефтегазового дела (Professional English for Oil and Gas Engineering). Учебное пособие
.pdf
11
mixture flow rate, …
surfaces, coalesce, and
collected to form larger
droplets that will then drain
back to the liquid section in
the bottom of the separator.
4. The action forces the liquid
droplets together where …
4. based on the principle of
gravity segregation and/or
centrifugal segregation.
5. The settling section allows
the turbulence of the fluid
stream …
5. tend to be entrained and
pass out of the separator with
the gas.
6. Use of internal baffling or
plates may produce …
6. in areas where there is
entrained solid material in the
gas phase that may collect and
plug a wire mesh mist
eliminator.
7. Small liquid droplets that
do not settle out of the gas
stream due to little gravity
difference between them and
the gas phase …
7. the incoming stream spin
around.
8. The small liquid droplets
will hit …
8. up to 99.9% of the
entrained liquids from the gas
stream.
9. A stainless steel wovenwire mesh mist eliminator
can remove …
9. they fall to the bottom of
the separator into the settling
section.
10. Cane mist eliminators can
be used …
10. to subside and the liquid
droplets to fall to the bottom
of the vessel due to gravity
segregation.
12
Упражнение 11. Выпишите из правой колонки русские
1. gravity segregation
2. centrifugal segregation
3. centrifugal inlet device
4. primary separation
5. liquid droplet
6. surge room
7. slug
8. by gravity
9. mist extractor/eliminator
10. to coalesce
11. liquid dump valve
12. gas backpressure valve
13. safety relief valve
14. pressure gauge
15. gauge glass
16. instrument gas regulator
17. piping
18. to spin
19. centripetal acceleration
20. settling section
21. wire mesh
22. baffling
23. plate
24. light ends
25. surge level
26. stainless steel
27. cane mist eliminator
28. woven-wire mesh
29. to plug
1. газовый обратный клапан
2. самотеком
3. завихряться
4.осадительная секция
(сепаратора)
5. лёгкие фракции; головные
фракции
6. отклонение потока
7. кран сброса жидкости
8. стержневой
каплеуловитель
9. центробежное впускное
устройство
10. тканая проволочная
сетка
11. транспортировка по
трубопроводу
12. пульсационное
пространство
13. закупоривать
14. ликвация по удельному
весу
15. нержавеющая сталь
16.предохранительный
клапан
17. первичная сепарация
18. проволочная сетка
19. измерительный газовый
регулятор
20. порция (воды,
цементного раствора и т. д.,
закачанная в скважину)
слова и словосочетания, соответствующие английским из
левой колонки, постарайтесь их запомнить.
13
21. уровень пульсации
22. центробежная ликвация
23. манометр
24. каплеуловитель;
брызгоуловитель
25. пластина
26. капля жидкости
27. нормальное
(центростремительное)
ускорение
28. мерное стекло
29. сходиться, сплавляться
Упражнение 12. Переведите следующие предложения на
английский язык и запишите их.
1. Природный газ представляет собой сложную смесь из
сотен различных соединений.
2. Типовой газовый приток к скважине – это
обладающая высокой скоростью постоянно расширяющаяся
вихревая смесь газов и углеводородных жидкостей, однородно
перемешанная с водяным паром, свободной водой, а иногда и
твердыми веществами.
3. Давление и состав флюидной смеси определяют тип и
размер требуемого сепаратора.
4. Сепараторы, устанавливаемые выше или ниже
компрессора, сушильной установки и установки для очистки
газа от соединений серы называются газоочистителями,
ловушками и сепараторами свободной воды.
5. Сепараторы используются для первичного выделения
жидких углеводородов из потока газа; очистки первичного
отделения путем удаления увлеченного водяного пара из
потока газа с последующим удалением увлеченного газа из
потока жидкости; отведения сепарированных газа и жидкости
из резервуара.
6. Действие большинства сепараторов основано на
14
принципе ликвации по удельному весу и центробежной
assembly – блок, агрегат
baffle – направляющий лоток,
турбулизатор(потока),
лопасть сепараторa
carryover – 1. механический
вынос (частиц
нефтепродуктов) 2. вынос
(нефти газом) 3. унос
liquid film – жидкая
пленка
liquid level control –
регулятор уровня
жидкости
offshore – морской
piping – трубная обвязка
(насоса, компрессора);
ликвации.
7. Центробежное впускное устройство вызывает
завихрение входящего потока.
8. Осадительная секция сепаратора позволяет затухать
завихрению флюидного потока, и капли жидкости выпадают
на дно резервуара вследствие ликвации по удельному весу.
9. Использование внутреннего отклонения потока или
пластин может производить большее количество жидкости
для отведения из сепаратора.
10. Каплеуловитель при установке около газоотводной
трубки позволяет практически полностью устранить
увлечение небольших капель жидкости, не осевших из
газового потока вследствие малой гравитационной разницы
между ними и газовой фазой.
11. Стержневой каплеуловитель можно использовать там,
где в газовой фазе имеется увлеченное твердое вещество,
которое может собираться и засорять сетчатый каплеуловитель.
Упражнение 13. Составьте сообщение по теме
«Separation of Gas from Liquids», используя материал урока.
Упражнение 1. Прочтите слова и словосочетания и
постарайтесь запомнить их русские эквиваленты.
UNIT 2
15
(тяжёлых фракций при
разгонке); переброс
(жидкости при перегонке)
4. выброс (из резервуара)
to drain – сливать, сбрасывать
field connection – монтажное
соединение
foaming – пенящийся
floor space – общая площадь
gas/liquid interface –
газожидкостный контакт
gas outlet – газоотвод; выпуск
газа, газоотводная труба,
газовыпускной патрубок
gas/oil ratio – газовый фактор
to handle – обрабатывать
intermediate – средний,
промежуточный
liquid capacity – наливной
объём ( резервуара )
liquid collection section –
отстойник для сбора
жидкости
обвязка (трубопроводами)
production steam –
производственный пар
single/double (dual) tube
horizontal separator –
однотрубный/двухтрубный
горизонтальный сепаратор
skid-mounted –
смонтированный на
полозьях
space requirement –
необходимая площадь
to stack – собирать,
компоновать
stage-separation –
ступенчатая сепарация
to treat – подвергать
(технологической)
обработке, обрабатывать,
очищать
Упражнение 2. Переведите слова на русский язык,
обращая внимание на суффиксы.
To manufacture – manufacturer, to limit – limitation,
available – availability, to vaporize – to re-vaporize, to place –
placement, immediate – immediately.
Упражнение 3.
нальные слова:
Vertical, horizontal, spherical, category, type, specific,
selection, factor, characteristic, transportation, occupy, platform,
Прочтите и переведите
интернацио-
16
distance, phase, natural, adequate, diameter, section, to minimize,
to form, trajectory, normal, plus.
Упражнение 4. Переведите предложения на русский язык,
используя терминологию упражнения 1.
1. Selection of separator type is based on several factors
including characteristics of production steam to be treated, floor
space availability at the facility site, transportation, and cost.
2. Vertical separators are often used to treat low to
intermediate gas/oil ratio well streams and streams with relatively
large slugs of liquid.
3. Horizontal separators have much greater gas/liquid
interface due to a large, long, baffled gas-separation section.
4. The moisture gas flows in the baffle space and forms a
liquid film that is drained away to the liquid collection section of
the separator.
5. The liquid level control placement is more critical in a
horizontal separator than in a vertical separator due to limited
surge space.
Прочтите и переведите текст, а затем выполните
следующие за ним упражнения.
TYPES OF SEPARATORS
Three types of separators are generally available from
manufacturers: vertical, horizontal, and spherical separators.
Horizontal separators are further classified into two categories:
single tube and double tube. Each type of separator has specific
advantages and limitations. Selection of separator type is based
on several factors including characteristics of production steam
to be treated, floor space availability at the facility site,
transportation, and cost.
17
Vertical Separators
Vertical separators are often used to treat low to
intermediate gas/oil ratio well streams and streams with
relatively large slugs of liquid. They handle greater slugs of
liquid without carryover to the gas outlet. Vertical separators
occupy less floor space, which is important for facility sites such
as those on offshore platforms where space is limited. Owing to
the large vertical distance between the liquid level and the gas
outlet, the chance for liquid to re-vaporize into the gas phase is
limited. However, due to the natural upward flow of gas in a
vertical separator against the falling droplets of liquid, adequate
separator diameter is required. Vertical separators are more
costly to fabricate and ship in skid-mounted assemblies.
Horizontal Separators
Horizontal double-tube separators are usually the first
choice because of their low costs. Horizontal separators are
widely used for high gas/oil ratio well streams, foaming well
streams, or liquid-from-liquid separation. They have much
greater gas/liquid interface due to a large, long, baffled gasseparation section. Horizontal separators are easier to skid-mount
and service, and require less piping for field connections.
Individual separators can be stacked easily into stage-separation
assemblies to minimize space requirements. In horizontal
separators, gas flows horizontally and, at the same time, liquid
droplets fall toward the liquid surface. The moisture gas flows in
the baffle space and forms a liquid film that is drained away to
the liquid collection section of the separator. The baffles need to
be longer than the distance of liquid trajectory travel. The liquid
level control placement is more critical in a horizontal separator
than in a vertical separator due to limited surge space.
A horizontal double-tube separator consists of two tube
sections. The upper tube section is filled with baffles, the gas
flows straight through and at higher velocities, and the incoming
18
free liquid is immediately drained away from the upper tube
section into the lower tube section. Horizontal double-tube
separators have all the advantages of normal horizontal singletube separators plus much higher liquid capacities.
Упражнение 5. Найдите в тексте данные ниже слова и
словосочетания и напишите их русские эквиваленты.
Production steam, gas/oil ratio well streams, slugs of liquid,
facility sites, offshore platforms, skid-mounted assemblies, to ship,
foaming well streams, liquid-from-liquid separation, baffled gasseparation section, stage-separation assemblies, space
requirements, is critical.
Упражнение 6. Найдите в тексте ответы на
следующие вопросы:
1. What types of separators are available in gas production?
2. What categories of horizontal separators are used in gas
production?
3. What influences the selection of separator type?
4. What are advantages and disadvantages of vertical and
horizontal separators?
5. When are vertical separators used?
6. What kinds of well stream are horizontal separators used
for?
7. What is the construction of a horizontal double-tube
separator?
Упражнение 7. Заполните пропуски предлогами и
переведите предложения на русский язык.
1. Horizontal separators are further classified … two
categories: single tube and double tube.
2. Selection … separator type is based … several factors
including characteristics … production steam to be treated, floor
19
space availability … the facility site, transportation, and cost.
3. Owing to the large vertical distance … the liquid level and
the gas outlet, the chance … liquid to re-vaporize … the gas phase
is limited.
4. … horizontal separators, gas flows horizontally and, … the
same time, liquid droplets fall … the liquid surface.
5. The moisture gas flows … the baffle space and forms a
liquid film that is drained away … the liquid collection section …
the separator.
6. The upper tube section is filled … baffles, the gas flows
straight through and … higher velocities, and the incoming free
liquid is immediately drained away … the upper tube section …
the lower tube section.
Упражнение 8. Составьте аннотацию текста,
используя ответы на вопросы упражнения 6.
Упражнение 9. Переведите текст, пользуясь словарем.
Spherical separators offer an expensive and compact means
of the separation arrangement. Owing to their compact
configuration, this type of separator has a very limited surge space
and liquid settling section. In addition, the placement and action of
the liquid-level control in this type is more critical.
Oil/gas/water three-phase separators are commonly used for
well testing and in instances where free water readily separates
from the oil or condensate. Three-phase separation can be
accomplished in any type of separator. This can be achieved by
installing either special internal baffling to construct a water leg or
a water siphon arrangement. It can also be achieved by using an
interface liquid-level control. The three-phase separation feature is
difficult to install in spherical separators because of their limited
available internal space. In three-phase operations, two liquid
dump valves are required.
For a given separator, factors that affect separation of liquid
and gas phases include separator operating pressure, separator
20
operating temperature, and fluid stream composition. For a given
fluid well stream in a specified separator, changes in any one of
these factors will change the amount of gas and liquid leaving the
separator. An increase in operating pressure or a decrease in
operating temperature generally increases the liquid covered in a
separator. However, this is often untrue for gas condensate
systems. There are optimum points in both cases beyond which
further changes will not add to liquid recovery. Computer
simulation (flash vaporization calculation) of phase behavior of the
well stream allows engineers to find the optimum pressure and
temperature at which a separator should operate to give maximum
liquid recovery. Sometimes it is not practical to operate at the
optimum point. This is because storage system vapor losses may
become too great under these optimum conditions.
At the wellhead separation facilities, operators tend to
determine the optimum conditions for separators to maximize
revenue. As the liquid hydrocarbon product is generally worth
more than the gas, high liquid recovery is often desirable, provided
that it can be handled in the available storage system. The operator
can control operating pressure to some extent by use of
backpressure valves. However, pipeline requirements for Btu
(British thermal unit) content of the gas should also be considered
as a factor affecting separator operation.
It is usually unfeasible to try to lower the operating
temperature of a separator without adding expensive mechanical
refrigeration equipment. However, an indirect heater can be used
to heat the gas prior to pressure reduction of pipeline pressure in a
choke. This is mostly applied to a high-pressure well. By carefully
operating this indirect heater, the operator can prevent overheating
the gas stream ahead of the choke. This adversely affects the
temperature of the downstream separator.
Упражнение 10. Закончите предложения, выбрав
правильный по смыслу ответ.
1. Owing to its compact configuration, spherical separator
has …
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]