Технологическая схема днс. Дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (днс с упсв). Принцип работы установки предварительного сброса воды упсв

УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ.

Установки предварительного сброса пластовой воды, технологическая схема. Дожимные насосные станции. Состав дожимных насосных станций.

Установка предварительного сброса воды УПСВ (рис.1) предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН).

Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы.

Насосный блок может содержать как нефтяные, так и водяные насосы разных типов (плунжерные, центробежные, шестеренчатые и т.д.). Наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.

Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.

Продукция скважин нефть, газ и вода с кустовых замерных установок АГЗУ типа "Спутник" поступает на узел сепарации газа в нефтегазовый сепаратор НГС. На вход НГС подается демульгатор посредством дозировочного насоса, расположенного в блоке реагентного хозяйства БРХ. Расход химреагента производится согласно утвержденным нормам.

В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру РК поступает в УСТН для окончательного отделения от газа.

Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки ГСВ и поступает потребителю или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденным нормам.

После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар РВС, где происходит отделение нефти от подтоварной воды. Подтоварная вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.

Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы различных мех. примесей.

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

· датчиками температуры подшипников;

· электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;

· приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

Показания всех приборов выводятся на щит КИПиА. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются.

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

НГС Нефтегазосепаратор

ГС Газовый сепаратор

ГСВ Газовый сепаратор вертикального типа

РВС Резервуар вертикальный стальной

УСТН Установка сепарационная трубная наклонная

РК Расширительная камера

С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учета нефти. Для учета откачиваемой жидкости узел учета нефти оборудуется счетчиками " Норд ". Датчики показаний “Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.

Характеристика реагентов

На УПСВ применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии, реагенты-деэмульгаторы. Для предотвращения образования гидратных пробок в сборный газопровод подается метанол. Ингибиторы коррозии, подаваемые в систему сбора нефти для защиты трубопроводов от коррозии, не должны ухудшать реологических свойств, как исходных эмульсий, так и эмульсий, обработанных деэмульгаторами, а также не должны отрицательно влиять на процесс подготовки нефти. То есть ингибиторы должны быть совместимы с применяемыми деэмульгаторами. На установке применяются ингибиторы коррозии типа “Коррексит” 1106А и 6350, “Сипакор”. Для улучшения процесса предварительного обезвоживания нефти применяются деэмульгаторы “Сепарол”WF - 41, “Сепарол” ES–3344, “Диссолван” 2830, 3408 и другие, аналогичные по характеристикам.

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Как уже указывалось, жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (мас).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Рис. 1.3. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Билет № 21

Назначение вентиляции. Вредные выделения и ПДК вредных веществ в помещении.

Назначение вентиляции - поддерживать химический состав и физическое состояние воздуха, удовлетворяющее гигиеническим требованиям, т.е. обеспечивать определенные метеорологические параметры воздушной среды и чистоту воздуха.

Под предельно допустимыми концентрациями понимается содержание в воздухе такого количества вредных веществ, которое при ежедневной работе в течении всего рабочего стажа не может вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья человека. К вредностям относятся избыточные тепло и влага, газы, аэрозоли, пары и пыль, не соответствующие гигиеническим требованиям.

Общие требования организации воздухообмена

Эффективность вентиляции зависит от величины и правильности организации воздухообмена в помещении.

Основные принципы организации воздухообмена

1. Местная вытяжная вентиляция локализует вредные выделения в местах их образования, предотвращая распространение их по помещению.

2. Общеобменная вентиляция разбавляет и удаляет вредные выделения, поступающие в помещение, обеспечивая в обслуживаемой зоне допустимые значения параметров – температуры, относительной влажности, скорости движения воздуха и концентрации вредных веществ в нем.

3. Приточный воздух подается так, чтобы при поступлении в зону дыхания людей (обслуживаемую зону помещения) он был чистым и имел температуру и скорость движения в соответствии с требованиями санитарных норм.

Основное оборудование систем вентиляции. Типы и исполнение вентиляционных агрегатов. Классификация вентиляционных агрегатов

Вентиляторами называют машины, предназначенные для подачи воздуха. В движение вентиляторы приводятся электродвигателями.

По конструкции и принципу действия вентиляторы подразделяются на центробежные и осевые.

Центробежный вентилятор (рис. 11) представляет собой расположенное в спиральном кожухе колесо, при вращении которого воздух, поступающий через входное отверстие, попадает в каналы между лопатками колеса и под действием центробежной силы перемещается по этим каналам, собирается спиральным кожухом и направляется в его выпускное отверстие.

а – общий вид; б – колесо вентилятора;

1 – спиральный кожух; 2 – станина; 3 – шкив; 4 – подшипники; 5 – выхлопные отверстия; 6 – входное отверстие; 7 – ступица; 8 – лопатка; 9 – задний диск; 10 – переднее кольцо.

Центробежный вентилятор (рис. 11) состоит из рабочего колеса с лопатками, спирального кожуха 1 и станины 2 с валом, шкивом 3 и подшипниками 4. Воздух при вращении колеса входит через отверстие 6 и, проходя между лопатками, выбрасывается в выхлопное отверстие 5, изменяя первоначальное направление движения на 90 0 .

Ступица 7 рабочего колеса вентиляторов предназначается для насаживания колеса на вал. Задний диск 9 крепится к ступице. Лопатки 8 крепятся заднему диску и переднему кольцу 10.

1 – рабочее колесо с лопатками; 2 – входное

отверстие; 3 – выходное отверстие;

4 – спиральный кожух.

В зависимости от направления движения воздуха центробежные вентиляторы подразделяются на вентиляторы правого вращения и вентиляторы левого вращения.

Переодичность проведения занятий устанавливается согласно графика проведения занятий ПЛВА. График утверждается гл. инженером. 1раз в месяц или на усмотрение руководства цеха.

8.Автоматическая система пожаротушения ЦППН.

Автоматизированная система управления технологическим комплексом противопожарной защиты (АСУ ППЗ)

В качестве управляющего вычислительного комплекса (УВК) системы обнаружения пожара, сигнализации и управления технологическим оборудованием автоматического пожаротушения принята система производства ООО «Элеси» г. ТОМСК, имеющая сертификат пожарной безопасности ССПБ.RU.ОПО21.В00075.

В состав АСУ ППЗ входят:

• -Щит управления на базе контроллера Modicon,
• -Компьютер оператора пожарного поста.

Щит управления обеспечивает:

• -Подключение до 12-ти шлейфов пожарной сигнализации,
• -Связь с адресными ППКП по интерфейсу RS-485,
• -Управление 6-ю насосами,
• -Управление электромагнитным клапаном,
• -Управление задвижками подачи пены,
• -Подключение датчиков минимального уровня и температуры для трех резервуаров.

Щит управления размещается в противопожарной насосной станции. Компьютер оператора пожарного поста размещается в операторной УПН.

Система оповещения

В случае возникновения пожара предусмотрено организация системы оповещения людей о пожаре.

Оповещение людей осуществляется посредством светозвуковой (типа «Маяк»),звуковой (типа «Корбу-2М»,ПСВ-С),световой(типа ССВ-5-2М) сигнализации.

Пожаротушение

Для тушения резервуаров предусмотрено автоматическое подслойное пожаротушение с помощью низкократных пенообразователей « Подслойный » , производства «Новороссийск»,либо пенообразователя ПО-6А3F по ТУ 241279002-49888190-98.Синтетические,фторосодержащие пенообразователи представляют собой смесь фторсодержащих поверхностей- активных веществ со стабилизирующими добавками.

Система подслойного пожаротушения в резервуаре - это совокупность специального оборудования, пенообразователя и технологии, позволяющей генерировать, транспортировать и вводить низкократную пену непосредственно в слой нефти или в подтоварную воду, обеспечивая быстрое тушение пожара.

При возникновении пожара в резервуаре и срабатывании обнаружения пожара автоматически включаются насосы противопожарного водоснабжения,открываются задвижки с электроприводом в направлении горящего объекта, с помощью насосов –дозаторов концентрированный пенообразователь поступает в водный поток и уже готовый раствор пенообразователя по системе трубопроводов поступает в высоконапорный пеногенератор (ВПГ-У) .Далее пена,разрывая предохранительную мембрану поступает в горящий резервуар. Суть подслойного способа пожаротушения заключается в следующем. Пена низкой кратности вводится с расчетной скоростью в холодный нижний слой нефтепродукта.Не смешиваясь с нефтью, всплывая через слой нефти, пена способна обтекать конструкции, равномерно растекаться по всей поверхности, образуя устойчивый пенный слой высотой 5 см. В результате конвективного тепло- массообмена (интенсивного перемешивания):

Разрушается прогретый слой горящей нефти,

Холодные слои нефти всплывают на поверхность и снижают температуру на поверхности,

На поверхности горящей жидкости образуется тонкий водный слой пены, который обеспечивает надежную устойчивость к поворотному загоранию,препятствует испарению горячей жидкости, способствующей продолжению пожара.

Система подслойного автоматического пожаротушения (СПТ) ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ:

- баки с концентрированным пенообразователем V=16мз, содержащие каждый 3-х кратный запас пенообразователя, рассчитанный на 15 минут тушения пожара низко кратной пеной и заполнение трубопроводов,

Насосы-дозаторы,

Узлы ввода пенопровода СПТ равномерно рассредоточенные в резервуарах с Т-образными насадками

Напорный пенопровод СПТ (с коренной задвижкой, задвижками с электроприводом, обратным клапаном и с высоконапорным пеногенератором, соединяющим узел ввода и напорный узел, расположенные в обваловании резервуара вблизи гидрантов противопожарного водопровода),

Насосы противопожарного водоснабжения, обеспечивающие подачу воды на приготовление раствора пенообразователя на потоке и подающие воду в противопожарный водопровод,

Трубопроводную обвязку оборудования.

Размещение задвижек с электроприводом относительно защищаемых объектов обеспечивает подачу раствора пенообразователя к пеногенераторам в течении 3 минут с момента поступления сигнала о пожаре.

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ГРУЗОВ НА ВНЕШНЕЙ ПОДВЕСКЕ.

4.1. При транспортировке груза из чи­сла работников Заказчика назначается ответственный руководи­тель, в обязанности которого входит:

Общее руководство работниками на площадке;

Наблюдение за подготовкой грузов;

Контроль веса транспортируемых грузов; определение центра тяжести груза и мест крепления тросов на грузе

Проверка стропов и тары;

Сигнализация экипажу вертолета о начале и окончании ра­бот по подцепке груза и его транспортировке;

Выполнение распоряжений руководителя полетов.

4.2. При подготовке груза к транспортировке и перевозке его к месту подцепки на постоянных аэродромах бригада стропальщиков должна быть обеспечена:

Автокраном;

Автотягачом или трактором, транспортирующим грузы к месту подцепки;

Необходимым приспособлениями для транспортировки груза на внешней подвеске, а также мягкой про­волокой диаметром 3-5 мм.

4.3. Транспортировка грузов на внешней подвеске без взвешивания и провер­ки положения в подвешенном состоянии запрещается, поэтому необходимо:

• с помощью динамометра и автокрана определить вес груза, при отсутствии автокрана и динамометра транспортируют­ся только маркированные по весу и имеющие документацию гру­зы; причем должны выполняться следующие требования к маркировке грузов:

Каждое место груза должно иметь отдельную бирку.

Бирки должны быть металлические, пластмассовые или фанерные.

Краска, применяемая для маркировки, должна быть водостойкой, устойчивой к воздействию высоких и низких температур, быстро высыхающей, прочной на стирание и размазывание.

Бирки прикрепляют к упаковке (грузу) болтами, шурупами, проволокой, шпагатом и другими материалами, обеспечивающими сохранность груза.

Размеры бирки должны быть 100 х 150 мм с указанием: веса груза; ФИО ответственного за маркировку, даты маркировки.

ОБРАЗЕЦ:

• проверить состояние тросов и элементов подве­ски; тары.
• установить прокладки из резины и дерева, чтобы тросы не касались острых кромок конструкций груза;
• крепить страховочные кольца из системы внешней подвески к выбранным местам, предварительно визуально проверив их.

4.4. Транспортировать сыпучие и мелкоштучные грузы разрешается только в специально предназначенной таре.

4.5. Жидкие материалы разрешается транспортировать в емкости с обязательной герметизацией для предохранения от расплескивания и выдувания в полете.

4.6. Легковоспламеняющиеся жидкости, обладающие сильной токсичностью, разрешается транспортировать в специальных гер­метичных контейнерах. Во избежание утечки ядовитых паров контейнер следует про­верить на прочность и герметичность в соответствии с инструкци­ей по его эксплуатации.

4.7. Тара для перевозки спецжидкостей должна иметь ярлык с указанием спецжидкости и соответствующую предупредительную надпись.

4.8. Кислородные баллоны должны транспортироваться на внешней подвеске вертолета в контейнерах СКГ-1,5, прошедших статические испытания.

4.9. При приближении вертолета к площадке необходимо:

Учитывать, что вертолет заходит на посадку только против ветра;

Удалить все транспортные средства с площадки в заранее отведенное место, расположенное не ближе 70 метров от места по­садки для вертолета Ми-6 и 50 метров для вертолетов Ми-2 и Ми-4;

Удалить с площадки людей, не имеющих прямого отноше­ния к выполняемой работе;

Руководителю работ подать команду об отходе стропаль­щиков на расстояние 50 метров от груза в левую сторону по на­правлению полета вертолета.

4.10. К работе по подцепке грузов приступить только после разрешения командира вертолета.

4.11. Подходить к вертолету для подцепки груза можно толь­ко по команде руководителя работ.

После подцепки стропальщикам необходимо отойти в безо­пасное место, при этом одному остаться (на расстоянии 3-5 м от груза) и следить, чтобы не нарушалась система строповки груза до выбора послабления тросов (т. е. тросы натянуты).

4.12. Конкретные операции по подцепке грузов к вертолету следует закрепить за отдельными стропальщиками.

4.13. Руководитель работ подает команду борт.оператору на подъем груза только после проверки:

Надежности закрепления груза;

Отсутствия людей возле груза;

Отсутствия препятствий, за которые груз может зацепить­ся.

4.14. Во избежание возможных травм рабочих наземных бригад при непреднамеренном открытии замка (автоматического расцепляющего устройства) соединения крюка основного троса с подвеской системы вертолета необходимо проводить в стороне от грузового люка.

4.15. Место для укладки груза необходимо обозначить двумя флажками, расположенными впереди и сзади по оси транспорти­руемого груза.

4.16.Стропальщикам после укладки груза и сброса тросов
подвески необходимо:

По команде руководителя работ подойти к грузу и отцепить от него подвеску; после окончания работ быстро отойти в безопасное место.

III. СХЕМА ДЕЙСТВИЙ

Билет № 21

Назначение и состав ДНС, УПСВ, УПН.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей до подачи в магистральный трубопровод. Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:

Сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

Обезвоживание продукции;

Обессоливание;

Стабилизация нефти.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды до 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве до 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50 о С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49 о С поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Наибольшее применение нашли резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на нефтеперекачивающую станцию (НПС). С НПС нефть подается в магистральный нефтепровод, а затем для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %.

Рассмотренная схема сбора и подготовки является обобщенной для всех месторождений. При выборе конкретной схемы расположения объектов подготовки нефти и их количества определяющую роль играют такие факторы, как объемы подготовки нефти, территориальное размещение месторождения, расстояния между отдельными скважинами или кустами скважин.

Установка предварительного сброса воды УПСВ предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

· 2.Требования безопасности перед началом и по окончании ремонта аппаратов, резервуаров и оборудования.

· К ремонту аппаратов, резервуаров и оборудования допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью, прошедшие инструктаж по безопасному ведению работ и проверку знаний, получившие допуск к самостоятельной работе.

· Перед проведением ремонтных работ аппаратов, резервуаров, оборудования на подводящих трубопроводах должны устанавливаться заглушки, аппараты очищаются от продукта, пропариваются и проветриваются. Перед проведением работ проводится анализ загазованности воздушной среды в аппарате, резервуаре. Перед ремонтом установки распоряжением начальника цеха назначаются лица, ответственные за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования и коммуникаций, выполнение мероприятий по безопасности труда, предусматриваемых планом организации и проведением работ. Запрещается проводить ремонтные работы без разработки плана, составленного с учетом максимальной безопасности их выполнения.

· К проведению ремонтных работ аппаратов, резервуаров и оборудования можно приступать только после оформления наряда- допуска с указанием лиц ответственных за подготовку и проведение ремонтных работ.

· Ремонтные работы разрешается производить после сдачи установки в ремонт по акту в соответствии с «Положением о планово- предупредительном ремонте». При невозможности подготовки всей установки к ремонту допускается сдача в ремонт по акту отдельного оборудования.

· Объем и содержание подготовительных работ, последовательность их выполнения, меры безопасности, которые следует выполнять при подготовке и проведении ремонта, периодичность проведения анализов загазованности воздушной среды, средства защиты, а также ответственные лица за подготовку и проведения ремонта, определяются начальником цеха и за его подписью заносятся в наряд- допуск.

· При выполнении ремонтных работ сторонней организацией ответственное лицо за проведение ремонта назначается этой организацией: об этом сообщается начальнику цеха для внесения его в наряд- допуск. К наряду допуску должна быть приложена принципиальная схема обвязки аппарата с обозначением трубопроводов, арматуры и мест установки заглушек.

· Наряд- допуск составляется в двух экземплярах и передается лицу, ответственному за проведение подготовительных работ для реализации намеченных мероприятий. После завершения подготовительных работ лицо, ответственное за их выполнение, проверяет полноту и правильность выполнения подготовительных работ, дает заключение о готовности к производству ремонтных работ, в чем расписывается в наряде- допуске.

· После заполнения наряд- допуск сдается руководителю ремонтных работ, другой наряд- допуск остается у начальника цеха.

· ЗАПРЕЩАЕТСЯ проведение ремонтных работ без оформления наряда- допуска и записи в вахтовом журнале.

· Ремонтные работы должны проводиться в дневное время, их можно проводить только с письменного разрешения начальника цеха. В случае проведения ремонтных работ в ночное время место работ должно быть освещено.

· Работы по вскрытию и ремонту любого электрооборудования и освещения должны производиться только электротехническим персоналом.

1. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ

1.1 Перед началом ремонтных работ на рабочих местах должны быть вывешены плакаты и предупредительные знаки по безопасному ведению этих работ.

1.2 Если анализ воздушной среды, взятого из аппарата, очищенного и подготовленного к ремонту, показывает, что концентрация паров и газов не превышает допустимые санитарные нормы, содержание кислорода не менее 19% объемных, и исключена возможность попадания в аппарат извне вредных паров и газов, то работы разрешается проводить без противогаза, но с применением спасательного пояса.

1.3 Подготовка аппарата, резервуара и оборудования к ремонтным работам осуществляется работниками цеха. Начальник цеха может назначить ответственным за выполнение подготовительных работ своего заместителя, старшего инженера и т. д.

1.4 Аппараты, резервуары, оборудование подлежащие вскрытию для ремонта, должны быть освобождены от продукта, отключены от трубопроводов и других аппаратов. В зависимости от находящегося в аппарате продукта он должен быть промыт водой, пропарен, проверен.

1.5 Аппарат, нагретый в процессе эксплуатации или подготовки его к ремонтным работам, перед спуском в него людей должен быть охлажден до температуры, не превышающей 30 о С. В случае необходимости проведение работ при более высокой температуре разрабатываются дополнительные меры безопасности (непрерывная обдувка свежим воздухом, частые перерывы в работе и т. д.). Работы внутри емкостей при температуре 50 о С и выше ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИЮ РАБОТЫ

2.1 О проведенном ремонте аппаратуры, резервуара, оборудования, должна производиться запись в паспортах на аппараты, резервуары, насосы, трубопроводы в журналах.

2.2 После работы все аппараты, емкости, трубопроводы должны быть опрессованы.

2.3 Пуск в работу аппаратов и оборудования должен производиться с письменного разрешения начальника цеха.

2.4 Рабочие и инженерно- технические работники несут ответственность за выполнение требований настоящих инструкции в порядке, установленном законодательством РФ.

3. Назначение и типы вентиляционных установок.

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

УСТАНОВОК СИСТЕМЫ СБОРА

И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ

ПРОДУКЦИИ

Допущено Учебно-методическим объединением вузов

Российской Федерации по нефтегазовому образованию

учебных заведений, обучающихся по специальности 130503

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

направления подготовки специалистов 130500 «Нефтегазовое дело»,

по представлению ученого совета ГОУ ВПО «Тюменский

государственный нефтегазовый университет»

ББК 33.131я73

доктор технических наук, профессор

кандидат физико-математических наук, доцент

ББК 33.131я73

Введение ………………………………………..………………….………. 5

1. Описание принципиальных технологических схем сбора и подготовки скважинной продукции …...…….…… 6

1.1. Общие сведения о системе сбора и подготовки скважинной продукции …………………………………………………………................ 6

1.2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС) ………………………………….………..………. 8

1.3. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ) ... 10

1.4. Описание принципиальной технологической схемы установки

предварительного сброса воды (УПСВ) ………………………….……… 12

1.5. Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН) ……………………………………….……….... 13

2. Описание оборудования, используемого на установках сбора и подготовки скважинной продукции 17

2.1. Емкостное оборудовани 17

2.1.1. Вертикальные и горизонтальные емкости. 17

2.1.2. Оборудование для сепарации скважинной продукции 25

2.1.3. Отстойники 30

2.1.4. Электродегидраторы.. 32

2.2. Нагревательное оборудование, используемое на уста-

новках промысловой подготовки скважинной продукции 34

2.2.1. Трубчатые печи. 34

2.2.2. Подогреватель путевой ПП-1,6/ 1,6-1 …………………................... 37

2.2.3. Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом (НГВРП) 38

2.3. Перекачивающее оборудование 50

2.3.1. Центробежный насос ЦНС 105*294 50

3. Пример расчета установок, применяемых на промысле для сбора и подготовки скважинной продукции 52

3.1.1. Материальный баланс первой ступени сепарации 52

3.1.2. Материальный баланс второй ступени 57

3.1.3. Общий материальный баланс установки 62

3.2. Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ) 63

3.2.1. Материальный баланс первой ступени сепарации 63

3.2.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды 68

3.2.3. Расчет материального баланса сброса воды 73

3.2.4. Общий материальный баланс установки 75

3.3. Пример расчета материального баланса установки предварительного сброса воды (УПСВ) 75

3.3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации 76

3.3.2. Материальный баланс блока сбора воды 81

3.3.3. Материальный баланс второй ступени сепарации 83

3.3.4. Общий материальный баланс установки 87

3.4. Пример расчета материального баланса установки подготовки нефти (УПН) 88

3.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации 88

3.4.2. Блок отстоя 94

3.4.3. Блок электродегидраторов 95

3.4.4. Материальный баланс второй ступени сепарации 97

3.4.5. Общий материальный баланс установки 102

Приложение

Приложение

Приложение

Список литературы 115

Введение

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных её составляющих (нефть и газ), завершающимся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.

Основными технологическими установками, входящими в состав системы сбора и подготовки, являются:

Дожимная насосная станция (ДНС);

Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ);

Установка предварительного сброса воды (УПСВ);

Установка подготовки нефти (УПН), которая входит в состав ЦПС.

В последние годы возросло количество новых технологических процессов, применяемых для сбора и подготовки скважинной продукции. Соответственно было создано и оборудование для осуществления этих процессов.

В принципах действий разработанного оборудования широко использованы известные физические и химические явления.

Одним из важнейших условий нормальной эксплуатации герметизированных транспортных систем является качественная подготовка скважинной продукции на промыслах в соответствии с требованиями ГОСТ Р .

Целью учебного пособия является помощь в расчете материальных балансов основных технологических установок для курсовых, дипломных и проектных работ, описание технологических установок и оборудования, применяемого на них.

1. Описание принципиальных технологических схем сбора и подготовки скважинной

продукции

1.1. Общие сведения о системе сбора

и подготовки скважинной продукции

Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении должна обеспечивать:

1) автоматическое измерение нефти, газа и воды по каждой скважине;

2) герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения от скважин до магистрального нефтепровода;

3) доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции (табл. 1.1), автоматический учет этой продукции и передача её транспортным организациям;

4) возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;

5) надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;

6) изготовление основных узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологических установок индустриальным способом в блочном и модульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.

Таблица 1.1

Нормативные данные по качеству нефти

в соответствии с требованиями ГОСТ Р

При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качества, определенные стандартами значения, представленными в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Требования к качеству воды для закачки в пласт ОСТ

Рис. 1.1. Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды:

1 – эксплуатационные скважины; 2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ «Спутник»;

6 – установка подготовки нефти (УПН); 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – кустовая насосная станция (КНС); 9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 15 – установка компримирования природного газа (УКПГ); 16 – дожимная насосная станция (ДНС)

Это важно для получения высоких скоростей потоков (1,5-2,5м/с), предотвращающих образование в повышенных местах рельефа местности так называемых «газовых мешков», которые приводят к значительным пульсациям давления в системе сбора и к срыву нормального режима работы сепарационных установок, установок подготовки нефти и установок подготовки и сброса воды.

1.2.

дожимной насосной станции (ДНС)

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа - под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены:

· для приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

· сепарации нефти от газа;

· поддержания постоянного подпора порядка 0,3-0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции , систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных.

1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС.

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется, затем подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на установку компримирования природного газа (УКПГ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.2.

Рис. 1.2. Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС)

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы;

Н-1 – центробежный насос. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа, ГНД – газ низкого давления

1.3. Описание принципиальной технологической схемы

дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Как уже указывалось, жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (мас).

Рис. 1.3. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосов.

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.3.

1.4. Описание принципиальной технологической схемы

установки предварительного сброса воды (УПСВ)

Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия ГОСТ.

На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении, и затем направляется на УПН или ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды.

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.4.

1.5. Описание принципиальной технологической схемы

установки подготовки нефти (УПН)

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р.

В нефтегазовом сепараторе С-1 происходит дегазация нефти при давлении 0,6 МПа, которое поддерживается регулятором давления. Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором С-1 вводится деэмульгатор от блока дозирования химических реагентов.

Из сепаратора С-1 частично дегазированная нефть и пластовая вода поступает на вход блока отстоя, давление в котором поддерживается на уровне 0,3 МПа регулятором давления. Пластовая вода из блока отстоя направляется на сантехнические сооружения для последующей утилизации. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидратор (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку - КСУ, давление в которой поддерживается на уровне 0,102 МПа. Подготовленная нефть из КСУ самотеком поступает в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод.

УППСВ предназначены для предварительного обезвоживания нефти на отдельных сборных коллекторах большой протяженности, вблизи наиболее обводненных кустов скважин, на пониженных участках трассы, где скапливается свободная вода и в местах расположения существующих КНС.

Основным требованием к технологии путевого сброса воды является предварительное обезвоживание нефти без применения сложного технологического оборудования, требующего постоянного присутствия обслуживающего персонала. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии на входе в установку так, чтобы при дальнейшем транспорте не происходило или было бы минимальным выделение свободной воды.

В настоящее время разработаны типовые УППСВ в двух вариантах - один с применением трубных концевых делителей фаз, а другой – с применением емкостного оборудования.

Общим для этих вариантов является использование ряда технологических приемов для придания технологии и оборудованию максимальной универсальности при изменении нагрузок, газоводосодержания, свойств эмульсии и других характеристик входящего потока.

Для обеспечения надежности и долговечности предусматриваются термообработка и внутреннее антикоррозионное покрытие оборудования УППСВ.

На схемах и в таблицах показаны технические характеристики, базовые наборы оборудования для путевого предварительного сброса воды в трубном и емкостном исполнениях.

Продукция скважин поступает во входной трубопровод, при необходимости смешивается с реагентом-деэмульгатором, а затем проходит блок гидродинамического воздействия для интенсификации процесса разделения эмульсии. При достаточно высокой температуре продукции скважин процессы предварительного сброса воды проводятся без предварительного нагрева эмульсии.

Технология УППСВ мало отличается от крупных УПСВ, но базируется на более высоком уровне автоматизации с учетом работы без постоянного присутствия персонала, на применении новейших конструкционных элементов и обеспечении компактности исполнения.

УППСВ полностью герметизированы и позволяют исключить организованные выбросы газа в атмосферу, нефти и воды на почву в пределах площадки.

Общий вид

Характеристики

Состав оборудования

В состав УППСВ входят:

БР – блок подачи реагента-деэмульгатора;

Р-1 – расширитель нефтегазовый;

СМ – смеситель;

НГСВМ-А-1/1,2 – нефтегазовый сепаратор

со сбросом воды модернизированный автоматизированный или КДФТ-1,2 – концевой делитель фаз трубный;

БКНС – блочная кустовая насосная станция;

ЕД – дренажная емкость.

БУ- блок контроля и управления

Разработка, изготовление и поставка блочной

автоматизированной установки путевого предварительного сброса воды УППСВ выполняется

с максимальной заводской готовностью в течение 4-5 месяцев.

По заявке заказчика выполняются шеф-монтажные и пуско-наладочные работы. Гарантийный срок эксплуатации установки – 18 месяцев.

Обозначение

Пример записи при заказе:

Установка предварительного путевого сброса воды УППСВ-5000-1,6-Т-У1 или УППСВ-5000 1,6-Е-У1 по ТУ 3683 004 56562997 2003, где:

5000 – расчетная производительность по жидкости в м 3 /сут.;

1,6 – расчетное давление, МПа;

У1 – климатическое исполнение по ГОСТ 15150;

Т – трубное исполнение;

Е – емкостное исполнение.

Технические данные

Технические характеристики

Рис.1- Принципиальная технологическая схема УППСВ в емкостном варианте

Рис.2 Принципиальная технологическая схема УППСВ в трубном варианте.

Параметры и состав основного технологического оборудования УППСВ

ПРИМЕР КОМПАНОВКИ ПЛОЩАДКИ УПСВ

2.Буферная емкость нефти

3.Буферная емкость воды

4.Факельное хозяйство

5.Насосная воды

6.Насосная нефти

7.Операторная

8.Емкость дренажная

9.Блок подачи реагентов

10.Блок дозирования деэмульгатора