Принципиальная схема днс и объяснение принципа работы. Смотреть что такое "упсв" в других словарях. Описание принципиальной технологической схемы

Общие положения

Установка предварительного сброса воды (УПСВ) предназначена для отделения и сброса пластовой воды и очистки её от нефти и механических примесей до требуемых значений на кустовых площадках, установках подготовки нефти и площадках ДНС.

Комплектация УПСВ определяется на основании технического задания на разработку и поставку оборудования.

Установки УПСВ могут эксплуатироваться в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60 °С.

Оборудование выполняется в климатическом исполнении УХЛ, ХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150 – 69.

Основные показатели назначения работы станции УПСВ

Качество подготовки продукции на выходе

Состав оборудования

В зависимости от требований, предъявляемых заказчиком к качеству нефти и воды на выходе из УПСВ, комплект оборудования может включать следующее оборудование:

• сепаратор нефтегазовый со сбросом воды типа НГСВ V=25…200 м 3 ;
• сепаратор нефтегазовый V=12,5 м 3 …100 м 3 ;
• отстойник воды V=50…200 м 3 ;
• узел учета газа и нефти;
• депульсатор;
• подогреватели нефти;
• насосная станция перекачки нефти;
• блок дозирования реагента;
• факельная установка;
• емкость дренажная;
• комплект трубной обвязки, площадки обслуживания;
• комплект запорно-регулирующей арматуры и КИП;
• блок НКУ;
• блок управления.

Описание работы (см. технологическую схему)

На входе УПСВ предусмотрен байпасный трубопровод, в случае отключения электроэнергии на установке обеспечивающий отвод поступающей газожидкостной смеси на выход с установки. На входе байпасного трубопровода и входном трубопроводе УПСВ предусмотрены задвижки с электроприводом и устройством бесперебойного питания, обеспечивающим их открытие в случае отключения электроэнергии. После задвижки на входном трубопроводе предусмотрен узел подключения установки подачи реагента-деэмульгатора.

Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в нефтегазовый сепаратор (НГС), в котором происходит сепарация газожидкостной смеси от газа при давлении ~ 1,6 МПа и сброс газа в трубопровод выхода ГЖС с УПСВ на УПН. Давление в аппарате поддерживается регулятором давления «до себя» РД1, уровень жидкости в НГС поддерживается регулятором уровня РР1. Также, НГС оснащен блоком предохранительных клапанов СППК с ПУ.

Частично разгазированная ГЖС из НГС по трубопроводу поступает в нефтегазовый сепаратор со сбросом воды (НГСВ). В НГСВ при давлении в аппарате ~ 1,0 МПа, поддерживаемом регулятором давления «до себя» РД2, происходит дальнейшая дегазация ГЖС и отделение пластовой воды от нефти.

Уровень жидкости в аппарате поддерживается регулятором уровня РР2. Отделенная пластовая вода из НГСВ поступает на узел учета воды и далее подается на выход установки. На линии выхода воды из НГСВ предусмотрен регулятор уровня РР3.

Отделенная нефть поступает на выход с УПСВ на УПН.

Газ из НГСВ сбрасывается в трубопровод выхода ГЖС с УПСВ на УПН, после точки сброса газа с НГС.

На трубопроводе выхода ГЖС с УПСВ после линии сброса газа с НГСВ предусмотрен обратный клапан КОП.

Сепараторы НГС и НГСВ в комплекте с верхними площадками обслуживания, трубной обвязкой, запорной арматурой и приборами КИПиА располагаются на скидах (рамах-основаниях) на открытом воздухе. Узел учета воды размещается на раме-основании (скиде) на открытом воздухе, либо в блоке-укрытии. Блок управления и блок НКУ располагаются в блоках-укрытиях. После учета потоков газа и газового конденсата происходит объединение их в один трубопровод.

Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе в НГСВ предусмотрен успокоительный коллектор. Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в нефтегазовый сепаратор (НГСВ), в котором происходит сепарация газожидкостной смеси от газа и предварительное разделение жидкостной смеси на нефть и воду. Вода накапливается в нижней части аппарата до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды в отстойник воды (ОВ). Нефть с остаточным содержанием газа и воды поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата в трубопровод выхода газа из НГСВ и далее поступает на установку подготовки нефти. Давление в НГСВ поддерживается регулятором давления, уровень нефти и воды поддерживается регуляторами уровня.

Вода из НГСВ поступает в напорный отстойник воды, в котором происходит окончательное отделение воды от нефти. Нефть скапливается в верхней части аппарата и поступает из НГСВ в трубопровод выхода газа. Уровень нефти в верхней части ОВ поддерживается регулятором уровня. Отделенная пластовая вода из ОВ через узел фильтрации поступает на узел учета воды и далее подается на выход установки. При необходимости полного опорожнения аппаратов предусмотрен сброс жидкости в закрытую дренажную систему площадки УПСВ.

Принципиальная технологическая схема установки предварительного сброса воды

Электротехническая часть

Энергоснабжение УПСВ осуществляется от внешнего источника.

В составе электрооборудования УПСВ предусматриваются посты ручного местного управления системами вентиляции, электрообогрева и освещения. УПСВ оборудована полным комплектом кабельных конструкций и кабельной продукцией.

Автоматизация технологического процесса

Технологическое оборудование УПСВ комплектуется местными контрольно-измерительными приборами, первичными и вторичными преобразователями для автоматического контроля всех технологических параметров: давление, температура, уровень в сепараторах, расход воды.

В блоке управления располагается система автоматического управления на базе контроллера Direct Logic или Siemens с программным обеспечением для контроля и управления УПСВ.

Описание конструкции блоков

Конструкция блоков-укрытий представляет собой раму, сваренную из стального замкнутого профиля, обшитую трехслойными сэндвич-панелями с негорючим утеплителем. Основание блока-укрытия – сварной металлический каркас из стального горячекатаного профиля, покрытый листовым металлом и теплоизолированный базальтовым утеплителем.

Отопление в аппаратурном блоке и блоке управления осуществляется электрическими обогревателями общепромышленного исполнения. Температура внутри помещений обеспечивается не ниже плюс 18°С.

Вентиляция в аппаратурном блоке и блоке управления приточно-вытяжная с естественным побуждением. Естественная приточная вентиляция - из верхней зоны, рассчитанная на однократный воздухообмен и вытяжная, рассчитанная на удаление из нижней зоны 2,5 кратного объема воздуха по полному объему помещения.

Конструкция блоков обеспечивает возможность транспортирования их железнодорожным, водным и автомобильным транспортом.

Монтаж, демонтаж и эксплуатация УПСВ производятся в соответствии с требованиями проекта, выполненного специализированной проектной организацией, руководства по эксплуатации УПСВ, а также «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденных Госгортехнадзором и Госэнергонадзором соответственно.

Производство и приемка работ по монтажу технологического оборудования и технологических трубопроводов производятся в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84.

При нормальном технологическом режиме и при кратковременных нарушениях работы оборудование УПСВ не должно загрязнять выбросами вредных веществ окружающую среду (воздух, воду, почву) выше норм, установленных в стандартах и санитарных нормах:

ГОСТ 17.2.3.02-78 «Охрана природы. Атмосфера. Правила установки допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями».

ГОСТ 17.1.3.05-82 «Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами».

Интенсификация процессов разделения водонефтяных эмульсий и очистки пластовой воды от диспергированной нефти и механических примесей.

Общий вид

Характеристики

Аппараты, установленные на объектах подготовки нефти в начальный период разработки месторождений, со временем перестают отвечать в полной мере изменившимся условиям эксплуатации, а показатели их работы ухудшаются вследствие изменения свойств поступающей на ДНС, УПН, УПСВ продукции скважин (температура, обводненность, газовый фактор и т.п.).

Компанией накоплен значительный опыт по интенсификации процессов разделения водонефтяных эмульсий, очистки пластовой воды от диспергированной нефти и механических примесей путем проведения реконструкции оборудования на действующих объектах. Последовательность действий заключается в проведении нескольких этапов работ:

• обследование работы аппаратов и диагностические исследования их состояния
• изучение свойств продукции скважин, условий ее сбора, определение физических параметров (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плотность, обводненность эмульсии) и подбор наиболее эффективного реагента-деэмульгатора.
• выбор конструкции внутренних устройств на основе полученных данных по свойствам продукции скважин
• разработка конструкторской документации
• изготовление и монтаж новых внутренних устройств
• пуск и вывод на режим реконструированных аппаратов.

Реконструкция могут подвергаться двух- и трехфазные сепараторы, отстойники нефти и отстойники воды, газовые сепараторы и другое оборудование.

Двухфазные сепараторы модернизируются за счет замены входного узла распределения газожидкостной смеси для более эффективно отделения газа, установки пеногасящей насадки и внутреннего каплеотбойного устройства на выходе газа из аппарата.

В трехфазных сепараторах изменяется конструкция входного узла в зависимости от свойств продукции скважин для более равномерно- го распределения газожидкостной смеси и быстрого отвода свободной воды, конструкция узла перелива нефти в нефтяной отсек для предотвращения образования промежуточного слоя. В аппарат установливают пакет коалесцирующих элементов, служащих для повышения степени обезвоживания нефти и улучшения качества отводимой из аппарата воды (содержание воды в нефти 0,5-5%, нефтепродуктов и механических примесей в сбрасываемой воде не более 30 мг/л).

Отстойники нефти, модернизированные путем переоборудования внутренних устройств, отличаются от серийных аппаратов особой конструкцией входного узла, позволяющего добиться лучшего распределения эмульсии, наличием успокоительной перегородки из просечно-вытяжного листа, пакета коалесцирующих пластин для достижения высокой глубины обезвоживания нефти и хорошего качества сбрасываемой из аппарата воды. Образование промежуточных слоев практически исключено. Содержание воды в нефти на выходе не превышает 0,3-0,5%, нефтепродуктов в воде 30-40 мг/л.

Модернизированные отстойники воды, вы-полненные переоборудованием существующего оборудования, предназначены для глубокой очистки пластовой воды от нефтепродуктов и механических примесей. Отличаются наличием внутренних осадительных устройств для улавливания следов нефтепродуктов и устройства сбора уловленной нефти (колпак на верхней образующей аппарата), что позволяет периодически сбрасывать собранную нефть без остановки процесса подготовки воды. Качество воды на выходе из аппарата составляет 30-40 мг/л по нефти, 20-30 мг/л по механическим примесям при исходном содержании нефти в очищаемой воде до 1000 мг/л.

В 2007-2009 г.г. было переоборудовано более 50 аппаратов в АНК Лукойл, Роснефть, ТНК ВР и др.

Термин «ДНС»

Существует несколько документов, которые регламентируют работу дожимных насосных станций. Это технические регламенты и схемы, которые утверждаются на уровне руководства предприятия, занимающегося добычей и транспортировкой газа и нефти. Практически все дожимные насосные станции устанавливаются на удаленных месторождениях, а необходимость их размещения там связана с тем, что на них не хватает энергии нефтегазоносного пласта, которая позволяла бы транспортировать нефтегазовые смеси до установки предварительного сброса воды или УПСВ. Кроме того, все дожимные насосные станции могут осуществлять сепарацию нефти от газа, очищение газа от капельной жидкости и отдельную транспортировку углеводородов. Нефть в данном случае перекачивается с помощью центробежного насоса, а газ благодаря давлению сепарации. Дожимные насосные станции могут быть разных типов, которые зависят от их способностей пропускать через себя разнообразные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла включает в себя буферную емкость, узлы откачки утечек и сбора нефти, насосный блок и свечи для аварийного сброса. На нефтяных промыслах нефть, после того как пройдет групповые замерные установки, поступает в буферные емкости и по итогам сепарации идет в буферную емкость для обеспечения равномерного поступления к перекачивающему насосу. Уже только после прохождения того технологического этапа, нефть идет дальше в нефтепровод, который является инженерно-техническим сооружением всего трубопроводного транспорта. Нефтепровод и обеспечивает поступление нефти к потребителям.

Дожимная насосная станция (сокр. ДНС )) - технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.

Оборудование ДНС, прежде всего насосы, сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.

Функционирование дожимной насосной станции регламентируется двумя нормативными документами. Это технологическая схема и технический регламент. Они утверждаются техническим руководителем предприятия по добыче и транспортировке нефти и газа.

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ недостаточно.

Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ - под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной емкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные емкости и после сепарации поступает в буферную емкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу. Лишь после прохождения данного технологического этапа нефть поступает в нефтепровод.

часть промысловой системы сбора нефти на промыслах. Насосы Д. н. с, сообщают нефти дополнит. напор, необходимый для её транспортирования через системы сбора и подготовки с низконапорных участков. Д. н. с. оборудуются центробежными насосами, развивающими давление 1 - 1,5 МПа.

Дожимная насосная станция

Дожимные насосные станции (ДНС) Рис.1. 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.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 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 м 3 , 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 нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). 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.

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