Дожимные насосные станции: фото, оборудование, конструкция. Термин «упсв Принципиальная схема упсв и ее описание
Читайте также
АБР — аэрированный буровой раствор.
АВПД — аномально высокое пластовое давление.
АНПД — аномально низкое пластовое давление.
АКЦ — акустический цементомер.
АТЦ — автотранспортный цех.
БГС — быстрогустеющая смесь.
БКЗ — боковое каротажное зондирование.
БКПС — блочные кустовые насосные станции.
БСВ — буровые сточные воды.
БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)
БУ — буровая установка.
ВГК — водогазовый контакт.
ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.
ВЗД — винтовой забойный двигатель.
ВКР — высококальциевый раствор.
ВКГ — внутренний контур газоносности.
ВНКГ — внешний контур газоносности.
ВКН — внутренний контур нефтеносности.
ВНКН — внешний контур нефтеносности.
ВМЦ — вышкомонтажный цех.
ВНК — водонефтяной контакт.
ВПВ — влияние пневмовзрыва.
ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.
ВРП — водораспределительный пункт.
ГГК — гамма-гамма-каротаж.
ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.
ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.
ГЖС — газожидкостная смесь.
ГИВ — гидравлический индикатор веса.
ГИС — геофизическое исследование скважин.
ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.
ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.
ГК — гамма-каротаж.
ГКО — глинокислотная обработка.
ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).
ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.
ГПП — гидропескоструйная перфорация.
ГПЖ — газопромывочная жидкость.
ГПЗ — газоперерабатывающий завод.
ГПС — головная перекачивающая станция.
ГРП — гидравлический разрыв пласта.
ГСМ — горюче-смазочные материалы.
ГСП — групповой сборный пункт.
ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.
ГТН — геолого-технологический наряд.
ГТУ — геолого-технологические условия.
ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.
ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).
ДУ — допустимый уровень.
ЕСГ — единая система газоснабжения.
ЖБР — железобетонный резервуар.
ЗСО — зона санитарной охраны.
ЗЦН — забойный центробежный насос.
КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.
КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.
КИН — коэффициент извлечения нефти.
КИП — контрольно-измерительные приборы.
КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.
КНС — кустовая насосная станция.
К — капитальный ремонт.
КО — кислотная обработка.
КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.
КРС — . Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.
КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.
КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.
ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.
ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.
ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.
МГР — малоглинистые растворы.
ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.
МНП — магистральный нефтепровод.
МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.
МРП — межремонтный период.
МРС — механизм расстановки свечей.
МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.
НБ — насос буровой.
НБТ — насос буровой трехпоршневой.
НГДУ — нефтегазодобывающее управление.
НГК — нейтронный гамма-каротаж.
НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.
НПП — нефтепродуктопровод.
НПС — нефтеперекачивающая станция.
ОА — очистительные агенты.
ОБР — обработанный буровой раствор.
ОГМ — отдел главного механика.
ОГЭ — отдел главного энергетика.
ООС — охрана окружающей среды.
ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.
ОТ — обработка призабойной зоны.
ОТБ — отдел техники безопасности.
ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).
ОПС — отстойник предварительного сброса.
ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).
ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.
ПАВ — поверхностно-активное вещество.
ПАА — полиакриламид.
ПАВ — поверхностно-активные вещества.
ПБР — полимер-бентонитовые растворы.
ПДВ — предельно-допустимый выброс.
ПДК — предельно-допустимая концентрация.
ПДС — предельно-допустимый сброс.
ПЖ — промывочная жидкость.
ПЗП — призабойная зона пласта.
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.
ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.
ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.
ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.
ППС — промежуточная перекачивающая станция.
ППУ — паропередвижная установка.
ПРИ — породоразрушающий инструмент.
ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.
ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.
ПСД — проектно-сметная документация.
РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.
РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.
РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.
РИР — ремонтно-изоляционные работы.
РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.
РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.
РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.
РТБ — реактивно-турбинное бурение.
РЦ — ремонтный цикл.
СБТ — стальные бурильные трубы.
СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.
СГ — смесь гудронов.
СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.
Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.
СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.
СНС — статическое напряжение сдвига.
СПГ — сжиженный природный газ.
СПО — спуско-подъемные операции.
ССБ — сульфит-спиртовая барда.
ССК — снаряд со съемным керноприемником.
Т — текущий ремонт.
ТБО — твердые бытовые отходы.
ТГХВ — термогазохимическое воздействие.
ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.
ТК — тампонажная композиция.
ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.
ТО — техническое обслуживание.
ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН) .
ТП — технологический процесс.
ТРС — текущий ремонт скважины.
ТЭП — технико-экономические показатели.
ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.
УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.
УБР — управление буровых работ.
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.
УКБ — установка колонкового бурения.
УКПН — установка комплексной подготовки нефти.
УСП — участковый сборный пункт.
УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.
УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.
УЩР — углещелочной реагент.
УПГ — установка подготовки газа.
УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.
УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.
УТТ — управление технологического транспорта.
УШГН — установка штангового глубинного насоса.
УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.
ХКР — хлоркальциевый раствор.
ЦА — цементировочный агрегат.
ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.
ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.
ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.
ЦКС — цех крепления скважин.
ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.
ЦППД — цех поддержания пластового давления.
ЦС — циркуляционная система.
ЦСП — центральный сборный пункт.
ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.
ШПМ — шинно-пневматическая муфта.
ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.
ЭГУ — электрогидравлический удар.
ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.
ЭХЗ — электрохимическая защита.
ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.
Принципиальная технологическая схема
Принципиальная технологическая схема установки
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.
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 51858-2002.
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.
б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией;
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.
На рис. 10 приведён один из вариантов принципиальной технологической схемы установки УПСВ.
Рис. 10. Принципиальная технологическая схема установки
предварительного сброса воды (УПСВ):
Потоки: I – пластовая нефть; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – уловленная нефть из отстойника воды; VII – механические примеси, шлам; VIII – очищенная от механических примесей и нефти пластовая вода; IX – нефть на ЦППН; X – газ на факел; XI – вода на кустовую насосную станцию;
Оборудование: 1 – сепаратор первой ступени сепарации; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – каплеуловитель (газосепаратор); 4 – трубчая печь; 5 – сепаратор; 6 – отстойник для обезвоживания нефти; 7 – буферная ёмкость; 8 – отстойник пластовой воды; 9 – дегазатор; 10, 11 – насосы; 12 – узел учёта попутного нефтяного газа; 13 – узел учёта нефти; 14 – узел учёта пластовой воды
Нефть на УПСВ поступает с автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), смешивается с деэмульгатором и поступает в сепаратор 1, где производится первая ступень сепарации нефти. Как правило, на первой ступени устанавливается сепаратор с предварительным отбором газа, он имеет компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3.
Далее нефть поступает сразу в отстойник 6 для обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5. При необходимости перед печью 4 может быть установлен насос (на схеме не показан). В отстойнике 6 производится обезвоживание нефти. Нефть из отстойника 6 поступает в буферную ёмкость 7 насоса 10, который через узел учёта нефти 13 подаёт её на ЦППН.
Если отделившаяся в отстойнике 6 пластовая вода не удовлетворяет требованиям для закачки её в пласт, воду подвергают очистке. Для этого сначала в отстойнике 8 пластовая вода освобождается от механических примесей, шлама и от унесённых капелек нефти. Уловленная нефть из отстойника 8 смешивается с основным потоком нефти перед ёмкостью 7.
Далее пластовая вода поступает в дегазатор 9 для удаления сероводорода и остатков углеводородных газов, которые сбрасываются на факел. Подготовленная пластовая вода далее насосом 11 подаётся через узел учёта воды 14 на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт.
При высокой производительности установки УПСВ может быть предусмотрена очистка воды в резервуарах типа РВС. В некоторых случаях дегазатор размещают в составе КНС.
В схеме УПСВ могут использоваться аппараты типа НГВРП, Heater-Treater фирмы Sivalls (США) и др.
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 (см. рис. 11)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% (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.
Рис. 11. 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).
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.
Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002.
Установку подготовки нефти размещают на ЦППН. В зависимости от физико-химических свойств нефти, обводнённости нефти, удалённости ЦППН от месторождений, наличия или отсутствия предварительной подготовки на ДНС, схемы УПН могут существенно отличаться друг от друга. Так, если нефть не подвергалась предварительному обезвоживанию на ДНС и её обводнённость составляет не менее 20…30%, то в схеме УПН необходимо предусматривать блок предварительного обезвоживания.
На рис. 12 приведена принципиальная схема установки УПН, включающая в себя разные возможные варианты подготовки.
Рассмотрим вариант схемы УПН с блоком предварительного обезвоживания (верхний ряд аппаратов).
Блок предварительного обезвоживания. Нефть смешивается с деэмульгатором, ингибитором коррозии и поступает в сепаратор 1 первой ступени сепарации с предварительным отбором газа, имеющим компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3. При высокой засолённости в нефть перед сепаратором 1 может подаваться вода из аппаратов 12, 13 или 14 для промывки нефти и растворения кристаллов солей. Далее нефть поступает в отстойник 6 для предварительного обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5.
Рис.12. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН):
Потоки: I – нефть с ДНС или с АГЗУ; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – нефть с блока предварительного обезвоживания; VII – вода со второй ступени электродегидратации; VIII – товарная нефть;
Оборудование: 1 – сепаратор; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – выносной каплеуловитель (газосепаратор); 4,10 – трубчатые печи; 5,11,15 – сепараторы; 6,7,12 – отстойники; 8 – буферная ёмкость; 9,17 – насосы; 13,14 – электродегидраторы; 16 – резервуар; 18 – узел учёта количества и качества нефти
Высокообводнённые (с содержанием воды 70% и выше) тяжёлые и высоковязкие нефти должны проходить предварительное обезвоживание в две ступени – в отстойниках 6 и 7. При этом первую ступень обезвоживания в отстойнике 6 лучше производить при естественной температуре без нагрева, чтобы сбросить основную массу воды. На второй ступени обезвоживания в отстойнике 7 возможно использование подогрева в печи (на схеме не показано) или применение вместо отстойника аппаратов типа НГВРП или Heater-Treater. Вместо отстойников 6 и 7 для тяжёлых нефтей можно использовать также резервуары типа РВС.
Качество сбрасываемой воды из отстойников 6 и 7 должно соответствовать требованиям для закачки в пласт.
Процесс предварительного обезвоживания нефти предназначен для существенного снижения энергозатрат при нагреве пластовой воды в блоке подготовки нефти (в печи 10).
Блок подготовки нефти. В этот блок (нижний ряд аппаратов) нефть может поступать либо из блока предварительного обезвоживания нефти, либо с УПСВ, либо непосредственно с АГЗУ (при низкой обводнённости).
Подготовка нефти может производиться в двух вариантах: с сырьевым насосом и без него. Если давление нефти на входе в блок составляет не менее 0,6 МПа, то насос 9 можно не устанавливать (и буферную ёмкость 8 тоже). Без насоса 9 давление насыщенных паров (ДНП) товарной нефти всегда ниже, чем в схеме с насосом, но в этом случае в составе попутного нефтяного газа будет больше тяжёлых углеводородов (от пропана и выше).
Нефть насосом 9 (или под собственным давлением) поступает для нагрева в печь 10, затем в сепаратор 11, отстойник 12, электродегидратор 13 (или два электродегидратора 13 и 14) и конечный сепаратор 15 (КСУ). Затем товарная нефть поступает в резервуар 16, откуда она насосом 17 подаётся в узел учёта количества и качества нефти 18.
Если электрообезвоживание производится в одну ступень в электродегидраторе 13, то перед ним необходимо подавать деаэрированную воду для промывки нефти в количестве 3…5% на нефть и при необходимости деэмульгатор (на схеме не показано). Если применяется две ступени электрообезвоживания, то воду со второй ступени (из аппарата 14) необходимо подавать для промывки нефти перед первой ступенью (перед аппаратом 13). Если нефть слабо минерализована, то пресную воду можно не применять.
Для слабоминерализованных пластовых вод и низкоэмульсионных нефтей в блоке подготовки нефти может быть реализован один из четырёх вариантов минимального набора аппаратов схемы:
1) печь 10 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;
2) печь 10 – сепаратор 11 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;
3) печь 10 – сепаратор 11 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;
4) печь 10 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.
Для высокоэмульсионных нефтей средней и высокой плотности необходимы следующая последовательность аппаратов: печь 10 – отстойник 12 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17. Первая ступень обезвоживания в этом случае должна быть термохимической, вторая – электрической.
Для тяжёлых и очень тяжёлых нефтей подготовка должна происходить в две электрических ступени: печь 10 – электродегидратор 13 – электродегидратор 14 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.
Данный вид установок системы сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти, предназначенной для дальнейшей переработки.
Действующая система сбора, сепарации нефти
В настоящее время действующая система сбора, сепарации нефти отличается от проектной по количеству ДНС и по выполняемым функциям. В эксплуатации находятся ДНС: 1; 2; 3,3Р; 4; 5; 10 и ВПНН Икилорской площади. На ДНС - 2; 3,3Р; ДНС - 4 УПСВ; ДНС - 5 УПСВ, ДНС-10 УПСВ и ВПНН «Икилор» осуществляется I и II ступень сепарации нефти от газа, оперативный цеховой учёт добываемой продукции. Предварительный сброс пластовой воды осуществляется на УПСВ ДНС-1, ДНС-4, ДНС-5 с 2005г, ДНС-10 УПСВ с 2008г. Сброс воды осуществляется без дополнительного подогрева с применением деэмульсатора ХПД-002 (удельный расход 39 г/т нефти). Остаточная обводнённость нефти составляет 5%.
Попутный нефтяной газ (ПНГ) первой ступени сепарации в большей его части бескомпрессорным способом транспортируется по системе внутрипромысловых газопроводов на Когалымскую ГКС. Остальная часть газа используется на технологические топливные и нетопливные нужды. От Когалымской ГКС объединённый поток газа Южно-Ягунской, Тевлинской, Дружнинской группы месторождений транспортируется на ГПЗ УППНГ ТПП «Лангепаснефтегаз». Продукция скважин ЦДНГ-1 и 2, ДНС-3; 4 и 5 поступает на ЦПС, проходит двухступенчатую сепарацию и полную подготовку нефти в ЕТБ-1;2. Предварительный сброс воды продукции с ВППН «Икилор», ДНС-2 и ДНС-10 осуществляется на УПСВ ДНС-1, после чего поступает на ЦПС. ПНГ низких ступеней сепарации (II, III, IV ступень) от ЕТБ-1 и 2, УПСВ ДНС-1 подается на ВКС при ЦПС и транспортируется на Когалымскую ГКС.
Товарная нефть, прошедшая полную подготовку на ЦПС транспортируется через СИКГ-540 в магистральный трубопровод «Холмогоры - Западный Сургут».
Обводнённость продукции, поступающей на ДНС, составляет:
ДНС-1 УПСВ(ЦППН) - 74.7 %
ДНС-2 (ЦДНГ-2) - 80.6 %
ДНС-3 (ЦДНГ-3) - 84.9 %
ДНС-4 УПСВ (ЦДНГ-4) 93.9 %
ДНС-5 УПСВ (ЦДНГ-5) 93.6 %
ДНС-10 УПСВ - 93.3 %
Жидкость после первой ступени сепарации с ВПНН «Икилор» вместе с продукцией ДНС-2 транспортируется по трубопроводу Ш273мм на УПСВ ДНС-1 для предварительного обезвоживания. После предварительного сброса воды продукция ДНС-1 перекачивается на ЦПС для полной подготовки совместно с продукцией ДНС-3,4,5. Принципиальная схема Южно-Ягунского месторождения представлена на рисунке 1.
Рис. 1
Обводненная нефть с ЦДНГ-2 и ВПНН Икилор поступает на устройство предварительного отбора газа (УПОГ) ДНС-2. Устройство предварительного отбора газа предназначено для расслоения и усреднения потока газожидкостной смеси (ГЖС) за счет увеличения диаметра и уменьшения скорости движения потока. При этой скорости начинают происходить процессы расслоение ГЖС на нефть и воду и «сглаживаются» влияние пульсаций давления со сборных коллекторов промыслов. Выделившийся в УПОГ газ собирается вдоль верхней образующей УПОГ и отбирается через газоотводящее устройство.
Газонефтяная смесь поступает в сепараторы I, II ступени для отделения газа от жидкой продукции скважин.
Газ с УПОГ и сепаратора I ступени поступает в газосепаратор, для очистки от жидкости, откуда большая транспортируется на газокомпрессорную станцию. Остальная часть газа используется на технологические топливные и не топливные нужды.
Частично разгазированная продукция ДНС-2 с насосной внешней откачки через оперативный узел учета нефти транспортируется на ДНС-1 УПСВ для предварительного сброса воды.
В случае аварийной ситуации сырая нефть может быть подана в аварийный резервуар.
Принципиальная технологическая схема ДНС-2, ДНС-3 приведена на рисунке 2,3.
Рис. 2
Условные обозначения:
I - Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную; IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нефть на ДНС-1 УПСВ Южно-Ягунского месторождения
Рис. 3
Условные обозначения:
1 - УПОГ; 2 - сепаратор первой ступени; 3 - газосепаратор; 4 - сепаратор второй ступени; 5 -аварийный резервуар; 6 - насос откачки нефти; 7- оперативный узел учета нефти.
I - Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нефть на ЦПС Южно-Ягунского месторождения
Предварительный сброс воды на УПСВ
Эффективное и более глубокое обезвоживание нефти на ДНС УПСВ возможно при сохранении баланса между поступающими объёмами добываемой жидкости и производительностью (пропускной способностью) установленного технологического оборудования по сепарации, обезвоживанию нефти и очистке воды.
Не менее важным фактором является наличие в самих аппаратах соответствующей оснастки для ведения эффективной сепарации и обезвоживания нефти. В таблице 1 дана сравнительная оценка фактической загрузки и пропускной способности установленного сепарационно-отстойного оборудования. Данные по фактической загрузке по жидкости взяты за март 2012г.
|
Наименование объектов |
Мощность проектная |
|||
|
по жидкости, м 3 /сут |
по жидкости, м 3 /сут |
по жидкости, % |
||
|
ДНС-4 (УПСВ) |
||||
|
ДНС-5 (УПСВ) |
||||
|
ДНС-10 (УПСВ) |
Обезвоживание нефти производится на УПСВ ДНС-1,4,5,10. На ДНС-2,3 не производится сброс пластовой воды. По состоянию технологической схемы подготовки и перекачки нефти на сегодняшний день производится повторное обезвоживание продукции ДНС-2,10,4,5. Это вызывает повышенный расход деэмульгатора и нерациональное использование оборудования, как сепарационного, так и насосного.
Согласно таблице 1 загрузка сепарационного блока ДНС-3 превышает проектную и составляет 135%. ДНС-2 по сепарационно-насосному блоку загружен на 111%. Согласно рекомендуемому варианту разработки месторождения, в районе ДНС-2,3 ожидается поддержание уровня добычи продукции за счет вновь вводимых кустов скважин. Кроме того проведено сравнение загруженности оборудования на перспективу до 2021г. Результаты анализа в динамике даны на рисунке 4,5.
Рис. 4
Рис. 5
По рисунку 4 динамика добычи жидкости ДНС-2 превышает проектную мощность ДНС на весь период до 2021г. Необходимо предусмотреть комплекс мероприятий для наращивания мощности ДНС-2.
Согласно таблице 1 и рисунку 5 загруженность сепарационного блока ДНС-3 превышает проектную мощность в настоящее время и сохраняется в перспективе развития разработки месторождения в районе нефтесбора ДНС. Здесь предусматривается наращивание фонда добывающих и нагнетательных скважин, обустройство новых кустовых площадок, строительство новых и реконструкция эксплуатируемых нефтесборных трубопроводов для увеличения пропускной способности.
Согласно расчётной динамике добычи жидкости на 2011-2021г эксплуатируемый напорный нефтепровод Ш273мм по своей максимальной производительности 2.4 млн. м3/год не обеспечит совместную транспортировку на ДНС-1 УПСВ ожидаемых объёмов добычи продукции 3 млн. м3/год с ВПНН «Икилор» и ДНС-2.
Согласно рисунку 5, в связи с сохранением объемов добычи продукции в районе нефтесбора ДНС-3, необходима её реконструкция: строительство УПСВ. При выполнении данных рекомендаций ликвидируется необходимость обратной подачи подтоварной воды с ЦПС на КНС-3 (ДНС-3), снизится потребление электроэнергии на транспортировку воды с ЦПС. Потребность воды для закачки в пласты с целью поддержания пластового давления обеспечивается сбрасываемой водой на ДНС-3, подачей попутной воды с ДНС-4УПСВ и добычей сеноманской воды.
Согласно динамике добычи жидкости в районе нефтесбора двух ДНС совместная транспортировка продукции с ВПНН «Икилор» и ДНС-2 требует увеличения напоров и производительности насосов внешней перекачки ДНС-2 и ВПНН «Икилор». Пропускная способность эксплуатируемого напорного нефтепровода тоже ограничена. В тоже время подача продукции с высокой (85%) обводнённостью на ДНС-1 УПСВ, с возвращением подтоварной воды на кусты скважин ДНС-2 является нерациональной. Данный способ обеспечения водой вызывает повышенный расход электроэнергии на транспортировку обводнённой нефти и балластной воды. Кроме того, пропускная способность эксплуатируемого напорного нефтепровода ДНС-2 - ДНС-1 УПСВ не беспредельна.
Требуется укладка дополнительного трубопровода или замена существующего новым трубопроводом Ш426мм с годовой производительностью 4.4млн.т/г. Таким образом, альтернативным вариантом является реконструкция ДНС-2 со строительством УПСВ для совместного предварительного обезвоживания нефти, поступающей от ВПНН «Икилор» и ДНС-2.
Реконструкция ДНС-2,3
Перед блоком сепарации необходимо построить площадку УПСВ, где от продукции скважин, поступающей с устройства предварительного отбора газа, будет отделена вода и направлена в буферную емкость блочной кустовой насосной станции (БКНС), откуда насосами откачки воды будет подаваться на кусты скважин ДНС-2 для поддержания пластового давления. УПОГ может входить в состав КДФТ (концевой делитель фаз трубный), но может изготавливаться и поставляться отдельно.
Первая ступень сепарации будет производиться непосредственно на УПСВ, далее, после низких ступеней сепарации частично обезвоженная и разгазированная нефть будет транспортироваться на ЦПС.
Принципиальная технологическая схема ДНС-2,3 после реконструкции показана на рис.6,7.
Рис. 6
Условные обозначения:
I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную; IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нефть на ЦПС; VI - вода на БКНС-2.
Рис. 7
Условные обозначения:
1 - УПОГ; 2 - площадка УПСВ; 3 - сепаратор второй ступени; 4 - газосепаратор; 5 - сепаратор третьей ступени; 6 -аварийный резервуар; 7 - насос откачки нефти; 8- оперативный узел учета нефти.
I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нефть на ЦПС; V - вода на БКНС-3.
При сооружении УПСВ ДНС-2 значительно уменьшится объем жидкости, перекачиваемый на ЦПС. При действующей схеме подготовки и перекачки нефти транспортируется 8429 м3/сут. жидкости, при сооружении УПСВ и отделении на ДНС-2 пластовой воды объем перекачки продукции скважин составит 1650м3/сут. Предусмотрена замена агрегатов насосной внешней откачки ДНС-2 для оптимизации расходов на электроэнергию для транспортировки нефти для её подготовки на ЦПС. Из представленного гидравлического расчета напорного нефтепровода ДНС-2 - ЦППН «Я» следует, что для перекачки 1650 м3/сут. жидкости необходимое давление составит 0,76 МПа в начальной точке. Для обеспечения соответствующих объемов перекачки жидкости необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве) ЦНС105/147 с электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее время на ДНС-2 используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве): 1. ЦНС 180/340 с электродвигателем 290 КВт;
2. ЦНС 180/340 с электродвигателем 360 КВт;
3. ЦНС 180/297 с электродвигателем 250 КВт;
4. ЦНС 180/340 с электродвигателем 250 КВт.
Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-2 - ДНС-1 Ш273мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти
Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-2 - ЦПС Ш273мм, при реконструкции
Реконструкция ДНС-3 с сооружением УПСВ обеспечит уменьшение обводненности и объема нефти, транспортируемой на ЦПС для полной подготовки. Объем жидкости, доставляемой с ДНС-3 при реконструкции, уменьшится до 2050 м3/сут. Рекомендуется замена насосного оборудования ДНС-3, для рационализации расходов на электроэнергию. Для обеспечения соответствующих объемов перекачки жидкости необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве) ЦНС105/147 с электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее время на ДНС-2 используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве):
1. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;
2. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;
3. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт;
4. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт.
Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-3 - ЦПС Ш426мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти
Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-3 - ЦПС Ш426мм, при реконструкции
Баланс и распределение воды на Южно-Ягунском месторождении. Капитальный ремонт БКНС-2.
Необходимым условием для строительства УПСВ ДНС-2 является проведение после консервации капитального ремонта БКНС-2, для сброса подтоварной воды с УПСВ. Для вывода из консервации БКНС-2 необходимо сооружение высоконапорных и низконапорных водоводов для организации закачки в кусты и транспортировки воды от водозаборных скважин до блока сепарации.
В связи с проведением после консервации капитального ремонта БКНС-2 Южно-Ягунского месторождения и запуском его в работу необходимо сооружение водоводов с целью увеличения пропускной способности и организации закачки на нагнетательные скважины действующих кустов от БКНС-2, согласно рисунку №8.
нефтяной месторождение гидравлический трубопровод
Рис. 8
При сооружении УПСВ на ДНС-3 сброс пластовой воды будет осуществляться на КНС-3, исключая возвращение подтоварной воды с ЦПС.
Система ППД на Икилорской площади обеспечивается водой сеноманских скважин по действующей схеме.
Система сбора, сепарации нефти после реконструкции
При запуске УПСВ на ДНС-2,3 появится возможность исключения ДНС-1 из технологической схемы Южно-Ягунского месторождения. Консервация невозможна при действующей схеме по причине высокой загруженности ЕТБ ЦПС по жидкости (4,5млн.мі/год - проектная мощность, 5,5 млн.мі/год - нагрузка в настоящее время) . При сооружении УПСВ на ДНС-3 будет разгружен ЕТБ-2 ЦПС, вследствие чего появится необходимый запас мощности ЕТБ на случай аварийной ситуации, остановки УПСВ на ДНС. Для вывода из технологического режима УПСВ ДНС-1 потребуется сооружения пункта нефтеналива на ЦПС, взамен используемого на ДНС-1 и реконструкция блока ЧРП. Продукция с ДНС-2,10 с низким уровнем обводненности будет транспортироваться на ЦПС, минуя ДНС-1. Значительно уменьшится нагрузка на существующий нефтепровод. Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1 представлена на рисунке 9.
Рис. 9 - Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1
Станции используются при обустройстве нефтяных современных скважин наряду с системами сбора и подготовки месторождений, замерными установками, системой откачки и центральным пунктом сбора, подготовки нефтепродуктов и материалов, отсоединенных от них. Между собой все элементы агрегируют посредством трубопроводов. По ним извлекаемая жидкость перемещается на выкидную линию, диаметр которой составляет от 73 до 114 мм. Затем сырье транспортируется по коллекторам с увеличенным диаметром.
Предназначение
Станции (ДНС) используются на скважинах, которые не имеют достаточной пластовой энергии для доставки нефтегазовой субстанции до устройств предварительного сброса воды (УПСВ) или пункта перекачки нефтепродуктов. Как правило, рассматриваемые агрегаты применяются на отдельно размещенных месторождениях.
Основное предназначение дожимных насосных станций - сепарация газа от нефти, очистка сырья от капельной жидкости, последующее перемещение нефтяной массы при помощи центробежных насосов, а газа - посредством давления в сепараторных отсеках. ДНС является первой ступенью сепарации, отводит газ в отдельный коллектор. Также предусмотрен сброс воды с последующей ее закачкой в скважины поглощающего либо нагнетательного типа.
Технологические особенности
На практике используется три типовых размера дожимных насосных станций. Среди них - модели 7000, 14000 и 20000. Цифровое обозначение указывает на подачу жидкости агрегатом (м/с). Технологические процедуры состоят из таких операций:
- Первой стадии сепарации нефтепродуктов.
- Предварительного сброса воды, если требуется.
- Нагрева содержимого скважины.
- Перемещения нефтегазовой смеси на ЦПС.
- Транспортировки отделенного от нефти газа при первой ступени очистки на ГПЗ и прочие приемные пункты.
- Усредненного учета нефти, газа и воды.
- Загрузки химических реагентов.
Ниже представлено оборудование дожимных насосных станций:
- Буферный резервуар.
- Отсек для сбора и откачки
- Насос с электрическим мотором.
- Аппаратура и КИП.
- Распределительное приспособление.
- Свечи экстренного сброса газа.
Принцип работы
Нефть от газа отделяется в обособленных отсеках ДНС, представляющих собой агрегаты сепараторного действия. В них выполняется не только отсортировка газа, но и отстаивание сырой нефти от механических примесей и промысловой воды. По сути, данные агрегаты являются отстойниками. Они бывают двух типов: горизонтального и вертикального исполнения.
Дожимная насосная станция, фото которой представлено ниже, оборудуется горизонтальной буферной емкостью на 100 куб. м. и насосной помпой типа 8НД-9Х3 с электромотором А-114-2М. В 700-й версии используется один насосный и один буферный узел, а в модификации 20000 - дополнительные аналоги, наряду с указанными агрегатами. Также на каждой станции предусмотрены резервные насосные системы.
Конструкция буферной емкости на дожимной насосной станции
Для буферных резервуаров применяются горизонтальные емкости сепараторного типа. Их объем составляет 100 кубических метров, а рабочее давление - 0,7 МПа. Создание равномерного зеркала помещенной жидкости обеспечивается поперечными перегородками решетчатого типа. Газ из этих емкостей транспортируется в специальный сборочный коллектор.
Также в системе может использоваться вертикальный сепаратор. Он представляет собой емкость, внутри которой нефтегазовая смесь под давлением подается по патрубку в коллектор раздачи. Далее нефтепродукты проходят через регулятор давления, попадая в атмосферу со стабильной одинаковой нагрузкой. За счет понижения давления из поступившей смеси выделяется газ. Так как данный процесс требует времени, наклонные полки в конструкции агрегата обеспечивают подачу очищенного раствора в нижнюю часть сепаратора.
Извлеченный газ поднимается вверх, после чего транспортируется в капельный уловитель, который отделяет частички нефти и перемещает газ в газопровод. Снимаемая нефть поступает в специальный поддон. Контроль процесса осуществляется при помощи регулятора, стеклянного обозревателя и отвода шлама.
Конструкционные схемы
Одна из технологических блочных дожимных насосных станций предусматривает оснащение центробежными насосами. Так как в пластах имеется значительное количество газа, его подача на помпу может превысить критическое значение, составляющее от 10 до 15 процентов. Чтобы обеспечить нормальную работу агрегатов, используется предварительная сепарация пластов и продукции, которая в них содержится. Такой подход позволяет понизить содержание газа и удалить более 70 процентов промысловой воды. Для насосного оборудования этой конструкции применяются плунжерные, мультифазные и центробежные насосные приспособления.
Во втором варианте рабочей схемы ДНС предусмотрена установка исключительно насосов с несколькими фазами. При этом пластовое сырье направляется в ЦППН. Затем система исключает необходимость сепарации попутных газовых потоков. Причем это происходит непосредственно на территории разрабатываемого месторождения. Мультифазные помпы дают возможность значительно снизить давление на входном коллекторе ДНС. Тем не менее такие агрегаты испытывают критичную нагрузку при превышении содержания механических примесей, что требует установки дополнительных фильтрующих элементов.
Центробежные насосы
Подобные агрегаты предназначены для перекачивания насыщенной водой и газом нефтяной массы. Они оптимально функционируют при рабочей температуре подаваемой смеси порядка 45 градусов по Цельсию и плотности до 1000 кг/куб.м.
Кинематическая вязкость обрабатываемой массы составляет не более 8,5 части по водородному параметру. Содержание газа фиксируется в пределах 3-х процентов. Аналогичный показатель уровня парафина не должен превышать 20 процентов с учетом прочих механических примесей. Автоматизация дожимной насосной станции позволяет комплектовать агрегат дающим возможность снизить общие утечки до 100 миллилитров в час.
Устройство насоса
Основная рабочая часть ДНС состоит из корпуса с крышками линий нагнетания и всасывания. Кроме того, в конструкцию входят передние и задние кронштейны, направляющие системы, фиксирующие болтовые элементы.
Направляющая секция агрегирует с уплотняющими кольцами и образует единый блок насоса. Корпусные стыки направляющих устройств имеют рабочее колесо. Эти детали образуют основной отсек насоса. Корпусные соединения имеют уплотнители из резины, устойчивой к воздействию нефтепродуктов. Такая конструкция позволяет изменять силу напора подачи рабочей смеси, в зависимости от особенностей разрабатываемой скважины, а также числа рабочих колес и направляющих устройств. При эксплуатации агрегата меняется только длина стяжных шпилек и вала.
Опорные кронштейны насосного механизма изготовлены из чугуна. Это дает возможность усилить устойчивость и надежность агрегата. В систему также входят сальники из специального прессованного материала и детали их сплава хром и никеля.
В заключение
Дожимная насосная станция, типоразмеры и характеристики которой рассмотрены выше, имеет конкретное предназначение. Она служит для сепарации и транспортировки к принимающим и перерабатывающим приспособлениям нефтегазовой смеси. При этом осуществляется сбор и подготовка компонентов из воды, газа и нефти.
Автоматизированные блочные дожимные насосные станции также участвуют в сепарации газа и очистке смеси от капельной жидкости. Нефть перекачивается специальным насосом, а газ транспортируется под возникающим в процессе сепарации давлением. На промысловых предприятиях нефтепродукты проходят через буферные емкости, поступая к перекачивающей помпе и нефтепроводу. По большому счету ДНС - это насосная станция полного цикла, позволяющая учесть подачу, обработку и количество используемых при добыче компонентов нефтяных продуктов.
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 утвержденных норм.
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 утвержденных норм.
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.
Запуск насосов после аварийной остановки производится только после снятия блокировки на щите КИПиА.
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 улудшения процесса предварительного обезвоживания нефти применяются деэмульгаторы “Сепарол”WF - 41, “Сепарол” ES – 3344, “Диссолван” 2830, 3408 и другие, аналогичные по характеристикам.
Дожимные насосные станции
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.
Жидкость
УРД Узел регулировки давления
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 уравнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уравнемера 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.