⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 33Следующая ⇒
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.
Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50
· 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 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 нефтегазовом сепараторе (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.
Схема установки представлена на рис. 4.1.
4.2.2. 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.
Рис.4.1. Дожимная насосная станция (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.
На ДНС с 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 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.
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, высоко – эффективных 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 волы 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 насосных.
Схема установки представлена на рис. 4.2.
4.3. 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 с ГОСТом 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 установку подготовки нефти (УПН) или центральный пункт сбора (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, высоко – эффективных 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 содержание нефтепродуктов до 30 мг/л, содержание КВЧ 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 насосных.
Схема установки представлена на рис.4.3.
4.4. Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН)
Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002.
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 электродегидраторы (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку – КСУ, давление в которой поддерживается на уровне 0,102 МПа.
Рис. 4.2. Дожимная насосная станция 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.
. Подготовленная нефть из КСУ самотеком поступает в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод.
Газ дегазации от С-1 и С-2 поступает на газосепараторы ГС и направляются на установку комплексной подготовки газа УКПГ.
Остатки газа из ГС используются на собственные нужды в качестве топливного газа для электростанции.
Отделенная капельная жидкость из ГС направляется в общую линию потока нефти через буферную емкость, которая не указана на схеме.
Технологический комплекс сооружений УПН включает в себя:
1) первую ступень сепарации нефти;
2) предварительный сброс воды;
3) нагрев продукции скважин;
4) обезвоживание в блоке электродегидраторов;
4) транспортирование нефти в резервуарный парк;
5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;
6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;
7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов- деэмульгаторов)
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.
Схема установки представлена на рис.4.4.
Рис. 4.3. Установкой предварительного сброса воды (УПСВ)
Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы;
ОГ – Отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы.
Потоки: УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа.
Рис. 4.4. Установка подготовки нефти (УПН)
Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС –газосепараторы; ЭДГ – электродегидратор;
ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы; РВС – резервуар стационарный.
Потоки: УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; УУВ – узел учета воды; УУН – узел учета нефти.
4.4.1.Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь,
- нефти,
- газа,
- минерализованной воды,
- механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента)
Она должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной нефти и газа.
Сбор и подготовка нефти (рис. 4.5) составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс:
- трубопроводов;
- блочного автоматизированного оборудования;
- аппаратов, технологически связанных между собой.
Рис.4.5. Принципиальная схема технологии сбора и подготовки нефти.
Она должна обеспечить:
- предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки;
- отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды;
- надежность работы каждого звена и системы в целом;
- высокие технико-экономические показатели работы.
Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного: давлением на устье скважин; давлением, создаваемого насосами (при необходимости).
Нефтепроводы, по которым осуществляется сбор нефти от скважин, называютсясборными коллекторами, давление в коллекторе называется линейным давлением.
Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин определяется в зависимости от: природно-климатических условий; систем разработки месторождений; физико-химических свойств пластовых жидкостей; способов и объемов добычи нефти, газа и воды.
Эти условия дают возможность: замера дебитов каждой скважины;
транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние; максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти;
возможность смешения нефтей различных горизонтов;
необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.
После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,3-0,4 МПа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.
На большинстве нефтяных месторождениях Западной Сибири, в основном, применяются двухтрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов(производительность) отдельных скважин. Затем после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти).
Рис.4.6.Принципиальная схема изменения дебита на групповой установке
1-сборный коллектор; 2 – рабочая гребенка; 3 – сборный газосепаратор; 4 – выкидной коллектор; 5 – дожимной насос; 6 – газопровод; 7 – трехходовой клапан; 8 – измерительный коллектор; 9 – замерный сепаратор; 10 – дебитомер.
На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС. По характеру движения продукции скважин по трубопроводам системы сбора подразделяют на негерметизированные двухтрубные самотечные системы и на высоконапорные герметизированные системы.
Рекомендуемые страницы:
ДНС в основном эксплуатируются в инцидентах, когда на местах добычи много пластового питания не хватает для перемещения нефтегазового ресурса до места начального слива воды или завода обработки и погрузки нефти с газом. Зачастую ДНС эксплуатируют в очень далеких местах добычи.
Дожимная насосная станция — основная инженерная часть системной нефтегазодобычи в местах поиска и их дальнейшего перемещения.
Техника ДНС, прежде всего насосы, придает в трубопроводе нефти и газу вспомогательный толчок, вынужденный для их перемещения на курс высоконапорных путях сквозь системы сбора и подготовки.
Функция для которой создавалась дожимная станция обобщается двумя документациями. Техническая схема вместе с техническим регламентом. Данные документы обязательно должны утвердиться техническим начальником по добыванию и перемещении нефти с газом.
Отжимные насосные станции служат для разделения нефти и газа, декантации газа от перколяционной влаги, последующего перемещения нефти центростремительными насосами, а газа с давлением сепарации.
Сепаративный модуль включает серию видов октав сепарации с применением разнородного спецоборудования.
- Главные технические блоки ДНС:
- Резервуар буфера;
- Выкачивание и сбор утечек нефти;
- Насосный блок;
- Свеча сброса газа в случае аварии.
Блоки ДНС всегда унифицированы. В качестве резервуара для буфера эксплуатируются “Лежачие” сепараторы нефтегазового типа (НГС) объемом 50 м3 и больше. ДНС вмещает запасной гидробуферный отсек и насосный аппарат. С технического взгляда ДНС, резервуары буфера предуготовлены для:
- Ритмически равного поступления нефти к месту приема скачивающих насосов;
- Сепарирования газа с нефтью;
- Поддержание непрерывного подпора.
Для воссоздания адекватного зеркальной влаги, используют решеченные гермоперегородки диаметрального типа, которые ставятся в внутренней плоской буферной резервации. Газ в емкости буфера переводится в сектор газосбора. Насосное устройство включает в себе некоторое число насосов, вентиляционную систему, сбор утечек карболинеума, системы контроля подогрева и инженерных функций. В всех насосах имеется двигатель. Вторичные датчики вмонтированы во все системы контроля функций технологий. На случай сбоя систем, рассчитано несколько вариантов защит:
1. Отключение насосов при снижении или резком повышении давления в линии нагнетателя. Контроль над действиями происходит благодаря пневмоэлектроконтактным манометрам.
2. Быстрое запасное авто отключение при увеличении криотемпературы подшипников в насосах или электромоторах. Контроль – измерители криотемпературы.
3. Закрытие перфозадвижек при выбрасывании насосов в случае выключения.
4. Выключение вытяжки с помощью вентиляции при большой концентрации газа в помещении насоса.
Блок выкачки и сбора потерь сделан из емкости осушки, вмещающий насос HB 50/50 с электрическим двигателем. Главная функция блока – сбор утечек. Откачка происходит благодаря средствам существенных инженерных насосов. Ёмкостная высота стабилизируется байонетными датчиками. Управление системой происходит с помощью панели оператора непосредственно в шкафу управления.
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.
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 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:
- Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
- Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
- Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
- 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 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.
Принципиальная технологическая схема установки
Обратная связь
ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ
Сила воли ведет к действию, а позитивные действия формируют позитивное отношение
Как определить диапазон голоса – ваш вокал
Как цель узнает о ваших желаниях прежде, чем вы начнете действовать. Как компании прогнозируют привычки и манипулируют ими
Целительная привычка
Как самому избавиться от обидчивости
Противоречивые взгляды на качества, присущие мужчинам
Тренинг уверенности в себе
Вкуснейший “Салат из свеклы с чесноком”
Натюрморт и его изобразительные возможности
Применение, как принимать мумие? Мумие для волос, лица, при переломах, при кровотечении и т.д.
Как научиться брать на себя ответственность
Зачем нужны границы в отношениях с детьми?
Световозвращающие элементы на детской одежде
Как победить свой возраст? Восемь уникальных способов, которые помогут достичь долголетия
Как слышать голос Бога
Классификация ожирения по ИМТ (ВОЗ)
Глава 3. Завет мужчины с женщиной
Оси и плоскости тела человека – Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.
Отёска стен и прирубка косяков – Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.
Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) – В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.
Тема 3. принципиальныЕ технологическиЕ схемЫ подготовки скважинной
Продукции
Принципиальная технологическая схема
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 газа от нефти, 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 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат.
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.
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.
Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос оборудован электродвигателем.
Принципиальная схема дожимной насосной станции представлена на рис. 9.
Рис.9. 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.
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 технологическая схема установки
7487
Дожимная насосная станция предназначена для сбора, сепарации, обезвоживания, учета, транспортировки нефти
Дожимная насосная станция (ДНС) – технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.
Оборудование ДНС сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.
ДНС могут производить:
- перекачку водогазонефтяной эмульсии по нефтепроводу мультифазными насосами,
- проводить предварительную подготовку скважинной продукции – сепарацию (сброс) воды и попутного нефтяного газа (ПНГ) с закачкой в нефтепровод обезвоженной и дегазированной нефти,
- осуществлять закачку воды в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления.
ДНС перекачивает содержимое скважин нефтяных месторождений в виде газожидкостной смеси.
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.
В составе ДНС предусматриваются следующие технологические объекты:
- блок реагентного хозяйства,
- нефтяные и газовые сепараторы,
- отстойники,
- буферные и дренажные емкости,
- резервуары различного назначения,
- насосные станции для перекачки нефти и подтоварной воды.
Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ (групповые замерные установки) велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3—0,8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ (газоперерабатывающий завод), для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.
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 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 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.
Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.
К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН – блочная насосная; первое число – подача насоса по жидкости в м3/сут, второе – давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.
Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-1.4000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.
Параметры работы ДНС:
1) Объем откачанной на УПН(установка подготовки нефти) жидкости.
2) Объем поступившей на ДНС жидкости
3) Объем сборшенной в поглощение воды.
4) Давления на приме насосов, на выкиде.
5) Обводненность поступающей, откачанной на УПН жидкости.
6) Температуры рабочих агрегатов (насосов)
7) Загрузки насосов
Насосы:
ДНС оснащаются насосами ЦНС (центробежные насосы) различной производительности от ЦНС-60 до ЦНС-3000
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
Дожимные насосные 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
Дожимные насосные 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 утечек нефти.
- 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 схем автоматизированных 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 торцовым уплотнением, 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 резиновые уплотнители, 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.
Ноутбук материнская плата схема схем, ноутбук / схемы ноутбуков для ремонта.
Новые поступления:
| Способы оплаты: |
| Название | Модель | Описание принципиальной схемы, руководство по обслуживанию | Скачать | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Принципиальные схемы ЖК-телевизоров Philips 32PFL3605xx / 42PFL3605xx Шасси TPM4.1005E LA TPM ЖК-телевизоры | Philips 32PFL3605xx / 42PFL3605xxШасси TPM4.1E LA | В архиве приведены принципиальные схемы ЖК-телевизоров Philips 32PFL3605xx / 42PFL3605xx шасси TPM4.1E LA1) Интерфейс D-SUB. Память D-SUB EDID2) Разъемы LF ввода-вывода3) Разъемы LF ввода-вывода4) Разъемы S-video, HDMI3, PHONE и USB5) Усилитель наушников6) Тюнер7) Принципиальная схема усилителя наушников … | ||||
| Шасси телевизора 17MV18 | Шасси телевизора 17MV18 | В архиве приведена принципиальная схема шасси телевизора 17MV181) Блок-схема основной платы2) Графический контроллер и FLASH-память3) UOCIII-процессор.Тюнер4) ЖК-интерфейс LVDS5) регулятор напряжения6) УМЗЧ. Аналоговые выключатели. НЧ-вход7) Панель управления8) Тюнеры и декодер MPEG-2 (опция для … | ||||
| Схема шасси M28 на базе однопроцессорного процессора TMPA8821 TOSHIBA | Шасси процессора M28 TMPA8821 TOSHIBA | В архиве представляет собой принципиальную схему электрического шасси M28 на основе монокристаллического процессора фирмы TOSHIBA TMPA8821 с блоком питания на дискретных элементах 1) на процессор, тюнер, вход-выход НЧ-динамика 2) кадровой и строчковой развертки 3) блока питания4) ТВ-процессора УМЗЧ, пульт дистанционного управления, выход RGB видеоусилитель | ||||
| Принципиальная электрическая схема источника питания 17IPS02-1 ЖК-телевизоры RAINFORD VESTEL | ЖК-телевизоры RAINFORD и VESTEL | В архиве приведены принципиальные схемы 17IPS02-1 блока питания ЖК-телевизоров и ЖК-телевизоров. RAINFORD VESTEL1) Принципиальная схема основного источника питания2) Электрическая мощность цепи инвертора лампы подсветки ЖК-панель | ||||
| Принципиальная электрическая схема шасси ТВ KD-020 и TD-173 | Микроконтроллер семейства TOSHIBA TMRA 88hh | В архиве приведена принципиальная схема электрической схемы шасси ТВ KD-020 и TD-173 | ||||
| Принципиальная электрическая схема ТВ Rolsen 029R55T / 029R55TI2 / D29R55T / D29R55TI2 | Rolsen 029R55T / 029R55TI2 / D29R55T / D29R55TI2 | В архиве показана принципиальная электрическая схема телевизора Rolsen 029R55T / 029R55TI2 / D29R55T2 / | 15S20R 900T / D15 S 900R55T / D29 9005 S20 9003 S29R 9000R / B / C / D SAMSUNG | Шасси телевизора SAMSUNG S16A / B / C / D | В архиве приведена принципиальная схема телевизионного шасси S16A / B / C / D SAMSUNGChassis S16A1) с низким входом-выходом (SCART , S-VIDEO, JACK), UMZC3) UPS.Frame and line scan3) тюнер, радиоканал, микроконтроллер, EEPROM4) плата CRT, CRT, PIP модуль шасси S16B5) UMZCH. НЧ-вход (SCART + JACK) 6) UOC-microco … | |
| Принципиальная схема автомобиля ЖК-телевизор ELENBERG-TV 807 | ELENBERG-TV807 | В архиве приведена принципиальная схема автомобиля ЖК-телевизор ELENBERG-TV807 | ||||
| Схемы Телевизоры, изготовленные на чипах семейства M37160M8xxx и M6126x MITSUBISHI | Mitsubishi, микросхемы M37160M8xxx и M6126x | В архиве показана принципиальная схема микросхем M606 семейства M6 на M6x6 и M6126, изготовленных из микросхем MX6X6, которые установлены на чипсах Mxx6006. Компания MITSUBISHI1) Электроснабжение.Микроконтроллер. Тюнер. ЕСЛИ путь и видео процессор. Декодеры сигналов цветности. UMZCH. Мощность подсветки привода.2) Интерфейс ЖК-панели | ||||
| Схемы телевизионного шасси LC13E AA компании PHILIPS | Шасси LC13E AA PHILIPS | В архиве показана схема телевизионного шасси LC13E AA компании PHILIPS1) Расположение плат телевизионного шасси LC13E AA Компания PHILIPS и соединения между ними2) Блок-схема тюнера и ПЧ-цепи видео (Tuner-IF-Video) 3) Блок-схема с платой (Scaler Board) 4) Цепи питания узлов телевизионного шасси LC13E A… | ||||
| Принципиальная схема ЖК-телевизоров Panasonic TX-32LX60F / P, TX-26LX60F / P Шасси GLP21 | и Panasonic GLP21 | В архиве представлена принципиальная схема ЖК-телевизоров Panasonic TX-32LX60F / P, TX-26LX60F / P шасси GLP211) Проводной аналоговый мультиплексор. Распределение входов и выходов на контактах JK3001 и JK3002.2) Подробно Концепция Базовый блок с видеопроцессором IC1501.3) Подробно Концепция Базовый блок с управляющим процессором.4) Voltag… | ||||
| Принципиальная схема источника и инвертор питания ЖК-телевизор PHILIPS (шасси TPS1.0E LA) | PHILIPS шасси TPS1.0E LA | В архиве представлена принципиальная схема источника и инвертора Блок питания LCD TV PHILIPS (шасси TPS1.0E LA) 1) Электрическая схема подсветки инвертора в 15-дюймовой модели2) Электрическая схема подсветки инвертора в 19-дюймовой модели3) Электрическая схема питания инвертора подсветка в 20-дюймовом мод… | ||||
| Принципиальная схема платы масштабирования ЖК-телевизора PHILIPS (шасси TPS1.0E LA) | Шасси PHILIPS TPS1.0E LA | В архиве приведена принципиальная схема ЖК-телевизора PHILIPS шасси TPS1.0E LA1) Понижающие DC / DC-преобразователи2) Телевизионный процессор и графический контроллер3) Тюнер4) Входы RCA и S-VHS5) Вход ПК (D-SUB) 6) Вход SCART7) Вход DVI8) Флэш-память и SDRAM9) Разъемы интерфейса ЖК-панели ( 15, 19 и 20 дюймов) 10) Dig … | ||||
| Принципиальная схема ЖК-телевизоров Rolsen RL15T10 / RL20T10 и Roadstar TVL-151M / 201M | Rolsen RL15T10 / RL20T10Roadstar TVL-151M / 201M | Архив Схематическая схема ЖК телевизоров Rolsen RL15T10 / RL20T10 и Roadstar TVL-151M / 201M: 1) Структурная схема ТВ2) Концепция пищевых цепей3) Процессор управления (15.1 “ЖК-телевизор) (20,1” ЖК-телевизор) 4) АЦП с ФАПЧ (15,1 “ЖК-телевизор) (20,1” ЖК-телевизор) 5) Видеодекодер (15,1 “ЖК-телевизор) (20,1” ЖК-телевизор) … | ||||
| Принципиальная схема портативного ЖК-телевизора DESO TV809 (шасси JVV809726A00) | DESO TV809 | В архиве приведена принципиальная схема портативного ЖК-телевизора DESO TV809 (шасси JVV809726A00): 1. Блок питания подсветки ЖК-панели. Стабилизаторы 5, 3,3, 2,8 и 1,82. ТВ процессор3. Интерфейс ЖК-панели. Передняя панель4. Аудио переключатель.Усилитель мощности звука part5. Узлы электропитания6. Радиоканал7. Схематическое изображение … | ||||
| Схемы телевизоров фирмы GRUNDIG на шасси K1 | GRUNDIG: Lenaro 55 Flat MF 555501 Top / Lenaro 55 Flat MF 555501/8 Top / Xentia 55 MFS 554601/8 Top / RAINFORD TFS5540 / 5506 | В архиве показаны схемы телевизоров фирмы GRUNDIG на шасси K1: 1) Принципиальная схема блока питания2) Принципиальная схема выходного каскада по горизонтали3) Принципиальная схема главного шасси (кроме блоков питания и выходного каскада) 4) Принципиальная схема Схема кинескопа ЭЛТ Платы Платы | ||||
| Схемы ЖК-телевизоры LE23R51B, LE26R51B, LE32R51B, LE40R51B SAMSUNG | SAMSUNG LE23R51B / LE26R51B / LE32R51B / LE40R51B | Схема ЖК-телевизора, схема ЖК-телевизора LE26R51B, LE32R51B, LE40R51B от SAMSUNG: 1) Принципиальная схема режима ожидания 2) Принципиальная схема базового блока питания 3) Принципиальная схема подсветки инвертора 4) Осциллограммы на контуре рол точек 5) Принципиальная схема ту… | ||||
| Принципиальная схема ТВ СОКОЛ 37/51 / 54TS6254SP | СОКОЛ 37/51 / 54TS6254SP | В архиве представлена принципиальная схема ТВ “СОКОЛ 37/51 / 54TS6254SP” | ||||
| Принципиальная электрическая схема ЖК-телевизора JVC LT-23S2 | JVC LT-23S2 | В архиве представлена принципиальная электрическая схема ЖК-телевизора JVC LT-23S2: 1) Напряжение 12,5, 3,3, 2,5 и 1,82) Напряжение 3,3 В Вход VGA. ADC3) Интерфейсы ИК-порта и клавиатуры4) Интерфейсы низкого входа-выхода и тюнера5) Переключатель сигнала LF-входа.Контроллер телетекста 6) Видеодекодер 7) Контроллер деинтерлейсинга. Память SDRAM … | ||||
| Принципиальная электрическая схема ЖК-телевизоров Samsung LW32A23W / LW40A23W | Samsung LW32A23W LW40A23W | В архиве представлена схема следующих устройств: 1) Основные электрические цепи. Тюнеры, интерфейс DVI, стабилизаторы2) принципиальная схема. Видео VPC3230 и DPTV-3D3) Схема осциллограмм сигналов на контрольных точках 4) Принципиальная схема. Контроллер ЖК панели RRMM |
В этом руководстве мы узнаем, как работает таймер 555, один из самых популярных и широко используемых интегральных схем всех времен. Вы можете посмотреть следующее видео или прочитать письменное руководство ниже.
Обзор
Таймер 555, разработанный Хансом Камензиндом в 1971 году, можно найти во многих электронных устройствах, от игрушек и кухонных приборов до даже космических кораблей. Это высокостабильная интегральная схема, которая может производить точные временные задержки и колебания.Таймер 555 имеет три режима работы: бистабильный, моностабильный и нестабильный режим.
Давайте подробнее рассмотрим, что находится внутри таймера 555, и объясним, как он работает в каждом из трех режимов. Вот внутренняя схема таймера 555, который состоит из 25 транзисторов, 2 диодов и 15 резисторов.
Представленный блок-схемой, он состоит из 2-х компараторов, триггера, делителя напряжения, разрядного транзистора и выходного каскада.
Делитель напряжения состоит из трех идентичных резисторов по 5 кОм, которые создают два опорных напряжения при 1/3 и 2/3 от подаваемого напряжения, которое может находиться в диапазоне от 5 до 15 В.
Далее идут два компаратора. Компаратор – это элемент схемы, который сравнивает два аналоговых входных напряжения на его положительной (неинвертирующей) и отрицательной (инвертирующей) входной клемме. Если входное напряжение на положительной клемме выше, чем входное напряжение на отрицательной клемме, компаратор выведет 1. И наоборот, если напряжение на отрицательной входной клемме выше, чем напряжение на положительной клемме, компаратор выведет 0 .
Первый входной терминал компаратора отрицательна подключен к 2/3 опорного напряжения на делитель напряжения и внешнего «управления» штырь, в то время как положительный вход терминала к внешнему «Threshold» штырь.
С другой стороны, второй вход компаратора отрицательна соединен с контактом «триггера», в то время как положительный входной терминал к 1/3 опорного напряжения на делитель напряжения.
Таким образом, используя три контакта, Trigger, Threshold и Control, мы можем управлять выходом двух компараторов, которые затем подаются на входы R и S триггера. Триггер будет выводить 1, когда R равно 0, а S равно 1, и наоборот, он будет выводить 0, когда R равно 1, а S равно 0. Кроме того, триггер можно сбросить через внешний вывод, называемый «Сброс», который может переопределить два входа, таким образом сбросить весь таймер в любое время.
Выход Q-bar триггера поступает на выходной каскад или в драйверы выходов, которые могут подавать или подавать ток 200 мА на нагрузку. Выход триггера также подключен к транзистору, который соединяет вывод «Разряд» с землей.
Теперь давайте рассмотрим пример таймера 555, работающего в бистабильном режиме. Для этого нам понадобятся два внешних резистора и две кнопки.
Контакты триггера и сброса микросхемы подключены к VCC через два резистора, и поэтому они всегда имеют высокий уровень.Две кнопки подключены между этими контактами и землей, поэтому, если мы удерживаем их нажатыми, состояние входа будет низким.
Первоначально выходы двух компараторов равны 0, поэтому выход триггера, а также выход таймера 555 равны 0.
Если нажать кнопку триггера, состояние на входе триггера станет низким , таким образом, компаратор будет выводить High, и это приведет к тому, что выход Q-bar с переворотом станет низким. Выходной каскад инвертирует это, и конечный выход таймера 555 будет высоким.
Выход будет оставаться высоким, даже если кнопка триггера не нажата, потому что в этом случае триггерные входы R и S будут равны 0, что означает, что триггер не изменит предыдущего состояния. Чтобы сделать низкий выходной сигнал, нам нужно нажать кнопку сброса, которая сбрасывает триггер и всю микросхему.
Далее, давайте посмотрим, как работает таймер 555 в моностабильном режиме. Вот пример схемы.
Вход триггера поддерживается на высоком уровне путем подключения его к VCC через резистор.Это означает, что компаратор триггера будет выводить 0 на вход S триггера. С другой стороны, вывод Threshold является низким, и это также делает компаратор Threshold равным 0. Пороговый вывод на самом деле низкий, потому что выходной сигнал Q-bar триггера высокий, что поддерживает разрядный транзистор активным, поэтому напряжение, поступающее от источника, будет заземляться через этот транзистор.
Чтобы изменить состояние выхода таймера 555 на Высокий, нам нужно нажать кнопку на пусковом штыре.Это заземлит контакт триггера, или состояние входа будет 0, таким образом, компаратор выведет 1 на вход S триггера. Это приведет к тому, что выход Q-bar станет низким, а выход 555 Timer высоким. В то же время мы можем заметить, что разрядный транзистор отключен, поэтому теперь конденсатор C1 начнет заряжаться через резистор R1.
Таймер 555 будет оставаться в этом состоянии, пока напряжение на конденсаторе не достигнет 2/3 от подаваемого напряжения.В этом случае пороговое входное напряжение будет выше, и компаратор выведет 1 на вход R триггера. Это приведет схему в исходное состояние. Выход Q-bar станет Высоким, что активирует разрядный транзистор, а также снова сделает выход IC Низким.
Таким образом, мы можем заметить, что количество времени на выходе таймера 555 является высоким, зависит от того, сколько времени требуется конденсатору для зарядки до 2/3 подаваемого напряжения, и это зависит от значений обоих конденсатор С1 и резистор R1.На самом деле мы можем рассчитать это время по следующей формуле: T = 1.1 * C1 * R1.
Далее, давайте посмотрим, как работает таймер 555 в нестабильном режиме. В этом режиме микросхема становится осциллятором или также называется свободно работающим мультивибратором. Он не имеет стабильного состояния и постоянно переключается между Высоким и Низким без применения какого-либо внешнего триггера. Вот пример схемы таймера 555, работающего в нестабильном режиме.
Нам нужны только два резистора и конденсатор.Триггерные и пороговые контакты соединены друг с другом, поэтому нет необходимости во внешнем триггерном импульсе. Первоначально источник напряжения начнет заряжать конденсатор через резисторы R1 и R2. Во время зарядки триггерный компаратор выдаст 1, потому что входное напряжение на выводе триггера все еще ниже 1/3 от подаваемого напряжения. Это означает, что выход Q-bar равен 0, а разрядный транзистор закрыт. В это время выходной сигнал таймера 555 высокий.
Как только напряжение на конденсаторе достигнет 1/3 от подаваемого напряжения, компаратор триггера выдаст 0, но в этот момент ничего не изменится, так как оба входа R и S триггера равны 0 ,Таким образом, напряжение на конденсаторе будет продолжать расти, и как только оно достигнет 2/3 от подаваемого напряжения, пороговый компаратор выведет 1 на вход R триггера. Это активирует разрядный транзистор, и теперь конденсатор начнет разряжаться через резистор R2 и разрядный транзистор. В этот момент выходной сигнал таймера 555 низкий.
При разряде напряжение на конденсаторе начинает снижаться, и компаратор Threshold сразу начинает выводить 0, что фактически не делает никаких изменений, поскольку теперь оба входа R и S триггера равны 0 ,Но как только напряжение на конденсаторе упадет до 1/3 от подаваемого напряжения, компаратор триггера выдаст 1. Это отключит разрядный транзистор, и конденсатор начнет заряжаться снова. Таким образом, процессы зарядки и разрядки от 2/3 до 1/3 подаваемого напряжения будут продолжаться сами по себе, создавая прямоугольную волну на выходе таймера 555.
Мы можем рассчитать время, когда выходной сигнал будет высоким и низким, используя показанные формулы. Высокое время зависит от сопротивления обоих R1 и R2, а также от емкости конденсатора.С другой стороны, время Low зависит только от сопротивления R2 и емкости конденсатора. Если мы суммируем времена High и Low, мы получим Период одного цикла. С другой стороны, частота – это то, сколько раз это происходит за одну секунду, поэтому один за период будет использовать частоту прямоугольной волны.
Если мы сделаем некоторые изменения в этой схеме, например, заменим резистор R2 переменным резистором или пототенциометром, мы сможем мгновенно контролировать частоту и рабочие циклы прямоугольной волны.Тем не менее, подробнее об этом в моем следующем видео, где мы сделаем ШИМ-контроллер скорости двигателя постоянного тока с использованием таймера 555.
Я надеюсь, вам понравился этот урок и вы узнали что-то новое. Не стесняйтесь задавать любые вопросы в разделе комментариев ниже.
.Больше новостей
