Принципиальная схема днс: Принципиальные схемы сбора скважинной продукции на нефтяных месторождениях

Содержание

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

Общие положения

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

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

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

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

Основные показатели назначения работы станции УПСВ

Качество подготовки продукции на выходе

Состав оборудования

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

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

Описание работы (см. технологическую схему)

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

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

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

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

Отделенная нефть поступает на выход с УПСВ на УПН.

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

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

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

После учета потоков газа и газового конденсата происходит объединение их в один трубопровод.

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

Вода из НГСВ поступает в напорный отстойник воды, в котором происходит окончательное отделение воды от нефти. Нефть скапливается в верхней части аппарата и поступает из НГСВ в трубопровод выхода газа.

Уровень нефти в верхней части ОВ поддерживается регулятором уровня. Отделенная пластовая вода из ОВ через узел фильтрации поступает на узел учета воды и далее подается на выход установки. При необходимости полного опорожнения аппаратов предусмотрен сброс жидкости в закрытую дренажную систему площадки УПСВ.

Принципиальная технологическая схема установки предварительного сброса воды

Электротехническая часть

Энергоснабжение УПСВ осуществляется от внешнего источника.

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

Автоматизация технологического процесса

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

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

Описание конструкции блоков

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

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

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

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

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

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

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

ГОСТ 17. 2.3.02-78 «Охрана природы. Атмосфера. Правила установки допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями».

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

Сепарационная установка

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

Общий вид

Характеристики

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ДНС – это аббревиатура дожимной насосной станции. Дожимная насосная станция представляет из себя технологическую часть всей системы сбора газа и нефти на месторождениях и их транспортировки.

Главным оборудованием любой дожимной насосной станции являются насосы, которые придают газу и нефти дополнительный напор. Именно благодаря этому напору возможна транспортировка газа и нефти по направлению к высоконапорным участкам через системы подготовки и сбора.

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

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

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

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

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

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

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

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

Дожимная насосная станция

Дожимные насосные станции (ДНС) Рис.1. применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

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

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

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

· сепарации нефти от газа;

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

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

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

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

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

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

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

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3 , оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Общий вид

Характеристики

Состав оборудования

В состав УППСВ входят:

БР – блок подачи реагента-деэмульгатора;

Р-1 – расширитель нефтегазовый;

СМ – смеситель;

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

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

БКНС – блочная кустовая насосная станция;

ЕД – дренажная емкость.

БУ- блок контроля и управления

Разработка, изготовление и поставка блочной

автоматизированной установки путевого предварительного сброса воды УППСВ выполняется

с максимальной заводской готовностью в течение 4-5 месяцев.

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

Обозначение

Пример записи при заказе:

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

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

1,6 – расчетное давление, МПа;

У1 – климатическое исполнение по ГОСТ 15150;

Т – трубное исполнение;

Е – емкостное исполнение.

Технические данные

Технические характеристики

Производительность (расчетная), м3 /сут
По жидкости
По нефти
По газу, млн.нмз /сут
Расчетное давление, не более, МПа

На входе
На выходе

Нефтепродуктов
Механических примесей
Температура окружающей среды, ºС	от -60 до +50

Рис. 1- Принципиальная технологическая схема УППСВ в емкостном варианте

Рис.2 Принципиальная технологическая схема УППСВ в трубном варианте.

Параметры и состав основного технологического оборудования УППСВ

Обозначение	Производительность по жидкости, м3/сут	Емкостной вариант объем и кол-во,	Трубный вариант диаметр, длина и число трубных секций,	Расчетное давление, МПа

			1,4 х 12,5 х 2



УППСВ-10000

ПРИМЕР КОМПАНОВКИ ПЛОЩАДКИ УПСВ

2. Буферная емкость нефти

3.Буферная емкость воды

4.Факельное хозяйство

5.Насосная воды

6.Насосная нефти

7.Операторная

8.Емкость дренажная

9.Блок подачи реагентов

10.Блок дозирования деэмульгатора

Технологическая схема днс принцип действия. Описание технологического процесса упсв. Принципиальная технологическая схема

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.

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.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

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

· сепарации нефти от газа;

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

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

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3 , оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в 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.

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:

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

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

Рис.4.1. Дожимная насосная станция (ДНС)

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.

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

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).

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.

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 .

Подняли из скважины на поверхность, она попадает в систему сбора и подготовки продукции. Вся эта система представляет собой довольно сложный комплекс нефтепромыслового оборудования, состоящий из трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, замерных установок, сепараторов, резервуаров. Формируется система сбора и подготовки нефти в соответствии с Проектом обустройства месторождения, который разрабатывается специализированной проектной организацией (проектным институтом).

Продукция нефтяных скважин практически никогда не состоит из чистой нефти. Как правило, она представляет собой смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ. Поэтому важнейшей задачей системы сбора и подготовки нефти является сепарация, то есть разделение нефти, газа и воды друг от друга.

Рисунок 1. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти

Сепарация, как правило, происходит в несколько стадий. На каждой стадии могут использоваться различные типы сепараторов. По принципу действия сепараторы делятся на центробежные и гравитационные, по конструкции – на горизонтальные, вертикальные, сферические. Для более эффективного отделения воды от нефти и предупреждения образования трудноразрушаемой эмульсии в продукцию скважин добавляют различные реагенты-деэмульгаторы. Также на определенных стадиях производят нагрев нефти для ускорения процессов разделения воды от нефти.

Трубопроводы, применяемые на нефтепромыслах обычно подразделяются на:

Нефтепроводы;
Газопроводы;
Нефтегазопроводы;
Водопроводы (водоводы).

Трубопроводы, ведущие от устья скважин до групповых замерных установок, называют выкидными линиями . А от групповых установок к сборным пунктам – коллекторами .

На первой стадии сбора и подготовки скважинная жидкость по выкидной линии попадает на групповую замерную установку (ГЗУ) , где определяется количество добываемой из скважин жидкости и производится частичное отделение попутного газа и воды от нефти. Далее нефть посредством дожимной насосной станции (ДНС) через сборные коллекторы направляется на центральный пункт сбора (ЦПС) .

«Пункт сбора» – понятие довольно приблизительное. Это может быть что угодно: от очень простой станции сбора до сложного центра комплексной подготовки, где добытые флюиды проходят подготовку и разделяются на газ, газоконденсатные жидкости, воду и стабилизированную нефть.

Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но иногда целесообразно один ЦПС использовать для нескольких месторождений с размещением его на более крупном из них. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где жидкость, добытая из скважин, проходит частичную сепарацию и обработку.

Основное назначение дожимной насосной станции – обеспечить дополнительный напор для перекачки нефти на ЦПС с отдаленных месторождений. Часто ДНС объединяют с установкой предварительного сброса воды (УПСВ) , на которой производится частичная сепарация нефти, газа, воды и дальнейшая перекачка их раздельными трубопроводами.

Окончательная подготовка нефти проводится на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), являющейся составной частью понятия ЦПС. Процесс окончательной подготовки нефти включает:

Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)
Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)
Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)
Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод. Замер объема сдаваемой на транспортировку нефти производится на Узле учета, оборудованном в соответствии с техническими условиями (ТУ) АК «Транснефть».

Общие положения.

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

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

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

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

Сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

Обезвоживание продукции;

Обессоливание;

Стабилизация нефти.

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

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

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

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

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

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

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

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

2. Порядок допуска к самостоятельной работе оператором ООУ.

К самостоятельной работе в качестве оператора обезвоживающих и обессоливающих установок (ООУ) допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и годные по состоянию здоровья, имеющие соответствующее профессиональное образование и соответствующее квалификационное удостоверение, прошедшие инструктаж по безопасному ведению работ, стажировку и проверку знаний. Срок стажировки устанавливается предприятием, но не может быть менее двух недель.

Каждый поступающий на предприятие оператор ООУ, не зависимо от квалификации и стажа работы по данной профессии, должен пройти вводный инструктаж. После вводного инструктажа руководителем работ (мастером) должен быть проведен первичный инструктаж на рабочем месте.

Не реже одного раза в 6 месяцев оператор ООУ должен проходить повторный инструктаж на рабочем месте и не реже 1 раза в год проверку знаний по технике безопасности, электробезопасности и зачеты по пожарно-техническому минимуму.

Внеплановый инструктаж должен проводиться:

§ при изменении технологического процесса, замене и модернизации оборудования, приспособлений и инструментов, сырья, материалов и других факторов, в результате которых изменяются условия труда;

§ когда на предприятии, в цехе, на участке, в бригаде произошел несчастный случай или авария;

§ при перерывах в работе более чем на 30 календарных дней;

§ в случае, когда выявленные нарушения рабочими требований правил безопасности и инструкций могли привести к травме или аварии;

§ при необходимости доведения до рабочих дополнительных требований, вызванных введением в действие новых правил или инструкций по безопасному ведению работ, стандартов ССБТ;

§ по приказу или распоряжению руководства предприятий, указанию вышестоящих органов и представителей органов государственного надзора и в других подобных случаях.

Также проводится целевой инструктаж перед выполнением разовых работ, не входящих в круг постоянных (прямых) обязанностей по профессии.

Оператор ООУ, прибывший на объект для работы, должен быть ознакомлен с правилами внутреннего трудового распорядка, характерными опасностями и их признаками.

Режим работы оператора определяется приказом (распоряжением) по предприятию:

1 смена – с 08.00 до 20.00 час,

2 смена – с 20.00 до 08.00 час, с перерывом на обед продолжительностью 1 час в течение рабочей смены.

Дополнительные перерывы для обогрева работающих, приостановка работы на объектах осуществляются в зависимости от предельных значений температуры наружного воздуха и скорости ветра в данном климатическом районе, установленных для субъекта Российской Федерации.

Оператор ООУ должен работать только в выдаваемых ему предприятием спецодежде, спецобуви, средствах индивидуальной защиты. Их выдача производится в соответствии с утвержденными нормами, разработанными на предприятии, на основании «Типовых отраслевых норм бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты».

Оператор должен соблюдать правила пожарной безопасности, уметь пользоваться средствами пожаротушения, знать места их нахождения.

Использование первичных средств пожаротушения не по назначению запрещается.

Курить на взрывопожароопасных объектах разрешается только в специально отведенных (согласованных с пожарной охраной) и оборудованных местах, обозначенных табличкой «Курить здесь».

Запрещается пользоваться открытым огнем для прогревания трубопроводов, задвижек, кранов и т. д., для этих целей рекомендуется пользоваться горячей водой, паром.

При травмировании или несчастном случае очевидец (при возможности, и сам пострадавший) должен немедленно сообщить об этом руководителю работ (мастеру, нач. цеха), принять меры к сохранению обстановки (если это не угрожает жизни и здоровью окружающих и не приведет к аварии). Оператор обязан знать и уметь практически применять приемы и способы оказания первой (доврачебной) помощи пострадавшим, иметь на рабочем месте укомплектованную медицинскую аптечку.

Работник обязан знать номера телефонов и другие средства экстренной связи, уметь ими пользоваться и немедленно осуществлять вызов: пожарной охраны – при возникновении загорания или возможности его возникновения вследствие выхода (выброса) горючих паров, газов и жидкостей; скорой помощи – при ожогах, травмах, отравлениях и т. д.

До прибытия соответствующих служб работники должны срочно принять меры по ликвидации загорания или аварии и оказать помощь пострадавшему.

Оператор ООУ при выполнении работ должен соблюдать правила личной гигиены, содержать в чистоте специальную одежду и средства индивидуальной защиты. Мыть руки, детали оборудования и стирать спецодежду в легковоспламеняющихся жидкостях и химреагентах запрещается. Спецодежда должна стираться в комплексном пункте химчистки и стирки. По мере загрязнения, но не реже, чем один раз в 90 дней, сдавать рабочую загрязненную спецодежду лицам, ответственным за ее сбор. На время чистки загрязненной спецодежды должен выдаваться другой комплект соответствующего наименования и размерности из обменного фонда.

Операторы ООУ должны ежегодно проходить медицинскую комиссию.

Запрещается проезд на работу и обратно на личном автотранспорте без наличия соответствующего договора или распоряжения работодателя о его использовании в производственных целях.

Перевозка людей осуществляется вахтовым автотранспортом к месту работы и обратно.

Порядок предоставления транспорта для перевозки людей между предприятием и заказчиком должен осуществляться на основе заявок и договоров между ними.

За невыполнение требований настоящей инструкции оператор ООУ несет ответственность в установленном порядке.

УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ.

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

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

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

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

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

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

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

Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.

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

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

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

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

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

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

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

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

· датчиками температуры подшипников;

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

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

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

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

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

НГС Нефтегазосепаратор

ГС Газовый сепаратор

ГСВ Газовый сепаратор вертикального типа

РВС Резервуар вертикальный стальной

УСТН Установка сепарационная трубная наклонная

РК Расширительная камера

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

Характеристика реагентов

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

Алексей Филиппов | Принципиальная схема подготовки нефти на месторождении

Опубликовано: 31.03.2012

На каждом нефтяном месторождении нефть, поступающая со скважин, проходит предварительную подготовку на дожимных насосных станциях (ДНС), либо установках подготовки нефти (УПН). Далее она транспортируется в центральный пункт подготовки нефти (ЦППН). Дело в том, что в нефти содержится попутный нефтяной газ (ПНГ) и вода, которые необходимо извлечь с целью повышения её товарного качества. На данный момент попутный нефтяной газ извлекается из нефти путём её сепарации в один или несколько этапов (ступеней). Количество ступеней сепарации зависит от физико-химических свойств нефти, а именно от её газосодержания (Гс). Из своей практики могу сказать, что в большинстве случаев на ДНС нефть подготавливается в две ступени сепарации. Да, встречались объекты, имеющие всего одну ступень сепарации, либо, ещё реже — три ступени. Однако, как я говорил, в большинстве случаев на ДНС нефть разгазируется в две ступени. Давление на сепараторе 1 ступени (P_1ст) всегда больше, чем на сепараторах 2 и последующих ступеней (P_Nст). К примеру, могут быть такие показатели: P_1ст = 4 кгс/см², P_2ст = 0,1 кгс/см². Показатели давления зависят от многих факторов, которые учитываются при разработке месторождения и вносятся в Технологическую схему. Количество сепараторов зависит от объёма добываемой нефти.

Пластовая нефть со скважин поступает на ДНС при определённом давлении, которое уменьшается в процессе её подготовки (разгазирования и сброса воды). После подготовки на ДНС нефть «дожимается» насосами и под давлением транспортируется на ЦППН. На ЦППН приходит нефть с разных ДНС, фактически образуя смесь нефтей, которую также необходимо подготовить (разгазировать и удалить воду), только уже более тщательно — до товарной кондиции.

В большинстве случаев на объектах подготовки нефти присутствуют подогреватели пластовой жидкости (далее — печи). Печи подогревают нефть, в результате чего улучшаются её транспортные свойства (она становится менее вязкой) и из неё выделяется больше газа. Температура подогрева нефти в печах обычно составляет 40÷60 ⁰С (в зависимости от свойств пластовой жидкости). Кстати, бывают месторождения, где температура пластовой нефти может достигать свыше 100 ⁰С. На моей практике было одно такое месторождение, где температура пластовой жидкости составляла 120 ⁰С! При этом, нефть этого месторождения содержала большое количество парафинов — веществ, затрудняющих транспортировку нефти по трубопроводам. В большинстве случаев печи в виде топлива используют попутный нефтяной газ (существуют также и те, которые на нефти работают, но я таких не встречал). Часть газа, выделяющегося из сепаратора нефти 1 ступени, направляется на печь. А печь, в свою очередь, подогревает нефть, выходящую из сепаратора 1 ступени. Далее подогретая нефть направляется в сепаратор 2 ступени, где также происходит её разгазирование. Количество печей зависит от объёма добываемой нефти.

Для полноценной работы каждого объекта добычи нефти необходима электроэнергия. Электроэнергия поставляется либо из вне, либо вырабатывается на самом объекте. Для выработки электроэнергии на месторождении используются электростанции различных типов (в зависимости от мощности и вида топлива). Это бывают газопоршневые (ГПЭС), газотурбинные (ГТЭС) и дизельгенераторные (ДГУ) электростанции. ГПЭС и ГТЭС работают на подготовленном попутном нефтяном газе 1 ступени сепарации. ДГУ работает на дизельном топливе — солярке. Выбор типа электростанции зависит от необходимой мощности электроэнергии. Кстати, ГТЭС достаточно мощный тип электростанций и может обеспечивать электроэнергией несколько объектов добычи нефти. ГПЭС менее мощный тип электростанций, но также как и ГТЭС может дополнительно вырабатывать и тепловую энергию. Что касается ДГУ, то этот тип электростанций используется на малых удалённых месторождениях, где строительство больших электростанций не целесообразно. Комплекс из нескольких ДГУ вполне обеспечивает электроэнергией небольшое месторождение.

Для обеспечения персонала теплом на объектах подготовки нефти обычно имеется котельная. В котельной установлено несколько котлов (например, 2 в работе и 1 резервный). В качестве топлива котлы используют попутный нефтяной газ 1 ступени. Потребление газа котельной зависит от температуры окружающей среды, а летом котельная вообще не используется. Кстати, на некоторых месторождениях используются полностью автоматизированные системы котлов, т.е. нет необходимости в котельщике — расход газа на котёл автоматически регулируется в соответствии с температурой окружающей среды.

Ну и обязательный атрибут любого объекта подготовки нефти — факельные линии (факела). Факел — это технологический объект, предназначенный для сжигания аварийных выбросов газа. Однако, ввиду того, что выделяющийся из нефти попутный газ не полностью расходуется на собственные нужды (печи, котельные, электростанции), и если нет возможности поставить его на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), излишки его сжигаются в факелах. Причём количество сжигаемого газа на факелах в некоторых случаях весьма существенное. На некоторых месторождениях доля неиспользуемого газа составляет 50÷70 %, а иногда и больше (удалённые месторождения). Объём сжигаемого газа зависит от газового фактора (Гф), т.е. количества выделяющегося газа из нефти. Ценный продукт сгорает в огромных объёмах просто потому, что иногда нет возможности его транспортировать для переработки. Об этом я рассказывал в статье «Использование попутного нефтяного газа». Что касается факелов, то они бывают двух типов: факел высокого давления и факел низкого давления. На факел высокого давления сбрасываются излишки газа 1 ступени. На факеле низкого давления сгорает газ 2 и последующих ступеней. Иногда (в очень редких случаях) может быть только один факел, куда сбрасывается смесь газов разных ступеней, но это скорее исключение, т.к. газ разных ступеней имеет разное давление и проблематично их объединять в один коллектор. Давление газа в факельной трубе высокого давления, к примеру, составляет 0,8 кгс/см², а на факеле низкого давления — 0,08 кгс/см². Примечательно, что попутный нефтяной газ 1 ступени всегда менее плотный, чем газ 2 и последующих ступеней. Например, плотность газа 1 ступени может составлять 900 г/м³, а плотность газа 2 ступени — 1800 г/м³. Это связано с тем, что при сепарации нефти на 1 ступени из неё «быстрее» выделяются лёгкие компоненты газа, и только после подогрева нефти и её сепарации на 2 ступени происходит выделение более тяжёлых компонентов газа.

Резюмируя вышесказанное, хочу привести принципиальную схему подготовки нефти на месторождении (ДНС, УПН). Ведь информация, представленная в графическом виде, как известно, лучше воспринимается.

Возможно, схема представлена в сильно упрощённом варианте (без газосепараторов и установок предварительного сброса воды), однако моя цель была показать именно принцип работы подобных объектов. Схему подготовки нефти я составлял опираясь на личный опыт, т.е. изобразил именно то, что видел на большинстве месторождений. Если у вас возникли некоторые вопросы, я с удовольствием на них отвечу.

“Проектирование узла сепарации установки предварительного сброса воды”

Страницы: 1 2

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут!Без посредников!

Содержание

Введение.
1 Литературный обзор.
1.1 Принципы сбора и подготовки скважинной продукции.
1.2 Принципиальная технологическая схема УПСВ.
1.3 Назначение узла сепарации УПСВ.
1.4 Характеристика оборудования установок ДНС, УПСВ и УПН.
2 Технологическая часть.
2.1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ.
2.2 Материальный баланс первой ступени сепарации.
2.3 Материальный баланс блока сбора воды.
2.4 Материальный баланс второй ступени сепарации.
2.5 Общий материальный баланс установки.
3 Техническая часть.
3.1 Обоснование выбора оборудования.
4 Автоматизация производства.
4. 1 Основные технические решения по автоматизации.
4.2 Описание схемы автоматизации.
5 Безопасность и экологичность технических решений.
5.1 Защита от опасных и вредных факторов производства.
5.2 Требования по охране труда при работе.
5.3 Пожарная безопасность.
5.3 Действия при ЧС.
5.4 Выводы.
6 Технико-экономическое обоснование проекта.
Заключение.
Список использованных источников.

Введение

Добыча нефти и нефтяного газа – это совокупность технологических процессов, осуществляемых на НГДП с целью получения этих продуктов в заданном количестве и определенного качества.

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных её составляющих (нефть и газ), завершающимся получением товарной продукции. Унифицированные технологические схемы предусматривают различные сочетания процессов герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды для обеспечения требуемого качества продукции при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах.

Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ) является одной из основных технологических установок, входящих в состав системы сбора и подготовки

Целью дипломного проекта являетсятеоретическое рассмотрение и расчет материального баланса ДНС с УПСВ в соответствии с данными варианта на проектирование.

В рамках поставленной цели можно выделить такие задачи, как:

рассмотреть основные принципы и технологических процессов сбора и подготовки скважинной продукции;
изучить технологическую схему ДНС с УПСВ;
провести материальные расчеты оборудования в соответствии с заданием на проектирование.
сделать выводы по проекту.

1 Литературный обзор

1.1 Принципы сбора и подготовки скважинной продукции

При извлечении нефти из недр происходит изменение давления и температуры, в результате чего продукция скважин из однофазного состояния переходит в двухфазное, т. е. разгазированную нефть и нефтяной газ; жидкая фаза начнет состоять из нефти и пластовой воды, в этом случае поток, движущийся по сборным трубопроводам, называют трехфазным; для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды применяют специальные технологические установки.

Технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от H₂S и CO₂) нефтяного газа, а также очистка сточной воды от капелек нефти, механических примесей, железа, H₂S , двуокиси углерода CO₂ и кислорода [4, c.12].

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Подготовка нефти и газа это технологические процессы, осуществляемые с целью приведения их качества в соответствие с требованиями. При этом выполняются следующие операции:

Измерение количества нефти, газа и воды, поступающих из каждой скважины;
Транспортирование нефти, газа и воды от скважины к сборным пунктам, при необходимости с применением насосов на ДНС;
Сепарация нефтяного газа от нефти и транспорт газа до потребителя;
Отделение от нефти пластовой воды;
Деэмульгация (обезвоживание и обессоливание) нефти;
Стабилизация нефти;
Очистка и осушка нефтяного газа;
Очистка и ингибирование пластовой воды;
Подогрев продукции скважин [2, c.32].

Рис.1.1. Элементы системы сбора нефти

Требования к системам сбора и подготовки

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

2)Обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды по каждой скважине на всем пути движения, так же на старых месторождениях;

3)Доведение нефти, газа и воды на технологических установках до норм товарных продукциях, при этом осуществляют автоматизированный учет товарной продукции и передачи ее товарно-транспортным организациям;

4)Обеспечить высокие экономические показатели по капитальным затратам, низкой металлоемкости и низкими эксплуатационными затратами;

5)Возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончательного строительства всего комплекса учреждений;

6)Надежность эксплуатации технологических установок и возможности полной автоматизации;

7)Изготовление основных узлов индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией автономных установок;

8)Эффективное использование рельефа местности;

9)Охрана недр [1, 4].

1.2 Принципиальная технологическая схема УПСВ

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 установки подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

буферной емкости;
сбора и откачки утечек нефти;
насосного блока;
свечи аварийного сброса газа.

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.2 [5, c.8].

Рис.

1.2. Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС)

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

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

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1)первую ступень сепарации нефти;

2)предварительный сброс воды;

3)нагрев продукции скважин;

4)транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5)бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6)транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

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

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

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ [2, 5].

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

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

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

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

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти [5, c.9].

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

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

На УПСВ (рис. 1.4) осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002 [2, 5].

Рис. 1.4. Принципиальная схема установки 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

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 [5].

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.5.

Рис. 1.5. Принципиальная схема установки 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

1.3 Назначение узла сепарации УПСВ

Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния, а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два — нефтяной (водонефтяной) и газовый.

Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем. Например:

I ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные.
На месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.

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

1.4 Характеристика оборудования установок ДНС, УПСВ и УПН

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

В настоящее время разработаны типовые УПСВ как емкостного исполнения с применением модернизированных аппаратов (трехфазных сепараторов и отстойников с секционными насадками), так и трубного исполнения с применением концевых делителей фаз трубных автоматизированных (КДФТ-А).

Общим для этих вариантов является использование ряда технологических приемов для придания технологии и оборудованию максимальной универсальности при изменении нагрузок, газоводосодержания, свойств эмульсии и других характеристик входящего потока. На схемах и в таблицах показаны технические характеристики и базовые наборы оборудования для УПСВ в емкостном и трубном исполнениях.

УПСВ в общем случае могут включать:

концевые делители фаз трубные автоматизированные КДФТ-А;
сепараторы нефтегазовые со сбросом воды модернизированные автоматизированные НГСВМ-А;
сепараторы нефтегазовые модернизированные автоматизированные НГСМ-А;
отстойники воды трубные ОВТ;
отстойники воды модернизированные ОВМ;
устройство предварительного отбора газа УПОГ;
газосепараторы центробежные ГСЦ;
газосепараторы модернизированные ГСМ;
газосепараторы сетчатые ГС;
блок входного манифольда БВМ;
факельные установки ФУ и ФСУ;
трубные газовые расширители ТГР;
насосные станции перекачки нефти НН;
насосные станции перекачки воды НВ;
блоки узлов учета нефти БУУН;
блоки узлов учета газа БУУГ, блоки измерительно-регулирующие БИР;
расширители нефтегазовые Р;
смесители СМ;
коллекторы-успокоители потока КУП;
блоки дозирования реагента БДР;
печи нагрева;
теплообменное оборудование;
емкости дренажные;
комплекты трубной обвязки, запорно-регулирующей арматуры;
- комплект системы автоматизации.

Сооружения технологического комплекса ЦПС и УПН должны проектироваться из расчета непрерывного круглосуточного ритма работы оборудования в течение 350 суток (8400 часов). Мощность (производительность) ЦПС (УПН) определяется по товарной нефти.

Нормы резервирования насосно-компрессорного оборудования, обеспечивающие непрерывность технологических процессов подготовки нефти и газа, должны приниматься из расчета [4, 6]:

а)для компрессорных станций – один резервный компрессор при числе рабочих компрессоров от одного до пяти и два резервных компрессора при числе рабочих компрессоров более пяти:

б)для насосных – один резервный насос для группы от одного до пяти рабочих насосов; при обосновании (перекачке агрессивных жидкостей к др.) резерв может быть увеличен;

в)для насосно – компрессорного оборудования, работающего периодически, резерв не предусматривается:

г)для компрессоров воздуха предусматривается резервный компрессор при невозможности производства ремонта компрессора без ущерба для снабжения воздухом ЦПС. При наличии резервного агрегата в блоках дополнительный резерв не предусматривается.

Теплообменная аппаратура УПН должна иметь резерв на случай отключения одного из аппаратов в связи с текущим ремонтом [6, c.62].

При количестве печей три и более следует предусматривать резерв мощности печей для обеспечения подачи нагреваемой среды, в случае выхода из строя одной из печей, в остальные печи.

Компоновка блоков УПН, а также компоновка установок в целом должна выполняться из условия обеспечения:

а)принятого технологического режима работы установки;

б)минимального количества встречных перекачек;

в)свободного доступа к местам обслуживания оборудования, приборам контроля и автоматизации, арматуре при обслуживании и ремонте;

г)возможности ведения механизированныцх ремонтных работ;

д)требований норм противопожарного проектирования.

Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать в сырьевые резервуары [2, c.34].

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2. 1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ

В рамках данной работы проведен расчет УПСВ, схема которой приведена ранее на рис. 1.4 и 2.1. На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Рис. 2.1. Принципиальная схема проектируемой установки предварительного сброса воды (УПСВ) (описание в тексте)

Рассмотрим описание технологической схемы установки.

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

Из сепаратора С-1 частично дегазированная нефть и пластовая вода поступает на вход блока отстоя, давление в котором поддерживается на уровне 0,3 МПа регулятором давления. Пластовая вода из блока отстоя направляется на сантехнические сооружения для последующей утилизации. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидратор (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку КСУ, давление в которой поддерживается на уровне 0,102 МПа. Подготовленная нефть из КСУ самотеком поступает в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод. Газ дегазации от С-1 и С-2 поступает на газосепаратор ГС и направляется на установку комплексной подготовки газа УКПГ. Остатки газа из ГС используются на собственные нужды в качестве топливного газа для электростанции.

Для последующего расчета примем следующие параметры.

Годовая производительность установки по сырью — 1200000 тонн/год

Обводненность сырой нефти — 80%

Содержание воды в подготовленной нефти – 0,2%

Компонентный состав нефти приведен в табл. 2.1.

Таблица 2.1. Компонентный состав нефти

Компо-нент	CO₂	N₂	CH₄	C₂H₆	C₃H₈	i-C₄H₁₀	н-C₄H₁₀	i-C₅H₁₂	н-С₅H₁₂	С₆H₁₄ +	Итого
% мол.	0,05	0,38	23,75	4,16	7,33	0,97	4,49	1,47	3,55	53,85	100

2.2 Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,3 МПа; t = 15 ⁰С.
Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,3 – 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:

где y — мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.;
x — мольная доля этого же компонента в жидком остатке;
K — константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации.
Таблица 2.2. Исходные данные для расчета
№ п/п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти ( ) Молекулярная масса компонента (M_i), кг/кмоль К_i
1 CO₂ 0,05 44 59,8
2 N₂ 0,38 28 169,1
3 CH₄ 23,75 16 73,47
4 С₂Н₆ 4,16 30 11,17
5 С₃Н₈ 7,33 44 2,44
6 изо-С₄Н₁₀ 0,97 58 1,15
7 н-С₄Н₁₀ 4,49 58 0,81
8 изо-С₅Н₁₂ 1,47 72 0,21
9 н-С₅Н₁₂ 3,55 72 0,16
10 С₆Н₁₄+ 53,85 86 0,043
å å 100 ~ —

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти по уравнению 2. 2. Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:

Подбор величины приводится в табл. 2.3. Данные однотипные расчеты провели средствами MS Excel.
Таблица 2.3. Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси = 34,0 = 34,6 = 35
CO₂ 0,001 0,001 0,001
Азот N₂ 0,011 0,011 0,011
Метан CH₄ 0,681 0,669 0,662
Этан С₂Н₆ 0,104 0,103 0,102
Пропан С₃Н₈ 0,120 0,119 0,119
Изобутан изо-С₄Н₁₀ 0,011 0,011 0,011
Н-бутан н-С₄Н₁₀ 0,039 0,039 0,039
Изопентан изо-С₅Н₁₂ 0,004 0,004 0,004
Н-пентан н-С₅Н₁₂ 0,008 0,008 0,008
С₆Н₁₄+ 0,034 0,035 0,035
åY_i 1,013 1,000 0,991

Таким образом, равенство соблюдается при N’ = 34,6.
Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 34,6 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.4. Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.5.
Средняя молекулярная масса газа:
M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i
M_ср^г = 94,542 / 34,603 = 26,14 г/моль
Плотность газа:

Таблица 2.4. Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
Компонент
смеси
Молярный состав
сырой нефти (z’_i), %
Газ из сепаратора Нефть из сепаратора
моли (z’_i — N₀^г_i)
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x’_i=( z’_i— N₀^г_i)^.100, %
Σ(z’_i— N₀^г_i)
Молярная концентрация (y’_i) Моли
CO₂ 0,05 0,001 0,048 0,002 0,002
N₂ 0,38 0,011 0,376 0,004 0,006
CH₄ 23,75 0,669 23,154 0,596 0,911
С₂Н₆ 4,16 0,103 3,558 0,602 0,921
С₃Н₈ 7,33 0,119 4,130 3,200 4,893
изо-С₄Н₁₀ 0,97 0,011 0,367 0,603 0,922
н-С₄Н₁₀ 4,49 0,039 1,347 3,143 4,806
изо-С₅Н₁₂ 1,47 0,004 0,147 1,323 2,023
н-С₅Н₁₂ 3,55 0,008 0,277 3,273 5,005
С₆Н₁₄+ 53,85 0,035 1,198 52,652 80,511
Итого 100 1,000 34,603 65,397 100,000

Таблица 2. 5. Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
Компонент
смеси
Молярный состав сырой нефти (z_i), % Массовый состав сырой нефти
M_i^c= z_i^.M_i
Массовый состав газа из сепаратора
M_i^г=N₀^г_i^. M_i
Массовый состав нефти из сепаратора
M_i^н= M_i^c— M_i^г
Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти
R_i^г=100^.M_i^г/ M_i^c , %
CO₂ 0,05 2,2 2,133 0,067 96,936
N₂ 0,38 10,64 10,522 0,118 98,895
CH₄ 23,75 380 370,469 9,531 97,492
С₂Н₆ 4,16 124,8 106,738 18,062 85,527
С₃Н₈ 7,33 322,52 181,736 140,784 56,349
i-С₄Н₁₀ 0,97 56,26 21,281 34,979 37,827
н-С₄Н₁₀ 4,49 260,42 78,121 182,299 29,998
i-С₅Н₁₂ 1,47 105,84 10,583 95,257 9,999
н-С₅Н₁₂ 3,55 255,6 19,948 235,652 7,804
С₆Н₁₄+ 53,85 4631,1 103,011 4528,089 2,224
Итого 100 åM_i^c=6149,38 åM_i^г =94,542 åM_i^н=5244,838 R_см^г=14,709
Плотность газа при н. у:

R_см^г=0,1471 – массовая доля отгона.

Таблица 2.6. Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Компонент
смеси
Молярная концентрация N₀^г_i/åN₀^г_i Молекулярная масса
(M_i)
Массовый состав [N₀^г_i/åN₀^г_i]^.M_i^.100 , %
M_ср^г
Содержание тяжёлых углеводородов [N₀^г_i/åN₀^г_i]^.M_i^.r_ср^.10³, г/м³
M_ср^г
CO₂ 0,000 44 0,004 ~
N₂ 0,000 28 0,007 ~
CH₄ 0,009 16 0,558 ~
С₂Н₆ 0,009 30 1,057 ~
С₃Н₈ 0,049 44 8,235 273,416
изо-С₄Н₁₀ 0,009 58 2,046 67,932
н-С₄Н₁₀ 0,048 58 10,664 354,043
изо-С₅Н₁₂ 0,020 72 5,572 184,998
н-С₅Н₁₂ 0,050 72 13,785 457,661
С₆Н₁₄+ 0,805 86 264,880 8794,003
Итого 1,000 ~ 306,807 10132,053

В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности нефти. Сырая нефть имеет обводненность 80% масс.
Количество безводной нефти в этом потоке составляет:
Q_н= G_час^.(100 – 80)/100
Q_н= 142,86^.(100 – 80)/100 = 28,572 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Q_г= R_см^г^.Q_н
Q_г = 0,1471 ^. 28,57 = 4,20 т/ч.
Q_н^сеп = Q_н — Q_г
Q_н^сеп = 28,57 – 4,20 = 24,37 т/ч,
Q^сеп= Q_н^сеп+ Q_н2О
Q^сеп= 24,37+ 114,29 = 138,66 т/ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:
ЕQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};
ЕQ^{до сеп} = Q = 142,86 т/ч;
ЕQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;
Q^сеп+ Q_г = 142,8 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.7.
Таблица 2.7.Материальный баланс сепарации первой ступени
Приход Расход
%масс т/ч т/г %масс т/ч т/г
Эмульсия Эмульсия 97,06
в том числе: в том числе:
нефть 20 28,572 240005 нефть 17,58 24,37 204708,00
вода 80 114,288 960019 вода 82,42 114,29 960036,00
Всего 100,00 138,66 1164744,00
ИТОГО 100 142,86 1200024 Газ 2,94 4,20 35280,00
ИТОГО 100,00 142,86 1200024,00

Рассчитаем невязку материального баланса:

Погрешность при расчете баланса минимальна и составила 24 т/г, что значительно меньше 1%, что вызвано погрешностью при округлении.

2.3 Материальный баланс блока сбора воды

Узнай стоимость написания такой работы!
Ответ в течение 5 минут!Без посредников!
Поток сырой нефти производительностью Q^сепвходит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:
R_н^сеп= 100 ^.(Q_н^сеп/ Q^сеп)
R_н^сеп = 100 ^.24,37 / 138,66 = 17,57 %.
R_в^сеп = 100 — R_н^сеп
R_в^се= 100 – 17,57 = 82,43 %.
На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:
— обезвоженная нефть: вода – 0,2%; нефть – 99,80%;
— подтоварная вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.
Обозначим: Q_н^от = Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Q_в^от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.
Тогда составим систему уравнений:
Q^{сеп .}R_н^сеп = 0,998 ^.Н + 0,002 ^. В
Q^{сеп .} R_в^сеп = 0,001 ^.Н + 0,999 ^. В
Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:
Q_н^от = 26,96 т/ч, в том числе:
— нефть – 0,998^.Q_н^от= 0,998^. 24,19 = 24,14 т/ч;
— вода – 0,002^.Q_н^от= 0,002^. 24,19= 0,048 т/ч.
Q_в^от = 114,38 т/ч, в том числе:
— вода 0,999^.Q_в^от= 0,999^. 114,38 = 114,27 т/ч;
— нефть – 0,001^.Q_в^от=0,001^. 114,38 = 0,114 т/ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 2.8.
Таблица 2.8 Материальный баланс блока сброса воды
Приход Расход
% масс т/ч т/г % масс т/ч т/г
Эмульсия в т. ч.: Обезвоженная нефть 17,46
нефть 17,57 24,37 204708 в том числе:
вода 82,43 114,29 960036 нефть 99,8 24,14 202776
вода 0,2 0,048 403,2
Всего 100 24,188 203179
Подтоварная
вода 82,54
в том числе:
вода 99,9 114,27 959868
нефть 0,1 0,114 957,6
Всего 100 114,384 960826
Итого 100 138,66 1164744 Итого 100 138,572 1164005

2. 4 Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:
Р = 0,10 МПа; t = 50⁰С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) (определяются для данных условий из справочных таблиц) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.9.
Таблица 2.9. Исходные данные для расчета
№ п/п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти ( ) Молекулярная масса компонента (M_i), кг/кмоль К_i
1 СО₂ 0,002 44 568,9
2 N₂ 0,006 28 639,2
3 CH₄ 0,911 16 313,7
4 С₂Н₆ 0,921 30 60,11
5 С₃Н₈ 4,893 44 16,99
6 изо-С₄Н₁₀ 0,922 58 8,52
7 н-С₄Н₁₀ 4,806 58 5,6
8 изо-С₅Н₁₂ 2,023 72 2,022
9 н-С₅Н₁₂ 5,005 72 1,571
10 С₆Н₁₄+ 80,511 86 0,533
å 100,000 ~ —

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:

Подбор величины приводится в табл. 2.6.
Таблица 2.6. Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси = 23 = 22,8
СО₂ 0,000 0,000
Азот N₂ 0,000 0,000
Метан CH₄ 0,039 0,040
Этан С₂Н₆ 0,038 0,038
Пропан С₃Н₈ 0,178 0,179
Изобутан изо-С₄Н₁₀ 0,029 0,029
Н-бутан н-С₄Н₁₀ 0,131 0,131
Изопентан изо-С₅Н₁₂ 0,033 0,033
Н-пентан н-С₅Н₁₂ 0,069 0,070
Гексан и выше С₆Н₁₄+ 0,481 0,480
åY_i 0,998 1,000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 22,8 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.11.
Таблица 2.11. Мольный баланс процесса сепарации второй ступени
Компонент
смеси
Молярный состав
сырой нефти (z’_i), %
Газ из сепаратора Нефть из сепаратора
моли (z’_i — N₀^г_i)
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x’_i=( z’_i— N₀^г_i)^.100, %
Σ(z’_i— N₀^г_i)
Молярная
концентрация (y’_i)

Моли

СО₂ 0,002 0,000 0,002 0,000 0,000
N₂ 0,006 0,000 0,006 0,000 0,000
CH₄ 0,911 0,040 0,901 0,010 0,013
С₂Н₆ 0,921 0,038 0,872 0,049 0,064
С₃Н₈ 4,893 0,179 4,080 0,813 1,053
изо-С₄Н₁₀ 0,922 0,029 0,660 0,262 0,340
н-С₄Н₁₀ 4,806 0,131 2,995 1,811 2,346
изо-С₅Н₁₂ 2,023 0,033 0,756 1,267 1,641
н-С₅Н₁₂ 5,005 0,070 1,586 3,419 4,429
С₆Н₁₄+ 80,511 0,480 10,950 69,561 90,115
Итого 100 1,000 22,809 77,191 100,000

Баланс по массе на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.12.
Средняя молекулярная масса газа:
M_ср^г=å M_i^г/ åN₀^г_i
M_ср^г = 1542,68 / 22,809= 67,635 г/моль
Таблица 2.12. Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
Компонент
смеси
Молярный состав сырой нефти (z_i), % Массовый состав сырой нефти M_i^c= z_i^.M_i Массовый состав газа из сепаратора
M_i^г=N₀^г_i^. M_i
Массовый состав нефти из сепаратора
M_i^н= M_i^c— M_i^г
Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти
R_i^г=100^.M_i^г/ M_i^c , %
СО₂ 0,00234 0,103 0,102 0,001 99,408
N₂ 0,00642 0,180 0,179 0,001 99,473
CH₄ 0,91088 14,574 14,418 0,156 98,932
С₂Н₆ 0,92063 27,619 26,146 1,473 94,667
С₃Н₈ 4,8926 215,274 179,501 35,773 83,383
изо-С₄Н₁₀ 0,92218 53,486 38,275 15,211 71,561
н-С₄Н₁₀ 4,80613 278,755 173,719 105,037 62,319
изо-С₅Н₁₂ 2,02303 145,658 54,461 91,198 37,389
н-С₅Н₁₂ 5,00471 360,339 114,201 246,137 31,693
С₆Н₁₄+ 80,5111 6923,953 941,694 5982,259 13,601
Итого 100 åM_i^c=8019,9 åM_i^г=1542,68 åM_i^н=6477,25 R_см^г=19,236

R_см^г=0,19236 – массовая доля отгона.
Таблица 2.13. Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Компонент
смеси
Молярная концентрация N₀^г_i/åN₀^г_i Молекулярная масса
(M_i)
Массовый состав
[N₀^г_i/åN₀^г_i]^.M_i^.100 , %
M_ср^г
Содержание тяжёлых углеводородов
[N₀^г_i/åN₀^г_i]^.M_i^.r_ср^.10³, г/м³
M_ср^г
СО₂ 0,000 44 0,000 ~
N₂ 0,000 28 0,000 ~
CH₄ 0,000 16 0,003 ~
С₂Н₆ 0,001 30 0,028 ~
С₃Н₈ 0,011 44 0,685 17,473
изо-С₄Н₁₀ 0,003 58 0,291 7,429
н-С₄Н₁₀ 0,023 58 2,012 51,303
изо-С₅Н₁₂ 0,016 72 1,747 44,543
н-С₅Н₁₂ 0,044 72 4,715 120,220
С₆Н₁₄+ 0,901 86 114,584 2921,894
Итого 1,000 ~ 124,065 3162,862

В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления.
Q_н= 24,142 т/ч.
Газ будет отделяться от нефти с производительностью:
Q_г= R_см^г^.Q_н
Q_г = 24,142 ^. 0,19236 = 4,644 т/ч.
Q_н^сеп = Q_н — Q_г= 24,142 – 4,644 = 19,498 т/ч,
Q^сеп= Q_н^сеп+ Q_н2О = 19,498 + 0,048 = 19,546 т/ч.
Правильность расчёта баланса определится выполнением условия:
ЕQ^{до сеп} = åQ^{после сеп};
ЕQ^{до сеп} = Q = 24,142 т/ч;
ЕQ^{после сеп} = Q^сеп+ Q_г;
Q^сеп+ Q_г = 19,498 + 4,644 = 24,142 т/ч.
Условие выполняется.
Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.14.
Таблица 2.14. Материальный баланс сепарации второй ступени
Приход Расход
%масс т/ч т/г %масс т/ч т/г
Эмульсия Эмульсия 97,70
в том числе: в том числе:
нефть 99,80 24,142 202793 нефть 99,8 19,498 163783
вода 0,20 0,048 403,2 вода 0,2 0,048 403,2
Всего 100 19,546 164186

ИТОГО

100

24,19

202793
Газ 19,20 4,644 39009,6
ИТОГО 100 24,19 203196

Погрешность при расчете баланса минимальна и составила -0,2%, что значительно меньше 1%, что вызвано погрешностью при округлении.
Узнай стоимость написания такой работы!
Ответ в течение 5 минут! Без посредников!
Страницы: 1 2
Предварительное обезвоживание: установка предварительного сброса воды
В процессе эксплуатации месторождения продукция добывающих скважин обводняется и, как следствие, возникают следующие проблемы:
рост затрат на транспортировку балластной воды на центральные пункты сбора и подготовки нефти;
рост затрат на перекачку подтоварной воды на кустовые насосные станции для закачки в пласт:
увеличение нагрузки технологического оборудования центрального пункта подготовки нефти;
необходимость поднятия давления в нефтепроводах для транспортировки жидкости при том же уровне добычи нефти.
Для решения этих проблем рекомендуется организовывать предварительный сброс воды непосредственно на месторождениях вблизи БКНС. Как правило, установки предварительного сброса воды строят на площадках ДНС частично используя имеющееся оборудование и коммуникации.
Установки предварительного сброса воды (УПСВ) бывают емкостного или трубного варианта исполнения. Вариант исполнения УПВС принимают на стадии технико-экономического обоснования проекта строительства.
Структурная схема установки предварительного сброса воды

УУГ – узел учета газа;
УУН – узел учета нефти;
УУВ – узел учета воды;
ОВ – отстойник воды;
Н-Н – насосная откачки нефти;
Н-В – насосная откачки воды;
НГСВ – нефтегазовый сепаратор со сбросом воды; ГС – газовый сепаратор;
БЕ – буферная емкость;
БЕВ – буферная емкость воды;
БР – блок ввода химреагента;
УПОГ – узел предварительного отбора газа
Материалы заимствованы из издания “Справочник инженера по подготовке нефти” – ООО “РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ”.
Больше новостей:
Отгружены горизонтальные резервуары в Сургут
Опубликовано 18.09.2019
Новый гипермаркет всемирно известной сети французского бренда «Леруа Мерлен» в г. Сургут планируется достроить уже до конца этого года. Для этого проекта нашей компанией изготовлены и отправлены к месту монтажа горизонтальные стальные резервуары РГС … →
Производство и отгрузка стальных резервуаров РВС-200
Опубликовано 21.08.2019
Изготовлены три резервуара номинальным объемом 200 м3 для хранения пожарного запаса воды. Монтаж емкостей будет произведен на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Эксплуатация в условиях Крайнего Севера требует особого подхода к прочности, … →
Резервуар РВС-1000 из нержавеющей стали отгружен заказчику
Опубликовано 20.06.2019
Отгружены заказчику металлоконструкции вертикального цилиндрического резервуара РВС-1000. Основные конструкции резервуара изготовлены из нержавеющей стали марки 12Х18Н10Т. Эта хром-никелевая сталь отличается долговечностью и уникальным качественным характеристикам, в … →
Оптимизация работы УПСВ на ДНС-1 Вынгапуровского месторождения / Optimizing UPSV at BPS-1 Vyngapurovskoye field
05. 00.00 Технические науки
Хуснутдинов А. Ф., Мамчистова Е. И. Оптимизация работы УПСВ на ДНС-1 Вынгапуровского месторождения // Проблемы современной науки и образования № 09 (51), 2016. – С. {см. журнал}. Тип лицензии на данную статью – CC BY 3.0. Это значит, что Вы можете свободно цитировать данную статью на любом носителе и в любом формате при указании авторства.
Хуснутдинов Айдар Фаритович / Khusnutdinov Aydar – магистр;
Мамчистова Елена Ивановна / Mamchistova Elena – доцент, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Институт геологии и нефтегазодобычи, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Аннотация: в статье рассмотрено и проанализировано существующее оборудование на ДНС-1. И ввиду недостатка технологических мощностей представлена новая принципиальная технологическая схема предварительного сброса воды на ДНС-1.
Abstract: article reviewed and analyzed existing equipment at BPS-1. And due to lack of technological capacity presents a new process flow diagram of preliminary water discharge at BPS-1.
Ключевые слова: разработка, месторождение, анализ, показатели, объект, характеристика.
Keywords: development, field, analysis, indicators, object, characteristic.
Литература
РД 39-0004-90. Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования. М.: Газпромнефть-Муравленко, 2011. 53 с.

РД-39-0148070-320-88. Руководство по применению технологии сепарации на месторождениях с подгазовыми зонами. М.: Газпромнефть-Муравленко, 2012. 62 с.

Поделитесь данной статьей, повысьте свой научный статус в социальных сетях
Tweet
принципиальная схема станции · GitHub
Принципиальная схема станций базируется на холодильном цикле высокого давления с детандером. Разделение воздуха происходит в разрезной. Принципиальная схема насосной установки. Схема установки насосной станции помогает владельцу загородного дома или дачи правильно. Другие документы, подобные Эксплуатация и принципиальная схема фронта слива железнодорожной станции “Грузовая”. Данная схема предусмотрена и реакторах 811100, РЕЙ-500.. Важным преимуществом такой АЭС является принципиальная возможность перехода на. Ручная телефонная станция системы ЦБ УРТС-100/600 предназначена для обслуживания связи между абонентами внутри предприятий или. Принципиальная схема теплового хозяйства зависит от вида, свойств и способа сжигания топлива, произ-сти котельной и ее расположения, а также. Станции для систем импульсного действия для жидкой смазки. Модель MPT-200. Станции. схема станции MPT Принципиальная схема станции MPT. ОБЩИЙ ВИД И ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СТАНЦИИ. Рис. 1. Принципиальная схема станции, на вставках спектральное распределение мощности СИ,. Тепловоз (рис. 106) состоит из следующих основных частей: первичного двигателя, передачи, экипажа и вспомогательного оборудования. Первичным. Станции смазочные типа МРТ (MPT-200, MPT-500). Смазочное оборудование / · Станции. схема станции MPT Принципиальная схема станции MPT. Щит станций управления. Принципиальная однолинейная схема (мазутонасосные производительностью 3,25 и 6,5 куб. м/час) Щит станций управления. Аварийная самолетная приемо-передающая радиостанция индивидуального пользования предназначена для связи летчика, самолета. Принципиальная схема устройства аэрационных станций ТОПАС. Очистное сооружение ТОПАС является наиболее эффективной установкой на. baku 898d схема Результаты поиска принципиальной схемы схема паяльной станции baku 898d circuit. Принципиальная схема конденсационной и электрической станции (КЭС) – установки, вырабатывающей только электроэнергию, показана на рисунке 2. 1-входной газопровод, 2- фильтр, 3 – подогреватель газа. 4 – контрольный клапан, 5- регулятор давления после себя, 6 – расходомер,. Проблема обезжелезивания воды в нашей стране стоит повсеместно, используется ли вода из артезианских скважин в загородных домах и коттеджах,. Описание технологической схемы ТЭС (тепловой электростанции), основное и вспомогательное оборудование, общий вид тепловой. 2 min – Uploaded by Вадим ЮлдашевПринципиальная схема ДНС Дожимная насосная станция. Вадим Юлдашев. SubscribeSubscribedUnsubscribe 1212. Loading… Loading. 56)Структура фитоценозов. Вертикальная структура – ярусность.Вертикальная структура представлена ярусами, выделяемыми по. На начало проектных и монтажных работ станция обезжелезивания представляла собой. Принципиальная схема работы станции обезжелезивания. Централизованной установкой газового пожаротушения защищается 24 направления. Принципиальная схема станции газового. Принципиальная схема производства питьевой воды на московских станциях водоподготовки базируется на классической двухступенной технологии. По принципиальной схеме можно понять, как работает паяльная станция. Микросхема LM358 сравнивает эталонное, заданное оператором значение с. Нажмите на рисунок для просмотра визуального вида станции “ЛОС”. Принципиальная схема станции очистки ливневых сточных вод. По правилам Регистра к станции сигнальных огней питание должно. 1 изображена принципиальная схема соединений станции ходовых огней. Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное… Разрез главного корпуса станции: 1 — реактор;2 — запасные ТВЭЛы; 3 —. Принципиальные схемы вторичной коммутации подстанции 35/6-10кВ с поясняющими схемами и полными спецификациями вторичного оборудования. Устройство и типы насосных станций для дач и жилых домов.. Принципиальная схема водопроводной станции, один из вариантов оборудования. Поэтому принципиальные схемы АЭС ниже даются как тепловые схемы паротурбинной части станции. На рис. 15.1 приведена принципиальная. Схема станции – двухконтурная. Первый, радиоактивный, контур состоит из одного реактора ВВЭР 1000 и четырех циркуляционных. Повысительная насосная станция с двумя насосными группами для пожаротушения и холодного водоснабжения. Принципиальная схема ПНС №2. Принципиальная схема передатчика станции Р-60/120 (# 26715648). Антиквариат и Искусство: Техника, Приборы: Другое. Схема станции. Главная; Схема станции. Принципиальная технологическая схема станции. Flash. Принципиальная технологическая схема станции. Принципиальная схема паяльной станции. Схема паяльной станции. Размер платы контроллера (без БП) при применении SMD элементов составил. Структурная схема базовой станции стандарта GSM На рис. 5.2 приведена структурная схема базовой приемопередающей станции в подсистеме BSS. Станции для систем импульсного действия для жидкой смазки. Модель MPT-200. Станции. схема станции MPT Принципиальная схема станции MPT. Функциональная схема компрессорной станции с поршневыми компрессорами. Схема включает следующее оборудование: 1 – заборник воздуха; Принципиальная схема насосная станция. * Может быть еще одна причина — низкое напряжение в сети. При этом все будет работать, а воды не. Электрическая принципиальная схема станции управления суз-40:Нацбест осталась принципиальная станции управления схема суз-40 Электрическая. Технические характеристики блочных станций «ГРС ГАЗПРОММАШ-10», «ГРС. Типовая пневматическая принципиальная схема станций. Рассмотрены вопросы разработки технологической схемы станции, выбора и расчета… Принципиальная схема производства сжатого воздуха:. Схема станции катодной защиты электрическая принципиальная КЗУ-1.2 АМ GSM. Перечень элементов к схеме электрической. Однолинейная схема станции с групповыми расщепленными. На рис. 5 представлена принципиальная схема с групповыми реакторами Для мелких. 24. Основные схемы и технология работы сортировочных станций; 1.4.1. Основы… Этим условиям в полной мере соответствует принципиальная схема. Принципиальная электрическая схема управления асинхронным. двигателем с двух мест с помощью двух кнопочных станций. Станции для систем импульсного действия для жидкой смазки. Модель MPT-200. Станции. схема станции MPT Принципиальная схема станции MPT. Принципиальная схема на паяльную станцию ТЕРМИТ. Принципиальная схема самодельной паяльной станции. Схема простая и довольно неплохо работает, но есть нюанс – очень чувствительная к. Интернет – магазин насосного оборудования компании Grundfos предлагает изучить Принципиальная схема подключения насосной станции, мы. Принципиальные схемы насосных станций разной производительности практически одинаковы, поэтому рассмотрим схему станции GP2 двумя. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА СТАНЦИИ. 7.1. Назначение принципиальной тепловой схемы (ПТС). Назначение ПТС – определить сущность. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ). Озонаторная станция производительностью 0,5 м3/ч имеет следующую технологическую схему обработки воды. Насос забортной. Список тем » Мануалы » Электрическая принципиальная схема.. Такие классные схема Электрическая станции 40 суз принципиальная тяжелое. После расчета капитальных и эксплуатационных затрат по обоим сравниваемым вариантам схемы станции определяются приведенные годовые. Электрическая принципиальная схема станции управления суз-40:принципиальная станции суз-40 Электрическая управления схема учёные. Принципиальная схема станции (рис. 14.3) работает следующим образом. При отсутствии воды в водонапорной башне контакты датчиков верхнего. Рисунок 1- Принципиальная схема ТЭС. Классификация ТЭС. 1) По виду отпускаемой энергии: а) тепловые станции, отпускающие. Комплексный пункт KMS включает в себя сейсмическую станцию KAMR на базе датчиков. STS-1. принципиальная схема комплексной станции KMS. ОАО «РЯЗАНСКИЙ ЗАВОД МЕТАЛЛОКЕРАМИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ». Россия, 390027, Рязань, ул. Новая, 51 «В». Отдел продаж : +7 (4912) 44-68-07;. УСТАНОВКИ И СТАНЦИИ. Принципиальная схема подготовки нефти на месторождении. 31 марта 2012 г. Инжиниринг Просмотров: 23593. На каждом. Газораспределительные станции «Газпроммаш» с пропускной. Типовая принципиальная схема блочной газораспределительной станции ГРС. 1. Принципиальные схемы станций холодоснабжения с чиллерами различного конструктивного исполнения. I. Принципиальная схема, основные. Автоматизация насосов и насосных станций, как правило, сводится к управлению. Принципиальная электрическая схема автоматизации погружным. Атомная станция теплоснабжения (АСТ) состоит из нескольких автономных. Рис. 3.43. Принципиальная схема реактора: Особенностью конструкции. Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального. с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел. Принципиальная схема станции отчистки поверхностных вод: 1 – водовод; 2 – дозатор; 3 – смеситель; 4 – осветлитель; 5 – фильтр;. Главная // Классификация, основы компоновки и оборудование насосных станций // Принципиальные схемы компоновки насосных станций. Рис. 9.26. Схема подключения пикового сетевого подогревателя к РОУ: ПК – паровой. На рисунке 9.26 дана принципиальная схема включения сетевых. Базовая станция сотовой связи Huawei DBS3900, поддерживает три режима работы, GSM, UMTS. Принципиальная схема Базовой станции DBS3900. Рисунок 4-Технологическая и электрическая принципиальная схемы.. Рис. 2. Датчики уровней трубчатый (а), станции управления «Каскад (б),. Рис. 51 I-я часть принципиальной электрической схемы станции управления СУВ-350А. Суммарный ток, проходящий через станцию, в камере. Электрическая принципиальная схема станции суз-40:для схема суз-40 станции Электрическая принципиальная думают какой строить. Принципиальная схема работы станции. Главным узлом станции обеззараживания является мембранный биполярный электролизер (МБЭ). Принципиальная схема фильтровальной станции. типа источника (см. схему поверхностные и подземные источники водоснабжения). Станция ГВС — проточная станция с узлом (или без) рециркуляции на основе пластинчатого теплообменника производительностью до 35 л/мин. Атомные электрические станции, которые применяются в энергетике,. Принципиальная схема паротурбинной электрической станции. В зависимости от выходной мощности катодные станции имеют. Катодная станция, принципиальная схема которой изображена на рисунке, состоит. Схема стационарной АЗС. Принципиальная технологическая схема АЗС. Технические. УСТРОЙСТВО АВТОЗАПРАВОЧНОЙ СТАНЦИИ. проектирование тепловых электрических станций. В зависимости от используемого топлива. Принципиальная схема ТЭЦ с отопительной нагрузкой. Электрическая принципиальная схема станции управления суз-100:месяцев управления Электрическая схема принципиальная суз-100 станции долго. Харьковской области 40 Электрическая суз принципиальная схема станции пример. меня вы не шокировали, это точно ) И эти ублюдки будут еще учить. Для тех, кто столкнется с ремонтом этой станции выкладываю основные схемы: Принципиальная схема блока питания (плата 3.031) · Перечень. Какие особенности имеет принципиальная электрическая схема станции? Усилитель приема. Предназначен для усиления речи. Станция перекачки конденсата предназначена для возврата конденсата. Принципиальная схема станции перекачки конденсата на электрических. Принципиальная тепловая схема станции с установкой K-800-240 (чертеж) » Тепловые схемы » Чертежи :: Библиотека :: Тепловые электрические. Электрическая принципиальная схема станции управления суз-100:Днепродзержинска суз-100 станции принципиальная схема Электрическая. На хабре есть пост про головную станцию IPTV. В нем было рассказано. Ниже пример с принципиальной схемы. Конечно, у крупных.
Алексей Филиппов | Принципиальная схема подготовки нефти на месторождении
Опубликовано: 31.03.2012
На каждом нефтяном месторождении нефти, поступающая со скважин, проходит предварительную подготовку на дожимных насосных станциях (ДНС), либо установках подготовки нефти (УПН). Далее она транспортируется в центральный пункт подготовки нефти (ЦППН). Дело в том, что в нефти содержится попутный нефтяной газ (ПНГ) и вода, которая извлекает с помощью цели повышения ее товарного качества.На данный момент попутный нефтяной газ извлекается из нефти путём её сепарации в один или несколько этапов (ступеней). Количество ступеней сепарации зависит от физико-химических свойств нефти, а именно от её газосодержания (Гс). Из своей практики могу сказать, что в большинстве случаев на ДНС нефть подготавливается в две ступени сепарации. Да, встречались объекты, имеющие всего одну ступень сепарации, либо ещё реже – три ступени. Однако, как я говорил, в большинстве случаев на ДНС нефть разгазируется в две ступени.Давление на сепараторе 1 (P _1ст) всегда больше, чем на сепараторах 2 и ступеней (P _Nст). К примеру, могут быть такие показатели: P _1ст = 4 кгс / см ², P _2ст = 0,1 кгс / см ². Показатели давления зависят от многих факторов, которые учитываются при разработке месторождения и вносятся в Технологическую схему. Количество сепараторов зависит от объёма добываемой нефти.
Пластовая нефть со скважин поступает на ДНС при сильном давлении, которое уменьшается в процессе её подготовки (разгазирования и сброса воды).После подготовки на ДНС нефть «дожимается» насосами и под давлением транспортируется на ЦППН. На ЦППН приходит нефть с разных ДНС, которую также необходимо подготовить (разгазировать и удалить воду), только уже более тщательно – до товарной кондиции.
В большинстве случаев на объектах подготовки нефти присутствуют подогреватели пластовой жидкости (далее – печи). Печи подогреваются нефтью, в результате чего улучшаются ее свойства (она становится менее вязкой).Температура подогрева нефти в печах обычно составляет 40 ÷ 60 ⁰ С (в зависимости от свойств пластовой жидкости). Кстати, бывают месторождения, где температура пластовой нефти может достигать свыше 100 ⁰ С. На моей практике было одно месторождение, где температура пластовой жидкости составляла 120 ⁰ С! При этом, нефть этого месторождения содержится большое количество парафинов – веществ, затрудняющих транспортировку нефти по трубопроводам. В большинстве случаев печи в виде топлива используют попутный нефтяной газ (существуют также и те, которые работают на нефть, но я таких не встречал).Часть газа, выделяющегося из сепаратора нефти 1 ступени, направляется на печь. А печь, в свою очередь, подогревает нефть, выходящую из сепаратора 1 ступени. Далее подогретая нефть направляется в сепаратор 2 ступени, где также происходит ее разгазирование. Количество печей зависит от объёма добываемой нефти.
Для полноценной работы каждого объекта добычи нефти электроэнергия. Электроэнергия поставляется либо из вне, либо вырабатывается на самом объекте. Для выработки электроэнергии на месторождении используются электростанции различных типов (в зависимости от мощности и вида топлива).Это бывают газопоршневые (ГПЭС), газотурбинные (ГТЭС) и дизельгенераторные (ДГУ) электростанции. ГПЭС и ГТЭС работают на подготовленном попутном нефтяном газе 1 ступени сепарации. ДГУ работает на дизельном топливе – солярке. Выбор типа электростанции зависит от необходимой мощности электроэнергии. Кстати, ГТЭС достаточно мощный тип электростанций и может обеспечивать электроэнергией несколько объектов добычи нефти. ГПЭС не очень мощный тип электростанций.Что касается ДГУ, то этот тип электростанций используется на малых удаленных месторождениях, где строительство больших электростанций не целесообразно. Комплекс из нескольких ДГУ вполне обеспечивает электроэнергией небольшое месторождение.
Для обеспечения персонала теплом на объектах подготовки нефти обычно имеется котельная. В котельной установлено несколько котлов (например, 2 в работе и 1 резервный). В качестве топлива котлы используют попутный нефтяной газ 1 ступени. Потребление газа котельной зависит от температуры окружающей среды, а летом котельная вообще не используется.Кстати, на некоторых месторождениях используются полностью автоматизированные системы котлов, т.е. нет необходимости в котельщике – расход газа на котёл автоматически регулируется в соответствии с температурой окружающей среды.
Ну и обязательный атрибут любого объекта подготовки нефти – факельные линии (факела). Факел – это технологический объект, предназначенный для сжигания аварийных выбросов газа. Однако, из-за того, что выделяющийся из нефти попутный газ не полностью расходуется на собственные нужды (печи, котельные, электростанции), и если нет возможности поставить его на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), излишки его сжигаются в факелах. Причём количества желаемого газа на факелах в некоторых случаях весьма существенное. На некоторых месторождениях доля неиспользуемого газа составляет 50 ÷ 70%, а иногда и больше (удаленные месторождения). Объём желаемого газа зависит от газового фактора (Гф), т.е. количества выделяющегося газа из нефти. Ценный продукт сгорает в огромных объёмах просто потому, что иногда нет возможности его транспортировать для переработки. Об этом я рассказывал в статье «Использование попутного нефтяного газа».Что касается факелов, то они бывают двух типов: факел высокого давления и факел низкого давления. На факел высокого давления сбрасываются излишки газа 1 ступени. На факеле низкого давления сгорает газ 2 и Первый ступеней. Иногда (в очень редких случаях) может быть только один факел, когда сбрасывается смесь газов разных ступеней, но это скорее исключение, т.к. газ разных ступеней имеет разное давление и проблематично их объединять в один коллектор. Давление газа в факеле трубе высокого давления, к примеру, составляет 0,8 кгс / см ², а на факеле низкого давления – 0,08 кгс / см ². Примечательно, что попутный нефтяной газ 1 ступени менее плотный, чем газ 2 и ступеней. Например, плотность газа 1 ступени может составлять 900 г / м ³, а плотность газа 2 ступени – 1800 г / м ³. Это связано с тем, что при сепарации нефти на 1 ступени из нее «быстрее» выделяются лёгкие компоненты газа, и только после сепарации нефти и сепарации на 2 ступени происходит выделение более тяжёлых компонентов газа.
Резюмируя вышесказанное, хочу привести принципиальную схему подготовки нефти на месторождении (ДНС, УПН).Ведь информация, представленная в графическом виде, как известно, лучше воспринимается.
, схема, представленная в сильно упрощённом варианте (газосепараторов и установок предварительного сброса воды), однако моя цель была показать принцип работы подобных объектов. Схему подготовки нефти я составлял опираясь на личный опыт, т.е. изобразил именно то, что видел на большинстве месторождений. Если у вас возникли некоторые вопросы, я с удовольствием на них отвечу.
“Проекта предварительного сброса воды”
Страницы: 1 2
Узнай стоимость написания такой работы!
Ответ в течение 5 минут! Без посредников!
Содержание
Введение.
1 Литературный обзор.
1.1 Принципы сбора и подготовки скважинной продукции.
1.2 Принципиальная технологическая схема УПСВ.
1.3 Назначение узла сепарации УПСВ.
1.4 Характеристика оборудования установок ДНС, УПСВ и УПН.
2 Технологическая часть.
2.1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ.
2.2 Материальный баланс первой ступени сепарации.
2.3 Материальный баланс блока сбора воды.
2.4 Материальный баланс второй ступени сепарации.
2.5 Общий материальный баланс установки.
3 Техническая часть.
3.1 Обоснование выбора оборудования.
4 Автоматизация производства.
4.1 Основные технические решения по автоматизации.
4.2 Описание схемы автоматизиров.
5 Безопасность и экологичность технических решений.
5.1 Защита от опасных и вредных факторов производства.
5.2 Требования по охране труда при работе.
5.3 Пожарная безопасность.
5.3 Действия при ЧС.
5.4 Выводы.
6 Технико-экономическое обоснование проекта.
Заключение.
Список используемых источников.
Введение
Добыча нефти и нефтяного газа – это совокупность технологических процессов, осуществляемых на НГДП с целью получения этих продуктов в заданном количестве и определенного качества.
Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении нефтяной скважины и отдельных её состояний составляющих (нефть и газ), завершающимся товарной продукции.Унифицированные технологические схемы предусматривают различные сочетания процессов герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды для обеспечения качества продукции при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах.
Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ) является одной из основных технологических установок, входящей в состав системы сбора и подготовки
Целью дипломного проекта является теоретическое рассмотрение и расчет материального баланса ДНС с УПСВ в соответствии с данными варианта на проектирование.
В рамках поставленной цели можно выделить такие задачи, как:
рассмотреть основные принципы и технологические процессы сбора и подготовки скважинной продукции;
изучить технологическую схему ДНС с УПСВ;
провести материальные расчеты оборудования в соответствии с заданием на проектирование.
сделать выводы по проекту.
1 Литературный обзор
1.1 Принципы сбора и подготовки скважинной продукции
При извлечении нефти из недр происходит изменение и температуры, в результате чего продукция скважин из однофазного состояния переходит в двухфазное, т. е. разгазированную нефть и нефтяной газ; жидкая фаза начинается состоять из нефти и пластовой воды, в этом случае поток, движущийся по сборным трубопроводам, называют трехфазным; для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды используют специальные технологические установки.
Технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от H ₂ S и CO ₂ ) нефтяного газа, а также очистка сточной воды от капелек нефти, механических примесей, железа, H ₂ S, двуокиси углерода CO ₂ и кислорода [4, c.12].
Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее пунктов подготовки нефти, газа и воды.
Подготовка нефти и газа это технологические процессы, используемые с целью приведения их качества в соответствие с требованиями. При этом выполняются следующие операции:
Измерение количества нефти, газа и воды, поступающих из каждой скважины;
Транспортирование нефти, газа и воды от скважины к сборным пунктам, при необходимости с применением насосов на ДНС;
Сепарация нефтяного газа от нефти и транспорт газа до потребителя;
Отделение от нефти пластовой воды;
Деэмульгация (обезвоживание и обессоливание) нефти;
Стабилизация нефти;
Очистка и осушка нефтяного газа;
Очистка и ингибирование пластовой воды;
Подогрев продукции скважин [2, c.32].
Рис.1.1. Элементы системы добычи нефти
Требования к системам сбора и подготовки
1) Автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине;
2) Обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды по каждой пути движения, так же на старых месторождениях;
3) Доведение нефти, газа и воды на технологических установках до норм товарных продукций, при этом осуществляют автоматизированный учет товарной продукции и передачи ее товарно-транспортным организациям;
4) Обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, низкими металлоемкости и низкими эксплуатационными затратами;
5) Возможность ввода в разработку части месторождения полной утилизации нефтяного газа до окончательного строительства комплекса комплекса;
6) Надежность эксплуатации технологических установок и возможности полной автоматики;
7) Изготовление основных узлов индустриальным способом в блочном и новом исполнении с полной автоматизацией автономных установок;
8) Эффективное использование рельефа местности;
9) Охрана недр [1, 4].
1.2 Принципиальная технологическая схема УПСВ
Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если месторождения (группы месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок сброса воды (УПСВ) или установки подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.
Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, сепарации газа под давлением.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.
Принципиальная схема установки на рис. 1.2 [5, c.8].
Рис. 1.2. Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС)
Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы;
Н-1 – центробежный насос.Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления установка комплексной подготовки газа, ГНД – газ низкого давления
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 объектов по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.
На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ используется для нужд котельных и подается на УКПГ [2, 5].
Технологическая схема должна процесса обеспечения:
а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в «отстойные» аппараты;
б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;
в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5–10% (мас).
Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна использоваться подача реагента деэмульгатора на концевых участках нефтегазодобычи (перед первой ступенью сепарации нефти), при наличии соответствующих научно-исследовательских организаций подача воды, возвращаемых блоков подготовки нефти [5, c.9].
Рис. 1.3. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)
Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1, Н-2 – центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления
Установка предварительного сброса воды напоминает схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия ГОСТ 51858-2002.
На УПСВ (рис. 1.4) осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ используется для нужд котельных и подается на УКПГ.
Установка подготовки оборудования для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002 [2, 5].
Рис. 1.4. Принципиальная схема 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
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:
Узнай стоимость написания такой работы!
Ответ в течение 5 минут! Без посредников!
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 пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти, предназначенной для дальнейшей переработки [5].
Принципиальная схема установки на рис. 1.5.
Рис. 1.5. Принципиальная схема установки 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
1.3 Назначение сепарации УПСВ
Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз большого объема жидкости и для совместного транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого.Поэтому на нефтяных месторождениях нефти и газа транспортируют только на экономически целесообразные расстояния, а также выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два – нефтяной (водонефтяной) и газовый.
Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем. Например:
I ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные.
На месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.
Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН). 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 сверх допустимого они предназначены предохранительными клапанами СППК.
В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установку окончательной осушки ГСВ и поступает потребителя 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.
1.4 Характеристика оборудования установок ДНС, УПСВ и УПН
Основным требованием к технологии сброса воды является предварительное обезвоживание нефти без применения сложного технологического оборудования, не требующего постоянного присутствия обслуживающего персонала. Степень предварительного обезвоживания нефти должна быть агрегативной устойчивости эмульсии на выходе с установки так, чтобы при дальнейшем транспорте не происходило происходящее или было бы минимальным выделение свободной воды.
В настоящее время разработаны типовые УПСВ как емкостного исполнения с применением модернизированных аппаратов (трехфазных сепараторов и отстойников с секционными насадками), так и трубного исполнения с применением концевых делителей фаз трубных автоматизированных (КДФТ-А).
Общим для этих вариантов является использование ряда технологических приемов для придания технологии и оборудованию максимальной универсальности при изменении нагрузки, газоводосодержания, свойств эмульсии и других характеристик входящего потока.На диаграммах показаны технические характеристики и базовые наборы оборудования для УПСВ в емкостном и трубном исполнении.
УПСВ в общем случае:
концевые делители фаз трубные автоматизированные КДФТ-А;
сепараторы нефтегазовые со сбросом воды модернизированные автоматизированные НГСВМ-А;
сепараторы нефтегазовые модернизированные автоматизированные НГСМ-А;
отстойники воды трубные ОВТ;
отстойники воды модернизированные ОВМ;
устройство предварительного отбора газа УПОГ;
газосепараторы центробежные ГСЦ;
газосепараторы модернизированные ГСМ;
газосепараторы сетчатые ГС;
блок входного манифольда БВМ;
факельные установки ФУ и ФСУ;
трубные газовые расширители ТГР;
насосные станции перекачки нефти НН;
насосные станции перекачки воды НВ;
блоки узлов учета нефти БУУН;
блоки узлов учета газа БУУГ, блоки измерительно-регулирующие БИР;
расширители нефтегазовые Р;
смесители СМ;
коллекторы-успокоители потока КУП;
блоки дозирования реагента БДР;
печи положения;
теплообменное оборудование;
емкости дренажные;
комплекты трубной обвязки, запорно-регулирующей арматуры;
комплект системы автоматизации.
Сооружения технологического комплекса ЦПС и УПН должны проектироваться из непрерывного непрерывного ритма работы оборудования в течение 350 суток (8400 часов). Мощность (производительность) ЦПС (УПН) определяется по товарной нефти.
Нормы резервирования насосно-компрессорного оборудования, обеспечивающие непрерывность технологических процессов подготовки нефти и газа, должны приниматься из расчета [4, 6]:
а) для компрессорных станций – один резервный компрессор при числе рабочих компрессоров от одного до пяти и два резервных компрессора при числе рабочих компрессоров более пяти:
б) для насосных – один резервный насос для группы от одного пяти рабочих насосов; при обосновании (перекачке агрессивных жидкостей к др.) резерв может быть увеличен;
в) для насосно – компрессорного оборудования, работающего периодически, резерв не предусматривает:
г) для компрессоров воздуха обеспечивает резервный компрессор при невозможности производства ремонта компрессора без ущерба для снабжения воздухом ЦПС. При наличии резервного агрегата в блоках дополнительный резерв не предусматривает.
Теплообменная аппаратура УПН должна иметь резерв на случай отключения одного из аппаратов в связи с текущим ремонтом [6, c.62].
При количестве печей три и более следует предусмотреть мощность печей для установки системы системы, в случае выхода из строя одной из печей, в остальные печи.
Компоновка блоков УПН, а также компоновка установок в совокупности продуктов питания из условий обеспечения:
а) принятого технологического режима работы установки;
б) минимального количества встречных перекачек;
в) свободного доступа к местам обслуживания оборудования, приборам контроля и автоматизации, арматуре при обслуживании и ремонте;
г) возможности ведения механизированныцх ремонтных работ;
д) требований норм противопожарного проектирования.
Сброс некондиционной нефти с УПН следует использовать в сырьевые резервуары [2, c.34].
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2. 1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ
В данной работе проведен расчет УПСВ, схема которой приведена ранее на рис. 1.4 и 2.1. На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ используется для нужд котельных и подается на УКПГ.
Рис. 2.1. Принципиальная схема проектируемой установки предварительного сброса воды (УПСВ) (описание в тексте)
Рассмотрим описание технологической схемы установки.
В нефтегазовом сепараторе С-1 происходит дегазация нефти при давлении 0,6 МПа, который 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 от направляется на сантехнические сооружения для утилизации. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидратор (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, также обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку КСУ, давление в которой установлено на уровне 0,102 МПа. Подготовленная нефть из КСУ самотеком поступает в резервуарный парк для хранения и последующей автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод.Газ дегазации от С-1 и С-2 поступает на газосепаратор ГС и направляется на установку комплексной подготовки газа УКПГ. Остатки газа из ГС используются собственные нужды в качестве топливного газа для электростанции.
Для последующего расчета примем следующих параметров.
Годовая производительность установки по сырью – 1200000 тонн / год
Обводненность сырой нефти – 80%
Содержание воды в подготовленной нефти – 0,2%
Компонентный состав нефти приведен в табл.2.1.
Таблица 2.1. Компонентный состав нефти
Компо-нент CO ₂ N ₂ СН ₄ С ₂ В ₆ С ₃ В ₈ i-C ₄ H ₁₀ н-С ₄ В ₁₀ i-C ₅ H ₁₂ н-С ₅ В ₁₂ С ₆ В ₁₄ + Итого
% мол. 0,05 0,38 23,75 4,16 7,33 0,97 4,49 1,47 3,55 53,85 100
2.2 Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствуют абсолютному давлению и температуре, равным соответственно:
Р = 0,3 МПа; t = 15 ⁰ С.
Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,3 – 0,9 МПа) с достаточной точностью для практических целей можно выполнить по закону Рауля-Дальтона:
Узнай стоимость написания такой работы!
Ответ в течение 5 минут! Без посредников!
где y – мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком .;
x – мольная доля этого же компонента в жидком остатке;
K – константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации.
Таблица 2.2. Исходные данные для расчета
№ п / п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти () Молекулярная масса компонента (M _и), кг / кмоль К _и
1 CO ₂ 0,05 44 59,8
2 N ₂ 0,38 28 169,1
3 СН ₄ 23,75 16 73,47
4 С ₂ Н ₆ 4,16 30 11,17
5 С ₃ Н ₈ 7,33 44 2,44
6 изо-С ₄ Н ₁₀ 0,97 58 1,15
7 н-С ₄ Н ₁₀ 4,49 58 0,81
8 изо-С ₅ Н ₁₂ 1,47 72 0,21
9 н-С ₅ Н ₁₂ 3,55 72 0,16
10 С ₆ Н ₁₄ + 53,85 86 0,043
å å 100 ~ –
Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти по уравнению 2. 2. Путём подбора определим такую форму, при которой будет выполнено условие:
Подбор количества в табл. 2.3. Данные однотипные расчеты провели средства MS Excel.
Таблица 2.3. Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси = 34,0 = 34,6 = 35
CO ₂ 0,001 0,001 0,001
Азот N ₂ 0,011 0,011 0,011
Метан CH ₄ 0,681 0,669 0,662
Этан С ₂ Н ₆ 0,104 0,103 0,102
Пропан С ₃ Н ₈ 0,120 0,119 0,119
Изобутан изо-С ₄ Н ₁₀ 0,011 0,011 0,011
Н-бутан н-С ₄ Н ₁₀ 0,039 0,039 0,039
Изопентан изо-С ₅ Н ₁₂ 0,004 0,004 0,004
Н-пентан н-С ₅ Н ₁₂ 0,008 0,008 0,008
С ₆ Н ₁₄ + 0,034 0,035 0,035
åY _i 1,013 1 000 0,991
Таким образом, равенство соблюдается при N ’= 34,6.
Расчеты показывают, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 34,6 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.4. Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.5.
Средняя молекулярная масса газа:
M _ср ^г = å M _и ^г / åN ₀ ^г _и
М _ср ^г = 94,542 / 34,603 = 26,14 г / моль
Плотность газа:
Таблица 2.4. Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
Компонент
смеси
Молярный состав
сырой нефти (z ’_и),%
Газ из сепаратора Нефть из сепаратора
моли ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x ‘ _i = ( z ‘ _i 8 00 00 8 00 00 00 00 00 ^г _i ) ^. 100* ,%*
Σ ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )
Молярная масса (у ’_и) Моли
CO ₂ 0,05 0,001 0,048 0,002 0,002
N ₂ 0,38 0,011 0,376 0,004 0,006
CH ₄ 23,75 0,669 23,154 0,596 0,911
С ₂ Н ₆ 4,16 0,103 3,558 0,602 0,921
С ₃ Н ₈ 7,33 0,119 4,130 3 200 4 893 90 527
изо-С ₄ Н ₁₀ 0,97 0,011 0,367 0,603 0,922
н-С ₄ Н ₁₀ 4,49 0,039 1,347 3 143 4,806
изо-С ₅ Н ₁₂ 1,47 0,004 0,147 1,323 2,023
н-С ₅ Н ₁₂ 3,55 0,008 0,277 3 273 5 005
С ₆ Н ₁₄ + 53,85 0,035 1,198 52 652 80,511
Итого 100 1 000 34 603 65 397 100 000
Таблица 2. 5. Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
Компонент
смеси
Молярный состав сырой нефти (z _и),% Массовый состав сырой нефти
M _i ^c = z _i ^. м _и
Массовый состав газа из сепаратора
M _i ^г = N ₀ ^г _i ^. M _i
Массовый состав нефти из сепаратора
M _i = M _i ^c – M _i ^г
Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти
R _и ^г = 100 ^. M _i ^г / M _i ^c,%
CO ₂ 0,05 2,2 2,133 0,067 96936
N ₂ 0,38 10,64 10 522 0,118 98 895
CH ₄ 23,75 380 370 469 9 531 97 492
С ₂ Н ₆ 4,16 124,8 106738 18 062 90 527 85 527
С ₃ Н ₈ 7,33 322,52 181 736 140,784 56 349
и-С ₄ Н ₁₀ 0,97 56,26 21 281 34 979 37 827
н-С ₄ Н ₁₀ 4,49 260,42 78,121 182 299 29,998
и-С ₅ Н ₁₂ 1,47 105,84 10 583 95 257 9999
н-С ₅ Н ₁₂ 3,55 255,6 19 948 235 652 7 804
С ₆ Н ₁₄ + 53,85 4631,1 103011 4528,089 2,224
Итого 100 åM _i ^c = 6149,38 мМ _и ^г = 94 542 мМ _и ^н = 5244,838 R _см ^г = 14,709
Плотность газа при н. у:
R _см ^г = 0,1471 – массовая доля отгона.
Таблица 2.6. Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Компонент
смеси
Молярная концентрация N ₀ ^г _i / åN ₀ ^г _i Молекулярная масса
(M _и)
Массовый состав [N ₀ ^г _i / №N ₀ ^г _i] ^. М _и ^. 100,%
М _ср ^г
Содержание тяжёлых углеводородов [N ₀ ^г _i / №N ₀ ^г _i] ^. М _и ^. р _ср ^. 10 ³, г / м ³
M _ср ^г
CO ₂ 0,000 44 0,004 ~
N ₂ 0,000 28 0,007 ~
CH ₄ 0,009 16 0,558 ~
С ₂ Н ₆ 0,009 30 1057 ~
С ₃ Н ₈ 0,049 44 8 235 90 527 273 416
изо-С ₄ Н ₁₀ 0,009 58 2,046 67 932
н-С ₄ Н ₁₀ 0,048 58 10,664 354 043
изо-С ₅ Н ₁₂ 0,020 72 5 572 184,998
н-С ₅ Н ₁₂ 0,050 72 13,785 457 661
С ₆ Н ₁₄ + 0,805 86 264 880 8794 003
Итого 1 000 ~ 306 807 10132,053
В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности нефти. Сырая нефть имеет обводненность 80% масс.
Количество безводной нефти в этом потоке составляет:
Q _н = G _час ^. (100 – 80) / 100
Q _н = 142,86 ^. (100 – 80) / 100 = 28 572 т / ч.
будет отделяться от нефти с производительностью:
Q _г = R _см ^г ^. Q _н
Q _г = 0,1471 ^. 28,57 = 4,20 т / ч.
Q _н ^сеп = Q _н – Q _г
Q _н ^сеп = 28,57 – 4,20 = 24,37 т / ч,
Q ^сеп = Q _н ^сеп + Q _н2О
Q ^сеп = 24,37+ 114,29 = 138,66 т / ч.
Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условий:
ЕQ ^{до сеп} = ЕQ ^{после сеп};
ЕQ ^{до сеп} = Q = 142,86 т / ч;
ЕQ ^{после сеп} = Q ^сеп + Q _г;
Q ^сеп + Q _г = 142,8 т / ч.
Условие выполнено.
Данные первой расчету блока сепарации сводим в табл. 2.7.
Таблица 2.7.Материальный баланс сепарации первой ступени
Приход Расход
% масс т / ч т / г % масс т / ч т / г
Эмульсия Эмульсия 97,06
в том числе: в том числе:
нефть 20 28 572 240005 нефть 17,58 24,37 204708,00
вода 80 114 288 960019 вода 82,42 114,29 960036,00
Всего 100,00 138,66 1164744,00
ИТОГО 100 142,86 1200024 Газ 2,94 4,20 35280,00
ИТОГО 100,00 142,86 1200024,00
Рассчитаем невязку материального баланса:
Погрешность при расчете баланса минимальна и составила 24 т / г, что значительно меньше на 1%, что вызвано погрешностью при округлении.
2.3 Материальный баланс блока сбора воды
Узнай стоимость написания такой работы!
Ответ в течение 5 минут! Без посредников!
Поток сырой нефти производственной Q ^{сепаратор} входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:
R _н ^сеп = 100 ^. (Q _н ^сеп / Q ^сеп)
R _н ^сеп = 100 ^. 24,37 / 138,66 = 17,57%.
R _в ^сеп = 100 – R _н ^сеп
R _в ^се = 100 – 17,57 = 82,43%.
На выходе из блока отстоячный поток разделяется на два, в частности:
– обезвоженная нефть: вода – 0,2%; нефть – 99,80%;
– подтоварная вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.
Обозначим: Q _н ^от = Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг / ч; Q _в ^от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, кг / ч.
Тогда составим систему уравнений:
Q ^сеп. R _н ^сеп = 0,998 ^. Н + 0,002 ^. В
Q ^сеп. R _в ^сеп = 0,001 ^. Н + 0,999 ^. В
Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:
Q _н ^от = 26,96 т / ч, в том числе:
– нефть – 0,998 ^. Q _н ^от = 0,998 ^. 24,19 = 24,14 т / ч;
– вода – 0,002 ^. Q _н ^от = 0,002 ^. 24,19 = 0,048 т / ч.
Q _в ^от = 114,38 т / ч, в том числе:
– вода 0,999 ^. Q _в ^от = 0,999 ^. 114,38 = 114,27 т / ч;
– нефть – 0,001 ^. Q _в ^от = 0,001 ^. 114,38 = 0,114 т / ч.
Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 2.8.
Таблица 2.8 Материальный баланс блока сброса воды
Приход Расход
% масс т / ч т / г % масс т / ч т / г
Эмульсия в т. ч .: Обезвоженная нефть 17,46
нефть 17,57 24,37 204708 в том числе:
вода 82,43 114,29 960036 нефть 99,8 24,14 202776
вода 0,2 0,048 403,2
Всего 100 24 188 203179
Подтоварная
вода 82,54
в том числе:
вода 99,9 114,27 959868
нефть 0,1 0,114 957,6
Всего 100 114,384 960826
Итого 100 138,66 1164744 Итого 100 138 572 1164005
2. 4 Материальный баланс второй ступени сепарации
Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:
Р = 0,10 МПа; t = 50 ⁰ С.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К _и) (определение для данных условий из справочных таблиц) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.9.
Таблица 2.9. Исходные данные для расчета
№ п / п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти () Молекулярная масса компонента ( M _и ), кг / кмоль К _i
1 СО ₂ 0,002 44 568,9
2 N ₂ 0,006 28 639,2
3 СН ₄ 0,911 16 313,7
4 С ₂ Н ₆ 0,921 30 60,11
5 С ₃ Н ₈ 4 893 90 527 44 16,99
6 изо-С ₄ Н ₁₀ 0,922 58 8,52
7 н-С ₄ Н ₁₀ 4,806 58 5,6
8 изо-С ₅ Н ₁₂ 2,023 72 2,022
9 н-С ₅ Н ₁₂ 5 005 72 1,571
10 С ₆ Н ₁₄ + 80,511 86 0,533
å 100 000 ~ –
Путём подбора определим такую роль, при которой выполнится условие:
Подбор количества в табл. 2.6.
Таблица 2.6. Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси = 23 = 22,8
СО ₂ 0,000 0,000
Азот N ₂ 0,000 0,000
Метан CH ₄ 0,039 0,040
Этан С ₂ Н ₆ 0,038 0,038
Пропан С ₃ Н ₈ 0,178 0,179
Изобутан изо-С ₄ Н ₁₀ 0,029 0,029
Н-бутан н-С ₄ Н ₁₀ 0,131 0,131
Изопентан изо-С ₅ Н ₁₂ 0,033 0,033
Н-пентан н-С ₅ Н ₁₂ 0,069 0,070
Гексан и выше С ₆ Н ₁₄ + 0,481 0,480
åY _i 0,998 1 000
Расчеты показывают, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 22,8 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.11.
Таблица 2.11. Мольный процесс сепарации второй ступени
Компонент
смеси
Молярный состав
сырой нефти ( z ’ _i ),%
Газ из сепаратора Нефть из сепаратора
моли ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )
Мольный состав нефти
из блока сепараторов
x ‘ _i = ( z ‘ _i 8 00 00 8 00 00 00 00 00 ^г _i ) ^. 100* ,%*
Σ ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )
Молярная
9 ( y ’ _i )
Моли
СО ₂ 0,002 0,000 0,002 0,000 0,000
N ₂ 0,006 0,000 0,006 0,000 0,000
CH ₄ 0,911 0,040 0,901 0,010 0,013
С ₂ Н ₆ 0,921 0,038 0,872 0,049 0,064
С ₃ Н ₈ 4 893 90 527 0,179 4 080 0,813 1,053
изо-С ₄ Н ₁₀ 0,922 0,029 0,660 0,262 0,340
н-С ₄ Н ₁₀ 4,806 0,131 2,995 1811 2,346
изо-С ₅ Н ₁₂ 2,023 0,033 0,756 1,267 1,641
н-С ₅ Н ₁₂ 5 005 0,070 1,586 3,419 4 429
С ₆ Н ₁₄ + 80,511 0,480 10 950 69,561 90,115
Итого 100 1 000 22 809 77,191 100 000
Баланс по массе на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.12.
Средняя молекулярная масса газа:
M _ср ^г = å M _i ^г/ å N ₀ ^г _i
M _ср ^г = 1542,68 / 22,809 = 67,635 г / моль
Таблица 2.12. Массовый баланс процесса сепарации второй ступени
Компонент
смеси
Молярный состав сырой нефти (z _и ) ,% Массовый состав сырой нефти M _i ^c = z _i ^. M _i Массовый состав газа из сепаратора
M _i ^г = N ₀ ^г _i ^. M _i
Массовый состав нефти из сепаратора
M _i ^н = M _i ^c – M _i ^г
Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти
R _i ^г = 100 ^. M _i ^г / M _i ^c ,%
СО ₂ 0,00234 0,103 0,102 0,001 99 408
N ₂ 0,00642 0,180 0,179 0,001 99 473
CH ₄ 0, 14 574 14,418 0,156 98 932
С ₂ Н ₆ 0, 27 619 26 146 1,473 94 667
С ₃ Н ₈ 4,8926 215 274 179 501 35,773 83,383
изо-С ₄ Н ₁₀ 0,
53 486 38 275 15211 71,561
н-С ₄ Н ₁₀ 4,80613 278,755 173 719 105037 62 319
изо-С ₅ Н ₁₂ 2,02303 145 658 54,461 91,198 37 389
н-С ₅ Н ₁₂ 5,00471 360 339 114,201 246137 31 693
С ₆ Н ₁₄ + 80,5111 6923,953 941 694 5982,259 13,601
Итого 100 åM _i ^c = 8019,9 мМ _и ^г = 1542,68 мМ _и ^н = 6477,25 R _см ^г = 19,236
R _см ^г = 0,19236 – массовая доля отгона.
Таблица 2.13. Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
Компонент
смеси
Молярная дов N ₀ ^г _i / å N ₀ ^г
7
0
Молекулярная масса
( M _i )
Массовый состав
[ N ₀ ^г _i / 9118 9000 00 9118 9000 000 9118 9000 000 0* ^г _i ] ^. M _i ^. 100 , %*
М _ср* ^г*
Содержание тяжёлых углеводородов
[ N ₀ ^г _i / 9118 9000 00 9118 9000 000 9118 9000 000 0* ^г _i ] ^. M _i ^. r _ср ^. 10 ³ , г / м ³*
М _ср* ^г*
СО ₂ 0,000 44 0,000 ~
N ₂ 0,000 28 0,000 ~
CH ₄ 0,000 16 0,003 ~
С ₂ Н ₆ 0,001 30 0,028 ~
С ₃ Н ₈ 0,011 44 0,685 17 473
изо-С ₄ Н ₁₀ 0,003 58 0,291 7 429
н-С ₄ Н ₁₀ 0,023 58 2,012 51 303
изо-С ₅ Н ₁₂ 0,016 72 1,747 44 543 90 527
н-С ₅ Н ₁₂ 0,044 72 4,715 120 220
С ₆ Н ₁₄ + 0,901 86 114,584 2921 894
Итого 1 000 ~ 124 065 3162 862
В блоке второй ступени сепарации от частично обезвоженной нефти отделяется остаточный газ низкого давления.
Q _н = 24 142 т / ч.
будет отделяться от нефти с производительностью:
Q _г = R _см ^г ^. Q _н
Q _г = 24 142 ^. 0,19236 = 4,644 т / ч.
Q ^сеп = Q – Q _г = 24 142 – 4 644 = 19 498 т / ч,
Q ^сеп = Q _н ^сеп + Q _н2О = 19,498 + 0,048 = 19,546 т / ч.
Правильность расчёта баланса определится выполнением условий:
ЕQ ^{до сеп} = ЕQ ^{после сеп};
ЕQ ^{до сеп} = Q = 24,142 т / ч;
ЕQ ^{после сеп} = Q ^сеп + Q _г;
Q ^сеп + Q _г = 19 498 + 4 644 = 24 142 т / ч.
Условие выполнено.
Данные первой расчету блока сепарации сводим в табл. 2.14.
Таблица 2.14. Материальный баланс сепарации второй ступени
Приход Расход
% масс т / ч т / г % масс т / ч т / г
Эмульсия Эмульсия 97,70
в том числе: в том числе:
нефть 99,80 24 142 202793 нефть 99,8 19,498 163783
вода 0,20 0,048 403,2 вода 0,2 0,048 403,2
Всего 100 19 546 164186
ИТОГО
100
24,19
202793
Газ 19,20 4 644 90 527 39009,6
ИТОГО 100 24,19 203196
Погрешность при расчете баланса минимальна и составила -0,2%, что значительно меньше 1%, что вызвано погрешностью при округлении.
Страницы: 1 2
принципиальная схема станции · GitHub
Принципиальная схема станции базируется на холодильном цикле высокого давления с детандером. Разделение воздуха происходит в разрезной. Принципиальная схема насосной установки. Схема установки насосной станции помогает владельцу загородного дома или дачи правильно. Другие документы, похожие, Эксплуатация и принципиальная схема фронта слива железнодорожной станции “Грузовая”. Данная схема предоставена и реакторах 811100, РЕЙ-500.. Важным преимуществом такой АЭС является принципиальная возможность перехода на. Ручная телефонная станция системы ЦБ УРТС-100/600 предназначена для обслуживания связи между абонентами внутри предприятий или. Принципиальная схема теплового управления от вида, свойств и способа сжигания топлива, произ-сти котельной и ее хозяйства зависит от расположения, а также. Станции для системного действия для жидкой смазки. Модель MPT-200. Станции. схема станции MPT Принципиальная схема станции MPT. ОБЩИЙ ВИД И ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СТАНЦИИ.Рис. 1. Принципиальная схема станции, на вставках спектральное распределение мощности СИ ,. Тепловоз (рис. 106) состоит из следующих частей: первичного двигателя, передачи, экипажа и вспомогательного оборудования. Первичным. Станцииочные типа МРТ (смазочные материалы-200, МПТ-500). Смазочное оборудование / · Станции. схема станции MPT Принципиальная схема станции MPT. Щит станций управления. Принципиальная однолинейная схема (3,25 и 6,5 куб. М / час) Щит станции управления.Аварийная самолетная приемо-передающая радиостанция индивидуального использования для связи летчика, самолета. Принципиальная схема устройства аэрационных станций ТОПАС. Очистное сооружение ТОПАС является наиболее эффективной установкой на. baku 898d схема Результаты поиска принципиальной схемы схема паяльной станции baku 898d circuit. Принципиальная схема конденсационной и электрической станции (КЭС) – установки, вырабатывающей только электроэнергию, на рисунке 2. 1-входной газопровод, 2- фильтр, 3 – подогреватель газа. 4 – контрольный клапан, 5- регулятор давления после себя, 6 – расходомер ,. Проблема обезжелезивания воды в нашей стране стоит повсеместно, используется ли вода из артезианских скважин в загородных домах и коттеджах. Описание технологической схемы ТЭС (тепловой электростанции), основное и вспомогательное оборудование, общая тепловая энергия. 2 мин – Загружено Вадим ЮлдашевПринципиальная схема ДНС Дожимная насосная станция. Вадим Юлдашев. ПодписатьсяПодписатьсяОтписаться 1212. Загрузка … Загрузка. 56) Структура фитоценозов.Вертикальная структура – ярусность. На начало проектных и монтажных работ станция обезжелезивания представляла собой. Принципиальная схема работы станции обезжелезивания. Централизованной установкой газового пожаротушения защищается 24 направления. Принципиальная схема станции газового. Принципиальная схема производства питьевой воды на московских станциях водоподготовки базируется на классической двухступенной технологии. По принципиальной схеме можно понять, как работает паяльная станция. Микросхема LM358 сравнивает эталонное, заданное оператором значение с. Нажмите на рисунок для просмотра визуального вида станции “ЛОС”. Принципиальная схема станции очистки ливневых сточных вод. По правилам Регистра к станции сигнальных огней питания. 1 изображена принципиальная схема соединений станции ходовых огней. Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное … Разрез главного корпуса станции: 1 – реактор; 2 – запасные ТВЭЛы; 3 -. Принципиальные схемы вторичной коммутации подстанции 35 / 6-10кВ с поясняющими схемами и полными спецификациями вторичного оборудования.Устройство и типы насосных станций для дач и жилых домов .. Принципиальная схема водопроводной станции, один из вариантов оборудования. Поэтому принципиальные схемы АЭС ниже даются как тепловые схемы паротурбинной части станции. На рис. 15.1 приведена принципиальная. Схема станции – двухконтурная. Первый, радиоактивный, контур состоит из одного реактора ВВЭР 1000 и четырех циркуляционных. Повысительная насосная станция с двумя насосными группами для пожаротушения и холодного водоснабжения. Принципиальная схема ПНС №2.Принципиальная схема передатчика станции Р-60/120 (# 26715648). Антиквариат и Искусство: Техника, Приборы: Другое. Схема станции. Главная; Схема станции. Принципиальная технологическая схема станции. Вспышка. Принципиальная технологическая схема станции. Принципиальная схема паяльной станции. Схема паяльной станции. Размер платы (без БП) при применении SMD элементов составил. Структурная схема установки стандарта GSM На рис. 5.2 приведена схемная схема приемопередающей станции в подсистеме BSS.Станции для системного действия для жидкой смазки. Модель MPT-200. Станции. схема станции MPT Принципиальная схема станции MPT. Функциональная схема компрессорной станции с поршневыми компрессорами. Схема включает следующее оборудование: 1 – заборник воздуха; Принципиальная схема насосная станция. * Может быть еще одна причина – низкое напряжение в сети. При этом все будет работать, а воды не. Электрическая принципиальная схема станции управления суз-40: Нацбест осталась принципиальная схема управления схема суз-40 Электрическая. Технические характеристики блочных станций «ГРС ГАЗПРОММАШ-10», «ГРС. Типовая пневматическая принципиальная схема станции. Рассмотрены вопросы разработки технологической схемы схемы, выбора и расчета … Принципиальная схема производства сжатого воздуха :. Схема станции катодной защиты электрическая принципиальная КЗУ-1.2 АМ GSM. Перечень элементов схемы электрической. Однолинейная схема станции с групповыми расщепленными. На рис. 5 принципиальная схема с групповыми реакторами Для мелких.24. Основные схемы и технология работы сортировочных станций; 1.4.1. Основы … Этим условиям в полной мере соответствует принципиальная схема. Принципиальная электрическая схема управления асинхронным. двигателем с двух мест с помощью двух кнопочных станций. Станции для системного действия для жидкой смазки. Модель MPT-200. Станции. схема станции MPT Принципиальная схема станции MPT. Принципиальная схема на паяльную станцию ТЕРМИТ. Принципиальная схема самодельной паяльной станции. Схема простая и довольно неплохо работает, но есть нюанс – очень чувствительная к. Интернет – магазин насосного оборудования компании Grundfos предлагает изучить Принципиальная схема подключения насосной станции, мы. Принципиальные схемы насосных станций разной производительности практически одинаковы, поэтому рассмотрим схему станции GP2 двумя. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА СТАНЦИИ. 7.1. Назначение принципиальной тепловой схемы (ПТС). Назначение ПТС – определить сущность. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ).Озонаторная станция производственной 0,5 м3 / ч имеет технологическую схему обработки воды. Насос забортной. Список тем »Мануалы» Электрическая принципиальная схема .. Такие классные схемы Электрическая станция 40 сузальная принципиальная тяжелое. После расчета капитальных и эксплуатационных затрат по обоим сравниваемым вариантам схемы станции приведенные годовые. Электрическая принципиальная схема станции управления суз-40: принципиальная станция суз-40 Электрическая схема управления учёные. Принципиальная схема станции (рис. 14.3) работает следующим образом. При отсутствии воды в водонапорной башне контакты датчиков верхнего. Рисунок 1- Принципиальная схема ТЭС. Классификация ТЭС. 1) По виду отпускаемой энергии: а) тепловые станции, отпускающие. Комплексный пункт КМС включает в себя сейсмическую станцию КАМР на базе датчиков. СТС-1. принципиальная схема комплексной станции KMS. ОАО «РЯЗАНСКИЙ ЗАВОД МЕТАЛЛОКЕРАМИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ». Россия, 3, Рязань, ул. Новая, 51 «В». Отдел продаж: +7 (4912) 44-68-07 ;.УСТАНОВКИ И СТАНЦИИ. Принципиальная схема подготовки нефти на месторождении. 31 марта 2012 г. Инжиниринг Просмотров: 23593. На каждом. Газораспределительные станции «Газпроммаш» с пропускной. Типовая принципиальная схема блочной газораспределительной станции ГРС. 1. Принципиальные станции холодоснабжения с чиллерами различного конструктивного исполнения. I. Принципиальная схема, основные. Автоматизация насосов и насосных станций, как правило, сводится к управлению. Принципиальная электрическая схема погружным.Атомная станция теплоснабжения (АСТ) состоит из нескольких автономных. Рис. 3.43. Принципиальная схема реактора: Особенность конструкции. Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального. с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел. Принципиальная схема станции отчистки поверхностных вод: 1 – водовод; 2 – дозатор; 3 – смеситель; 4 – осветлитель; 5 – фильтр ;. Главная // Классификация, основы компоновки и оборудование насосных станций // Принципиальные схемы компоновки насосных станций.Рис. 9.26. Схема подключения пикового сетевого подогревателя к РОУ: ПК – паровой. На рисунке 9.26 дана принципиальная схема включения сети. Базовая станция сотовой связи Huawei DBS3900, поддерживает три режима работы, GSM, UMTS. Принципиальная схема Базовой станции DBS3900. Рисунок 4-Технологическая и электрическая принципиальная схемы .. Рис. 2. Датчики уровней трубчатый (а), станции управления «Каскад (б) ,. Рис. 51 I-я часть принципиальной электрической схемы станции управления СУВ-350А. Суммарный ток, проходящий через станцию, в камере.Электрическая принципиальная схема станции суз-40: для схемы суз-40 станции Электрическая принципиальная думают какой строить. Принципиальная схема работы станции. Главным узлом станции обеззараживания является мембранный биполярный электролизер (МБЭ). Принципиальная схема фильтровальной станции. типа источника (см. схему поверхностные и подземные источники водоснабжения). Станция ГВС – проточная станция с узлом (или без) рециркуляции на основе пластинчатого теплообменника производительностью до 35 л / мин.Атомные электрические станции, которые применяются в энергетике ,. Принципиальная схема паротурбинной электрической станции. В зависимости от мощности имеют катодные станции. Катодная станция, принципиальная схема которой изображена на рисунке, состоит. Схема стационарной АЗС. Принципиальная технологическая схема АЗС. Технические. УСТРОЙСТВО АВТОЗАПРАВОЧНОЙ СТАНЦИИ. проектирование тепловых станций. В зависимости от используемого топлива. Принципиальная схема ТЭЦ с отопительной нагрузкой.Электрическая принципиальная схема станции управления суз-100: месяцев управления Электрическая схема принципиальная суз-100 станции долго. Харьковской области 40 Электрическая сузная принципиальная схема станции пример. меня вы не шокировали, это точно) И эти ублюдки будут еще учить. Для тех, кто столкнется с ремонтом этой станции выкладываю основные схемы: Принципиальная схема блока питания (плата 3.031) · Перечень. Какие особенности имеет принципиальная электрическая схема станции? Усилитель приема.Предназначен для усиления речи. Станция перекачки конденсата предназначена для возврата конденсата. Принципиальная схема станции перекачки конденсата на электрические. Принципиальная тепловая схема станции с установкой К-800-240 (чертеж) »Тепловые схемы» Чертежи :: Библиотека :: Тепловые электрические. Электрическая принципиальная схема станции управления суз-100: Днепродзержинска суз-100 станции принципиальная схема Электрическая. На хабре есть пост про головную станцию IPTV. В нем было рассказано.Ниже пример с принципиальной схемы. Конечно, у крупных.
Предварительное обезвоживание: установка предварительного сброса воды
В процессе эксплуатации месторождения продукции добывающих скважин обводняется и, как следствие, возникают следующие проблемы:
рост затрат на транспортировку балластной воды на центральные центры сбора и подготовки нефти;
рост затрат на перекачку подтоварной воды на кустовые насосные станции для закачки в пласт:
увеличение нагрузки технологического оборудования центрального пункта подготовки нефти;
необходимость поднятия давления в нефтепроводах для транспортировки жидкости при том же уровне добычи нефти.
Для решения этих проблем рекомендуется предварительный предварительный анализ воды непосредственно на месторождениях БКНС. Как правило, установки предварительного сброса воды строят на площадках ДНС частично используя имеющееся оборудование и коммуникации.
Установки предварительного сброса воды (УПСВ) бывают емкостного или трубного варианта исполнения. Вариант исполнения УПВС принимают на стадии технико-экономического обоснования проекта строительства.
Структурная схема установки предварительного сброса воды

УУГ – узел учета газа;
УУН – узел учета нефти;
УУВ – узел учета воды;
ОВ – отстойник воды;
Н-Н – насосная откачки нефти;
Н-В – насосная откачки воды;
НГСВ – нефтегазовый сепаратор со сбросом воды; ГС – газовый сепаратор;
БЕ – буферная емкость;
БЕВ – буферная емкость воды;
БР – блок ввода химреагента;
УПОГ – узел предварительного отбора газа
Материалы заимствованы из издания “Справочник инженера по подготовке нефти” – ООО “РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ”.
Больше новостей:
Отгружены горизонтальные резервуары в Сургут
Опубликовано 18.09.2019
Новый гипермаркет всемирно известной сети французского бренда «Леруа Мерлен» в г. Москва. Сургут планируется достроить уже до конца этого года. Для этого проекта нашей компании изготовлены и отправлены к месту монтажа горизонтальные стальные резервуары РГС … →
Производство и отгрузка стальных резервуаров РВС-200
Опубликовано 21.08.2019
Изготовлены три резервуара номинальным объемом 200 м3 для хранения пожарного запаса воды. Монтаж емкостей будет произведен на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Эксплуатация в условиях Крайнего Севера требует особого подхода к прочности, … →
Резервуар РВС-1000 из нержавеющей стали отгружен заказчику
Опубликовано 20.06.2019
Отгружены заказчику металлоконструкции вертикального цилиндрического резервуара РВС-1000.Основные конструкции резервуара изготовлены из нержавеющей стали марки 12Х18Н10Т. Эта хром-никелевая отличается долговечностью и уникальным качественным показателем, в … →
Описание принципиальной технологической схемы предварительного сброса воды (упсв). Информационный проект для работников нефтяной и газовой промышленности и студентов нефтегазовых учебных заведений Принцип работы днс в нефти
Установка предварительного сброса воды УПСВ (рис.1) отделение для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ из следующих комплексов оборудования:
· Узел сепарации.
· Резервуарный парк.
· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано использованием 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, вместимость 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.). На наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При малых габаритах жидкости, а при необходимости работы они регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.
Рассмотрим принцип работы УПСВ по 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 сверх допустимого они предназначены предохранительными клапанами СППК.
В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установку окончательной осушки ГСВ и поступает потребителя 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, предотвращают попадание в насосы различных мех. примесей.
Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются приборами:
· датчиками температуры подшипников;
· электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля давления 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 выполнять 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 насосы установлены обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимов работы 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 следующие реагенты: ингибиторы коррозии, реагенты-деэмульгаторы.Для предотвращения образования гидратных пробок в сборный газопровод подается метанол. Ингибиторы коррозии, подавляемые в систему сбора нефти для защиты от загрязнений, не должны также ухудшать качество реологических эмульсий, так и эмульсий, обработанных деэмульгаторами, а не должны отрицательно влиять на процесс подготовки нефти. То есть ингибиторы должны быть совместимы с применяемыми деэмульгаторами. На установку применяются ингибиторы коррозии типа «Коррексит» 1106А и 6350, «Сипакор».Для выполнения предварительного обезвоживания нефти применены 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) недостаточно энергии 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, сепарации газа под давлением. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.
Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
· буферной емкости;
· сбор 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 буферную емкость и насосный агрегат. Технологической способности ДНС буферные способности предназначены схем для:
· приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
· сепарации нефти от газа;
· поддержание 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 защиты 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 допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом при насосы должны автоматически отключаться.
Блок сбора и откачки утечек из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3, содержащим насос НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и предохранительных клапанов буферных емкостей.Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на приеме 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 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 управленияриводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается.При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, что тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.
Общие положения.
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Виду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей до подачи в магистральный трубопровод. Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти исключающая потери углеводородов.Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).
На УПСВ жидкость проходит две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ).С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.
После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.
Технологические процессы подготовки нефти проводят на установке подготовки нефти (УПН) или центральном процессе подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:
Сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;
Обезвоживание продукции;
Обессоливание;
Стабилизация нефти.
На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации.После сепарации жидкость направляется в печь для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, используетсяся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.
Нефть с содержанием воды до 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС на установки подготовки нефти (УПН) в печи-нагреватели ПТБ-10.В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента – деэмульгатора в количестве до 20 г / т. Нагрев в печах производится до 45-50 о С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49 о С поступает в сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти.На наибольшее применение резервуары типа РВС (резервуар вертикальной стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на нефтеперекачивающую станцию (НПС). С НПС нефть подается в магистральный нефтепровод, а для окончательной переработки нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему «СМИТ», высокую точность учета до 0,1%.
Рассмотренная схема сбора и подготовки обобщенной для всех месторождений. При выборе схемы размещения объектов подготовки нефти и их количественную роль играют такие факторы, как объемы подготовки нефти, территориальное размещение месторождения между отдельными скважинами или кустами скважин.
Установка предварительного сброса воды УПСВ для отделения нефти воды и попутного газа. УПСВ из следующих комплексов оборудования:
· Узел сепарации.
· Резервуарный парк.
· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано использованием насосными блоками).
Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.
Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, сепарации газа под давлением.В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.
Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
· буферной емкости;
· сбор и откачки утечек нефти;
· насосного блока;
· свечи аварийного сброса газа.
2. Порядок допуска к самостоятельной работе оператором ООУ.
К самостоятельной работе в качестве оператора обезвоживающих и обессоливающих установок (ООУ) допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшее медицинское освидетельствование и годное состояние здоровья, имеющее соответствующее профессиональное образование и соответствующее квалификационное удостоверение, прошедшие инструктаж по безопасному ведению работ, стажировку и проверку знаний .Срок стажировки установки, но не может быть двух недель.
Каждый поступающий на предприятие оператор ООУ, не зависимо от квалификации и стажа работы по данной профессии, должен пройти вводный инструктаж. После вводного инструктажа руководителем работ (мастером) должен быть проведен первичный инструктаж на рабочем месте.
Не реже одного раза в 6 месяцев оператор ООУ должен пройти повторный инструктаж на рабочем месте и не реже 1 раза в год Проверка знаний по технике безопасности, электробезопасности и зачеты по пожарно-техническому минимуму.
Внеплановый инструктаж должен проводиться:
§ при изменении технологического процесса, замене и модернизации оборудования, приспособлений и инструментов, материалов, материалов и других факторов, в результате которых изменяются условия труда;
§ когда на предприятии, в цехе, на участке, в бригаде произошел несчастный случай или авария;
§ при перерывах в работе более чем на 30 календарных дней;
§ в случае, когда выявленные нарушения требований правил безопасности и инструкций произошли в случае травме или аварии;
§ при необходимости доведения до рабочих требований, вызванных введением в действие новых правил или инструкций по безопасному ведению работ, стандартам ССБТ;
§ по приказу или распоряжению руководства предприятий, указанию вышестоящих органов и органов государственного надзора и других подобных случаях.
Рекомендуется инструктаж перед выполнением разовых работ, не входящих в круг постоянных (прямых) обязанностей по профессии.
Оператор ООУ, прибывший на объект для работы, должен быть ознакомлен с правилами внутреннего трудового распорядка, характерными опасностями и их признаками.
Режим работы указанным приказом (распоряжением) по предприятию:
1 смена – с 08.00 до 20.00 час,
2 смена – с 20.00 до 08.00 час, с перерывом на обед продолжительностью 1 час в течение рабочей смены.
Дополнительные перерывы для обогрева работающих, приостановка работы на объектах осуществляются в зависимости от предельных значений температуры наружного воздуха и скорости ветра в данном климатическом районе, для субъектов Российской Федерации.
Оператор ООУ должен работать только в выдаваемых ему предприятиях спецодежды, спецобуви, средствхальной защиты. Их выдача производит в соответствии с утвержденными нормами, разработанными на предприятии на основании «Типовых отраслевых норм выдачи спецодежды, спецобуви и других индивидуальной индивидуальной защиты».
Оператор должен соблюдать правила пожарной безопасности, уметь пользоваться средствами пожаротушения, знать их места нахождения.
Использование первичных средств пожаротушения не по назначению запрещается.
Курить на взрывопожароопасных объектах разрешается только в специально отведенных (согласованных с пожарной охраной) местах и оборудованных местах, обозначенных табличкой «Курить здесь».
Запрещается пользоваться открытым огнем для прогревания трубопроводов, задвижек, кранов и т.д., для этих целей рекомендуется пользоваться горячей водой, паром.
При травмировании или несчастном случае очевидец должен немедленно сообщить об этом руководителю работ (мастеру, нач. Цеха), принять меры к сохранению обстановки. . Оператор обязан знать и уметь практически применять приемы оказания первой (доврачебной) помощи пострадавшим, иметь на рабочем месте укомплектованную медицинскую аптечку.
Работник должен вызвать выброс (выброса) горючих паров, газов и жидкостей, вызвать вызовной охраны – при возникновении загорания или возможности его вызвать выброс (выброса) горючих паров, газов и жидкостей; скорой помощи – при ожогах, травмах, отравлениях и т. д.
Поставщики услуг по доставке грузовых услуг.
Оператор ООУ при выполнении работ должен соблюдать правила личной гигиены, содержать в чистоте специальную одежду и средства индивидуальной защиты. Мыть руки, детали оборудования и стирать спецодежду в легковоспламеняющихся жидкостях и химреагентах запрещается. Спецодежда должна стираться в комплексном поселке химчистки и стирки. По мере загрязнения, но не реже, чем один раз в 90 дней, сдавать исполнительную загрязненную спецодежду лицами, ответственным за ее сбор. На время чистки загрязненной спецодежды должен выдаваться другой комплект наименования и размерности из обменного фонда.
Операторы ООУ должны ежегодно проходить медицинскую комиссию.
Запрещается проезд на работу и обратно на личном автотранспорте без использования специального инструмента или распоряжения работодателя для его использования в производственных целях.
Перевозка людей осуществляется вахтовым автотранспортом к месту работы и обратно.
Порядок предоставления транспорта для перевозки людей между предприятием и заказчиком должен осуществляться на основе заявок и договоров между ними.
За невыполнение требований настоящих инструкций ООУ несет ответственность в установленном порядке.
ДНС – это аббревиатура дожимной насосной станции. Дожимная насосная станция представляет из себя технологическую часть системы сбора газа и нефти на месторождениях и их транспортировкой. Главным оборудованием любой дожимной насосной станции являются насосы, которые придают газу и нефть дополнительный напор. Именно благодаря этому напору возможна транспортировка газа и нефти по направлению к высоконапорным участкам через системы подготовки и сбора.
Существует несколько документов, которые регламентируют работу дожимных насосных станций. Это технические регламенты и схемы, которые утверждаются на уровне предприятия, занимающегося добычей газа и нефти. Практически все дожимные насосные установки устанавливаются на удаленных месторождениях, и их установка там не хватает энергии нефтегазоносного пласта, которая позволяет бы транспортировать нефтегазовые смеси до установки предварительного сброса или УПСВ.Кроме того, все дожимные насосные станции могут осуществлять сепарацию нефти от газа, очищение газа от капельной жидкости и отдельную транспортировку углеводородов. Нефть в данном случае перекачивается с помощью центробежного насоса, благодаря газу благодаря давлению сепарации. Дожимные насосные станции могут быть разных типов, которые зависят от их способности пропускать через себя разнообразные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла включает в себя буферную емкость, узлы откачки утечек и сбора нефти, насосный блок и свечи для аварийного сброса.На нефтяных промыслах нефть, после того как пройдет групповые замерные установки, поступает в буферные емкости и по итогам сепарации идет в буферную емкость для равномерного поступления к перекачивающему насосу. Уже только после прохождения того технологического этапа, нефть идет дальше в нефтепровод, который является инженерно-техническим сооружением всего трубопроводного транспорта. Нефтепровод и обеспечивает поступление нефти к потребителям.
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, сепарации газа под давлением. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.
Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
· буферной емкости;
· сбор и откачки утечек нефти;
· насосного блока;
· свечи аварийного сброса газа.
Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет буферную емкость и насосный агрегат. Технологической способности ДНС буферные способности предназначены схем для:
· приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
· сепарации нефти от газа;
· поддержание 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 защиты 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 допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом при насосы должны автоматически отключаться.
Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости 4 – 12 м 3 , содержащий насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и предохранительных клапанов буферных емкостей.Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на приеме 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 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 потокаера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижкой, она открывается, и уровень в НГС снижается.При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, что тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.
На каждую ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам создается контроль над режимом работы ДНС.
Схема установки 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:
3) нагрев продукции скважин;
4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;
7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов – деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.
Рис.4.1. Дожимная насосная станция (ДНС)
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 используется для нужд котельных и подается на УКПГ.
Жидкость, добываемая на месторождении, предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в производственные работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии.Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.
б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;
Процесс предварительного обезвоживания нефти должен использоваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществлять, как правило, без дополнительной обработки скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.Предварительное обезвоживание нефти должно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые волы должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивных горизонтах без дополнительной очистки (обеспечивает только дегазация воды).
Схема установки на рис. 4.2.
4.3. Описание принципиальной технологической схемы установки сброса воды (УПСВ)
Установка предварительного сброса воды напоминает 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 используется для нужд котельных и подается на УКПГ.
Жидкость, добываемая на месторождении, предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в производственные 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 производится 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 должна процесса обеспечения:
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 использоваться подача реагента – деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих научно-исследовательских организаций – подача воды, возвращ с блоков подготовки нефти.
Процесс предварительного обезвоживания нефти должен использоваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществлять, как правило, без дополнительной обработки скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.
Предварительное обезвоживание нефти преимущественно осуществляется в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило нефтепродуктов до 30 мг / л , содержание КВЧ обеспечивает их закачку в продуктивных горизонтах без дополнительной очистки (обеспечивает только дегазация воды).
Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу 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 оборудования 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 поддерживает 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 регулятор давления. Пластовая вода из блока от направляется на сантехнические сооружения для утилизации. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидраторы (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, дополнительно обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку – КСУ, давление в которой 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, 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 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 для получения товарной нефти и газа.
Сбор и подготовка нефти (рис. 4.5) составляет единую систему процессов и включает 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 фракции нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала;
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 транспортировки по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального сбора. Они транспортируются под давлением напора, вызываемые: давлением на устье скважин; давления, требуемого насосами (при необходимости).
Нефтепроводы , по которой осуществляется сбор нефти от скважин, называются сборными коллекторами , давление в коллекторе называется линейным давлением .
Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин определяется в зависимости от: природно-климатических условий; систем разработки месторождений; физико-химические свойства пластовых жидкостей; способы и системы добычи нефти, газа и воды.
Эти условия дают возможность: замера дебитов каждой скважины;
транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на возможное возможное расстояние; максимальную систему предотвращения 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 на больших по площади месторождения нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.
На большинстве нефтяных месторождениях регистрации Сибири, в основном, применяются двухтрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую 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 изменений 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 продукции безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Не рекомендуется раздельно собирать продукцию нефтей разных горизонтов. Продукция обводненных скважин и продукцию, нежелательно смешивать, по 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 .
Общие положения
Установка предварительного сброса воды (УПСВ) для отделения и сброса пластовой воды и её очистки от нефти и механических примесей до требуемых значений на кустовых площадках, установках подготовки нефти и площадках ДНС.
Комплектация УПСВ определяется на основании технического задания на разрешение и поставку оборудования.
Установки УПСВ эксплуатироваться в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60 ° С.
Оборудование выполнено в климатическом исполнении УХЛ, ХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150 – 69.
Основные показатели назначения работы станции УПСВ
Качество подготовки продукции на выходе
Состав оборудования
В зависимости от требований, предъявляемых заказчиком к качеству нефти и воды на выходе из УПСВ, комплект оборудования может быть следующее оборудование:
сепаратор нефтегазовый со сбросом воды типа НГСВ V = 25… 200 м 3;
сепаратор нефтегазовый V = 12,5 м 3… 100 м 3;
отстойник воды V = 50… 200 м 3;
узел учета газа и нефти;
депульсатор;
подогреватели нефти;
насосная станция перекачки нефти;
блок дозирования реагента;
факельная установка;
емкость дренажная;
комплект трубной обвязки, площадки обслуживания;
комплект запорно-регулирующей арматуры и КИП;
блок НКУ;
блок управления.
Описание работы (см. Технологическую схему)
На входе УПСВ предусмотрен байпасный трубопровод, в случае отключения электроэнергии на установку, обеспечивающую отводящую отводящую газожидкостную смесь на выход с установки. На входе байпасного трубопровода и входном трубопроводе УПСВ предусмотрены задвижки с электроприводом и бесперебойным питанием, обеспечивающим их открытие в случае отключения электроэнергии. После задвижки на входном трубопроводе предусмотрен узел подключения установки реагента-деэмульгатора.
Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в нефтегазовый сепаратор (НГС), в котором происходит сепарация газожидкостной смеси от газа при давлении ~ 1,6 МПа и сброс газа в трубопровод выхода ГЖС с УПСВ на УПН. Давление в аппарате поддерживается регулятором давления «до себя» РД1, уровень жидкости в НГС поддерживается регулятором уровня РР1. Также, НГС оснащен блоком предохранительных клапанов СППК с ПУ.
Частично разгазированная ГЖС из НГС по трубопроводу поступает в нефтегазовый сепаратор со сбросом воды (НГСВ).В НГСВ при давлении в аппарате ~ 1,0 МПа, поддерживаемым регулятором давления «до себя» РД2, происходит дальнейшая дегазация ГЖС и отделение пластовой воды от нефти.
Уровень жидкости в аппарате поддерживаемый регулятором уровня РР2. Отделенная пластовая вода из НГСВ поступает на узел учета воды и подается на выход установки. На линии выхода воды из НГСВ предусмотрен регулятор уровня РР3.
Отделенная нефть поступает на выход с УПСВ на УПН.
Газ из НГСВ сбрасывается в трубопровод выхода ГЖС с УПСВ на УПН, после точки сброса газа с НГС.
На трубопроводе выхода ГЖС с УПСВ после линии сброса газа с НГСВ предусмотрен обратный клапан КОП.
Сепараторы НГС и НГСВ в комплекте с верхними площадками обслуживания, трубной обвязкой, запорной арматурой и приборами КИПиА располагаются на скидах (рамах-основаниях) на открытом воздухе. Узел воды размещается на раме-основании (скиде) на открытом воздухе, либо в блоке-укрытии. Блок управления и блок НКУ располагаются в блоках-укрытиях. После учета потоков газа и газового конденсата происходит объединение их в один трубопровод.
Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе в НГСВ предусмотрен успокоительный коллектор. Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в нефтегазовый сепаратор (НГСВ), в котором происходит сепарация газожидкостной смеси от газа и предварительное разделение жидкостной смеси на нефть и воду. Вода накапливается в нижней части аппарата перегородки подачи воды и отводится через штуцер выхода воды в отстойник воды (ОВ). Нефть с остаточным содержанием газа и воды поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата в трубопровод вывода газа из НГСВ.Давление в НГСВ поддерживается регулятором давления, уровень нефти и воды поддерживается регуляторами уровня.
Вода из НГСВ поступает в напорный отстойник воды, в котором происходит окончательное отделение воды от нефти. Нефть скапливается в верхней части аппарата и поступает из НГСВ в трубопровод выхода газа. Уровень нефти в верхней части ОВ поддерживаемый регулятором уровня. Отделенная пластовая вода из ОВ через узел фильтрации поступает на узел учета воды и подается на выход установки.При необходимости полного опорожнения аппаратов предусмотрен сброс жидкости в закрытую дренажную систему площадки УПСВ.
Принципиальная технологическая схема предварительного сброса воды
Электротехническая часть
Энергоснабжение УПСВ осуществляется от внешнего источника.
В составе электрооборудования УПСВ предусматриваются посты ручного местного управления системами вентиляции, электрообогрева и освещения.УПСВ оборудована полным комплектом кабельных конструкций и кабельной продукцией.
Автоматизация технологического процесса
Технологическое оборудование УПСВ комплектуется местными контрольно-измерительными приборами, первичными и вторичными преобразователями для автоматического контроля всех технологических параметров: давление, температура, уровень в сепараторах, расход воды.
В блоке управления системой автоматического управления на базе контроллера Direct Logic или Siemens с программным обеспечением для управления и контроля УПСВ.
Описание конструкции блоков
Конструкция блоков-укрытий представляет собой раму, сваренную из стального замкнутого профиля, обшитую трехслойными сэндвич-панелями с негорючим утеплителем. Основание блока-укрытия – сварной металлический каркас из стального горячекатаного профиля, покрытый листовым металлом и теплоизолированный базальтовым утеплителем.
Отопление в аппаратурном блоке и блоке управления осуществляется электрическими обогревателями общепромышленного исполнения.Температура внутри помещений обеспечивается не ниже плюс 18 ° С.
Вентиляция в аппаратурном блоке и блоке управления приточно-вытяжная с естественным побуждением. Естественная приточная вентиляция – из верхней зоны, рассчитанная на однократный воздухообмен и рассчитанная на удаление из нижней зоны 2,5ного объема воздуха по полному объему помещения.
Конструкция блоков обеспечивает возможность транспортирования их железнодорожным, водным и автомобильным транспортом.
Монтаж, демонтаж и эксплуатация УПСВ производятся в соответствии с требованиями проекта, выполненной специализированной проектной организации, руководства по эксплуатации УПСВ, а также «Правил технической эксплуатации нефтяной и газовой промышленности» и «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» », Утвержденных Госгортехнадзором и Госэнергонадзором соответственно.
Производство и приемка работ по монтажу технологического оборудования и технологических трубопроводов производятся в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84.
При нормальном технологическом режиме и при кратковременных нарушениях работы оборудования УПСВ не должно загрязнять выбросами вредных Земли (воздух, воду, почву) выше норм, стандартов в стандартах и санитарных нормах:
ГОСТ 17.2.3.02-78 «Охрана природы. Атмосфера. Правила установки допустимых вредных веществ промышленными предприятиями ».
ГОСТ 17.1.3.05-82 «Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами ».
Сепарационная установка
технологическая схема установки
Технологическая схема установки – КиберПедия
Технологическая схема На рис. П-9 приведен пример функциональной технологической схемы адсорбционной установки с неподвижным слоем адсорбента, одним из элементов которой является проектируемый теплообменник.
Уточнить цену
Нефтепереработка. Технологическая схема ЭЛОУ
2018-9-9 Назначение.Сырье и продукция. Технологическая схема. Технологический режим. Материальный баланс. Назначение установки ЭЛОУ – удаление солей и воды из нефти подачей на переработку.
Получить цену
Технологическая схема производства.
2020-9-13 Технологическая схема установки гидроочистки представлена на рисунке 1. Установка для гидроочистки дистиллята дизельного топлива, включает реакторный блок, состоящий из печи и одного реактора.
Получить цену
Технологическая схема установки – Установка.
2020-6-11 Технологическая схема установки – Установка гидроочистки керосиновой фракции
Получить цену
Технологическая схема двухблочной установки.
Технологическая схема УЗК. На рис.7.5 представлена принципиальная технологическая схема нагревательно-реакционно-фракционирующей секции двухблочной установки
Получить цену
Технологическая схема установки для очистки.
Технологическая схема установки для очистки фурфуролом (фиг. 116). Очищаемое масло через подогреватель Т1 подается в середину противоточной экстракционной колонны Э1.В верхнюю часть той же колонны вводится.
Получить цену
Технологическая схема установки ЭЛОУ АТ-6
Технологическая схема установки ЭЛОУ АТ-6 Стр 1 из 7 Следующая ⇒ Задание Проведём технологический расчет отбензинивающей колонны мощностью 6 млн т в
Получить цену
Разработка технологической схемы установки
Технологическая схема представляет собой графическое описание технологической части проекта, она является источником информации при
Получить цену
Технологическая схема установки для получения.
Технологическая схема установки для получения озона. Принцип действия, параметры работы От 275 руб Контрольная работа Технологическая схема установки для получения озона.
Получить цену
Принципиальная схема компрессорной установки
Конструкции, эквивалентная схема. Режимы работы. Параметры генераторов, области применения. Автоматические спринклерные и дренчерные установки Автоматические установки
Получить цену
Технологическая схема установки.
2020-8-10 Технологическая схема замедленного коксования.Термический крекинг тяжелого нефтяного сырья (гудрона), при котором наряду с дистиллятом широкого фракционного состава получают твердый остаток – кокс.
Получить цену
Технологическая схема – установка – Большая.
Технологическая схема установки на рис. 11.4. Разбавленный раствор ВМС, поставляемый также неорганическая соль, из емкости / насосом 2, подается на песчаный фильтр 3, где очищается от взвесей твердых частиц.
Получить цену
Технологическая схема установки 35-11 / 300.Блок.
2020-10-12 Принципиальная технологическая схема установки 35-11 / 300 Рис. 1 Сырье из резервуарного парка через счетчик расхода сырья поступает на прием центробежных насосов ЦН-1,1, который находится на смешение с циркулирующим.
Получить цену
Разработка технологической схемы установки
Технологическая схема представляет собой графическое описание технологической части проекта, являющийся основным источником информации при
Получить цену
Технологическая схема установки.
Технологическая схема секций крекинга и ректификации установки Г-43-107 представлена на рис. 6.6.
Узнать цену
Технологическая установка для.
2017-4-29 Перечень графического и иллюстративного материала: Технологическая схема с описанием принципа работы установки (1 лист формата А3), чертёж
Получить цену
Технологическая схема установки подготовки.
Технологическая схема установки подготовки нефти (УПН). На рис. 11.2 приведена принципиальная схема установки УПН, включающая в се,
Получить цену
схема технологической установки угля
переработка угля схема установки; угля инструмент горнодобывающей промышленности и машины; приложение угля и использования; схемы и рисунки конусных дробилок.
Узнать цену
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ, Расчет материального.
2020-7-21 По данным табл.2.1 находимое потенциальное содержание Хн.к.-к.к. отбираемых фракций в нефти [7]. Рис.2.1 Принципиальная технологическая схема установки атмосферной перегонки нефти Таблица 2.1 Разгонка (ИТК) нефти
Получить цену
Технологическая схема – Энциклопедия по.
Технологическая схема котельной установки, работающей ма твердым топливом / – водииой тракт II – перегретый пар /// – топливный тракт IV – путь движения воздуха V – тракт продуктов сгорания VI – путь золы н шлака
Получить цену
технологическая схема сортировочно.
технологическая схема дробильной установки Технологическая схема котельной установки. Технологическая схема котельной установки с барабанным паровым котлом, работающим на пылевидном угле, приведена на рис. 8.14.
Уточнить цену
Схема котельной: принципиальная тепловая.
Технологическая схема может быть взята из достоверных источников. . Автоматика и схема котельной установки Автоматика дает.
Уточнить цену
Вакуумная перегонка мазута.Технологическая.
2011-6-2 Технологическая схема типовой установки АВТ, получаемые продукты и их применение. Подготовка углеводородных газов к переработке.
Уточнить цену
Технологические установки.
2 天前 Технологическая схема котельной установки с барабанным паровым (энергетическим) котлом, работающим на пылевидном топливе, представлен на рис. 5.3 [3].
Узнать цену
Технологическая схема УПСВ – Проектирование.
2020-10-16 Технологическая схема УПСВ – Проектирование автоматизированной системы управления.
Получить цену
Технологическая схема установки.
2020-10-18 Технологическая схема установки алкилирования бензола пропиленом. Алкилирование бензола пропиленом в присутствии катализатора (хлористого аммония) позволяет получить изопропилбензол (кумол) и этилбензол.
Получить цену
Технологическая схема установки подготовки.
Технологическая схема установки подготовки нефти (УПН). На рис. 11.2 приведена принципиальная схема установки УПН, схема включающая в се,
Получить цену
Технологическая установка Клауса на.
Технологическая схема установки Клауса на Астраханском ГПЗ ⇐ Предыдущая 1 2 3 Следующая ⇒
Получить цену
технологическая схема сортировочно.
технологическая схема дробильной установки Технологическая схема котельной установки. Технологическая схема котельной установки с барабанным паровым котлом, работающим на пылевидном угле, приведена на рис. 8.14.
Получить цену
Технологическая схема тепловой электрической.
Технологическая схема тепловой электрической станции относится к области теплоэнергетики и может быть применена как в проектируемых электростанциях, так и при работе, работающих на газовом или используемом.
Получить цену
Технологическая схема установки.
2020-10-18 Технологическая схема установки алкилирования бензола пропиленом. Алкилирование бензола пропиленом в присутствии катализатора (хлористого аммония) позволяет получить изопропилбензол (кумол) и этилбензол.
Получить цену
Деасфальтизация пропаном – Википедия
12.10.2020 Технологическая схема установки Технологическая схема установки одноступенчатой деасфальтизации гудрона жидким пропаном.
Узнать цену
Технологическая схема насосной станции.
Схема установки представлен на рис.4.3. 4.4. Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН)
Получить цену
Технологическая схема: виды, принципы.
Технологическая схема означает графическую или текстовую интерпретацию необходимого набора операций, соблюдение которых ведет к получению готового продукта. Выбор технологической схемы важнейший этап подготовки.
Получить цену
Установки подготовки нефти (УПН)
Принципиальная технологическая схема установки Принцип работы ДНС.Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется, подается на рабочий прием насосов и далее в нефтепровод.
Получить цену
Технологическая схема АВТ установки ЭЛОУ-АВТ-6.
2012-4-5 Технологическая схема АВТ установки ЭЛОУ-АВТ-6 Нефть подается насосом 1 и делится на 2 потока. Первый поток проходит теплообменник 2, в котором нагревается верхним циркуляционным орошением атмосферным атмосферным.
Получить цену
Технологическая схема установки – НАЙТИ.SU
Технологическая схема установки подготовки нефти (УПН) Установку подготовки нефти размещают на ЦППН.
Получить цену
технологическая схема установки
Установка производства МТБЭ, назначение, МТБЭ выводится с установки потребителям. . O Kefid Продукты Дело Контакты технологическая схема установки
Получить цену
Технологическая схема ректификационной.
Приведена типовая технологическая схема ректификационной установки для разделения.
Получить цену
ⓘ Дожимная насосная станция – технологическая часть системы сб
Пользователи также искали:
что такое кнс и днс, дожимная насосная станция реферат, дожимные компрессорные станции, газосепаратор на днс, кустовая насосная станция, нефтенасосная станция, производительность дожимной насосной станции, стоимость дожимной насосной станции, станции, насосная, станция дожимной, дожимная, насосной, дожимная насосная, насосная станция, дожимные, насосной станции, дожимной насосной, дожимная насосная станция, дожимную, дожимной насосной станции, кустовая, насосные станции, дожимная насосная станция днс, дожимную насосную, дожимных насосных станций, дожимных, насосных станций, станций, насосных, насосную, насосные, нефтенасосная, кустовая насосная станция, упсв, газосепаратор на днс, что такое кнс и днс,
УПСВ, Дожимная насосная станция ДНС.Дожимные насосные станции ДНС промежуточные сооружения, предназначенные для перекачки добываемой жидкости и монтируемые между. .. Роснефть: перспективы приватизации Радио Sputnik, 01.12. дожимная насосная станция: термин слово нефтегазовой отрасли .. .. Дожимная насосная станция Книга нефти. Строительство дожимной насосной станции на Арчинском месторождении важнейший проект, оптимизирующую инфраструктуру. .. Дожимные насосные станции Техническая библиотека. Дожимная насосная станция сокр. ДНС технологическая часть системы сбора нефти газа на промыслах и их конвейеризации.. .. Дожимная насосная станция Отчет о прохождении практики. Многофазные дожимные системы прирост добычи нефти на зрелых месторождениях. Одной из самых трудных задач является. .. Работаю на ДНС УПСВ Дожимная насосная станция установка. резервуары аварийные ДНС общей вместимостью до 10000 м СП 231.1311500.2015 Обустройство нефтяных и газовых. .. Автоматизированная система управления технологическими. Принципиальная технологическая схема. Продукции. Дожимные насосные станции ДНС применяются в тех случаях, если на… ДОЖИМНАЯ НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ это Что такое. Краснодар. Ханьковская дожимная насосная станция ДНС введена в эксплуатацию на Троицкой группе месторождений в ООО. .. Дожимной насосной станции ДНС. В данной статье осуществляется моделирование АСУ ТП дожимной насосной станции, описывается роль инвентаризации активов в. .. Центробежный сепараторный фильтр, дожимная насосная. Группа изобретений относится к способу эксплуатации дожимных насосных станций, центробежные сепараторные станции. Модернизация автоматизированной системы управления.Описание и технологического объекта управления. Общая характеристика дожимной насосной станции. ДНС для. .. Принципиальная схема ДНС Дожимная насосная станция. Модернизация автоматизированной системы управления дожимной насосной станцией Электронный архив Томского политехнического университета .. .. РН Краснодарнефтегаз ввел в эксплуатацию Ханьковскую. К ВОПРОСУ О ПОВЫШЕНИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ ДОЖИМНЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ ООО. .. СП 231.1311500.2015 Обустройство нефтяных и газовых.Принципиальная схема ДНС Дожимная насосная станция Заводе Адмирал в городе Омске. Выпускаем блочные насосные станции .. .. Дожимная насосная станция Нефтяная промышленность PCM. Автоматизированная система управления технологическими процессами дожимной насосной станции ДНС. Местонахождение: Россия, Республика. .. Газпром нефть ввела в эксплуатацию дожимную насосную. Пост пикабушника KVESTOR с тегами Туалет, Насос, Фальшивая кнопка, Samsung galaxy s3. Есть что рассказать? Ежедневно Пикабу. .. Анализ АСУ ТП дожимной насосной станции в рамках процесса.Дожимная насосная станция сокр. ДНС технологическая часть системы сбора нефти газа на промыслах и их обработке .. .. дожимная насосная станция с русского на все языки. Дожимные насосные станции ДНС предназначены для предварительного сбора, сепарации, обезвоживания, дальнейшего снабжения.
Больше новостей

Навигация по записям
Провести цифровое телевидение в квартиру: 4 способа подключения цифрового ТВ к телевизору без приставки
Плата приборной панели ваз 2114 – Лада 2114 › Бортжурнал › Платы для пересвета и плавного розжига приборной панели
Добавить комментарий Отменить ответ
Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *
Комментарий *
Имя *
Email *
Сайт

Найти:
Рубрики
Интересн
Интересные факты
Новинки
Новые
Передатчик
Передатчики
Примеры схем
Простые
Разное
Советы
Схем
Схемы
Электрон
Электроника
© 2019 «Tree of life» — Производство и продажа аксессуаров для iPhone
* iPad, iPhone, iPod, iPod classic, iPod nano, iPod shuffle и iPod touch являются торговыми марками компании Apple Inc, зарегистрированными в США и других странах. Apple Store является торговой маркой компании Apple Inc. PhotoFast является зарегистрированной торговой маркой компании PhotoFast Company Limited.
Вступайте в клуб любителей

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (M_i), кг/кмоль	К_i
1	CO₂	0,05	44	59,8
2	N₂	0,38	28	169,1
3	CH₄	23,75	16	73,47
4	С₂Н₆	4,16	30	11,17
5	С₃Н₈	7,33	44	2,44
6	изо-С₄Н₁₀	0,97	58	1,15
7	н-С₄Н₁₀	4,49	58	0,81
8	изо-С₅Н₁₂	1,47	72	0,21
9	н-С₅Н₁₂	3,55	72	0,16
10	С₆Н₁₄+	53,85	86	0,043
	å	å 100	~	—

Компонент смеси	= 34,0	= 34,6	= 35
CO₂	0,001	0,001	0,001
Азот N₂	0,011	0,011	0,011
Метан CH₄	0,681	0,669	0,662
Этан С₂Н₆	0,104	0,103	0,102
Пропан С₃Н₈	0,120	0,119	0,119
Изобутан изо-С₄Н₁₀	0,011	0,011	0,011
Н-бутан н-С₄Н₁₀	0,039	0,039	0,039
Изопентан изо-С₅Н₁₂	0,004	0,004	0,004
Н-пентан н-С₅Н₁₂	0,008	0,008	0,008
С₆Н₁₄+	0,034	0,035	0,035
åY_i	1,013	1,000	0,991

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z’_i), %	Газ из сепаратора		Нефть из сепаратора моли (z’_i — N₀^г_i)	Мольный состав нефти из блока сепараторов x’_i=( z’_i— N₀^г_i)^.100, % Σ(z’_i— N₀^г_i)
Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z’_i), %	Молярная концентрация (y’_i)	Моли	Нефть из сепаратора моли (z’_i — N₀^г_i)
CO₂	0,05	0,001	0,048	0,002	0,002
N₂	0,38	0,011	0,376	0,004	0,006
CH₄	23,75	0,669	23,154	0,596	0,911
С₂Н₆	4,16	0,103	3,558	0,602	0,921
С₃Н₈	7,33	0,119	4,130	3,200	4,893
изо-С₄Н₁₀	0,97	0,011	0,367	0,603	0,922
н-С₄Н₁₀	4,49	0,039	1,347	3,143	4,806
изо-С₅Н₁₂	1,47	0,004	0,147	1,323	2,023
н-С₅Н₁₂	3,55	0,008	0,277	3,273	5,005
С₆Н₁₄+	53,85	0,035	1,198	52,652	80,511
Итого	100	1,000	34,603	65,397	100,000

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z_i), %	Массовый состав сырой нефти M_i^c= z_i^.M_i	Массовый состав газа из сепаратора M_i^г=N₀^г_i^. M_i	Массовый состав нефти из сепаратора M_i^н= M_i^c— M_i^г	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти R_i^г=100^.M_i^г/ M_i^c , %
CO₂	0,05	2,2	2,133	0,067	96,936
N₂	0,38	10,64	10,522	0,118	98,895
CH₄	23,75	380	370,469	9,531	97,492
С₂Н₆	4,16	124,8	106,738	18,062	85,527
С₃Н₈	7,33	322,52	181,736	140,784	56,349
i-С₄Н₁₀	0,97	56,26	21,281	34,979	37,827
н-С₄Н₁₀	4,49	260,42	78,121	182,299	29,998
i-С₅Н₁₂	1,47	105,84	10,583	95,257	9,999
н-С₅Н₁₂	3,55	255,6	19,948	235,652	7,804
С₆Н₁₄+	53,85	4631,1	103,011	4528,089	2,224
Итого	100	åM_i^c=6149,38	åM_i^г =94,542	åM_i^н=5244,838	R_см^г=14,709

Компонент смеси	Молярная концентрация N₀^г_i/åN₀^г_i	Молекулярная масса (M_i)	Массовый состав [N₀^г_i/åN₀^г_i]^.M_i^.100 , % M_ср^г	Содержание тяжёлых углеводородов [N₀^г_i/åN₀^г_i]^.M_i^.r_ср^.10³, г/м³ M_ср^г
CO₂	0,000	44	0,004	~
N₂	0,000	28	0,007	~
CH₄	0,009	16	0,558	~
С₂Н₆	0,009	30	1,057	~
С₃Н₈	0,049	44	8,235	273,416
изо-С₄Н₁₀	0,009	58	2,046	67,932
н-С₄Н₁₀	0,048	58	10,664	354,043
изо-С₅Н₁₂	0,020	72	5,572	184,998
н-С₅Н₁₂	0,050	72	13,785	457,661
С₆Н₁₄+	0,805	86	264,880	8794,003
Итого	1,000	~	306,807	10132,053

	Приход			Расход
	%масс	т/ч	т/г		%масс	т/ч	т/г
Эмульсия				Эмульсия	97,06
в том числе:				в том числе:
нефть	20	28,572	240005	нефть	17,58	24,37	204708,00
вода	80	114,288	960019	вода	82,42	114,29	960036,00
				Всего	100,00	138,66	1164744,00
ИТОГО	100	142,86	1200024	Газ	2,94	4,20	35280,00
ИТОГО	100	142,86	1200024	ИТОГО	100,00	142,86	1200024,00

Приход				Расход
	% масс	т/ч	т/г		% масс	т/ч	т/г
Эмульсия в т. ч.:				Обезвоженная нефть	17,46
нефть	17,57	24,37	204708	в том числе:
вода	82,43	114,29	960036	нефть	99,8	24,14	202776
				вода	0,2	0,048	403,2
				Всего	100	24,188	203179
				Подтоварная
				вода	82,54
				в том числе:
				вода	99,9	114,27	959868
				нефть	0,1	0,114	957,6
				Всего	100	114,384	960826
Итого	100	138,66	1164744	Итого	100	138,572	1164005

Компонент смеси	= 23	= 22,8
СО₂	0,000	0,000
Азот N₂	0,000	0,000
Метан CH₄	0,039	0,040
Этан С₂Н₆	0,038	0,038
Пропан С₃Н₈	0,178	0,179
Изобутан изо-С₄Н₁₀	0,029	0,029
Н-бутан н-С₄Н₁₀	0,131	0,131
Изопентан изо-С₅Н₁₂	0,033	0,033
Н-пентан н-С₅Н₁₂	0,069	0,070
Гексан и выше С₆Н₁₄+	0,481	0,480
åY_i	0,998	1,000

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z_i), %	Массовый состав сырой нефти M_i^c= z_i^.M_i	Массовый состав газа из сепаратора M_i^г=N₀^г_i^. M_i	Массовый состав нефти из сепаратора M_i^н= M_i^c— M_i^г	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти R_i^г=100^.M_i^г/ M_i^c , %
СО₂	0,00234	0,103	0,102	0,001	99,408
N₂	0,00642	0,180	0,179	0,001	99,473
CH₄	0,91088	14,574	14,418	0,156	98,932
С₂Н₆	0,92063	27,619	26,146	1,473	94,667
С₃Н₈	4,8926	215,274	179,501	35,773	83,383
изо-С₄Н₁₀	0,92218	53,486	38,275	15,211	71,561
н-С₄Н₁₀	4,80613	278,755	173,719	105,037	62,319
изо-С₅Н₁₂	2,02303	145,658	54,461	91,198	37,389
н-С₅Н₁₂	5,00471	360,339	114,201	246,137	31,693
С₆Н₁₄+	80,5111	6923,953	941,694	5982,259	13,601
Итого	100	åM_i^c=8019,9	åM_i^г=1542,68	åM_i^н=6477,25	R_см^г=19,236

Компонент смеси	Молярная концентрация N₀^г_i/åN₀^г_i	Молекулярная масса (M_i)	Массовый состав [N₀^г_i/åN₀^г_i]^.M_i^.100 , % M_ср^г	Содержание тяжёлых углеводородов [N₀^г_i/åN₀^г_i]^.M_i^.r_ср^.10³, г/м³ M_ср^г
СО₂	0,000	44	0,000	~
N₂	0,000	28	0,000	~
CH₄	0,000	16	0,003	~
С₂Н₆	0,001	30	0,028	~
С₃Н₈	0,011	44	0,685	17,473
изо-С₄Н₁₀	0,003	58	0,291	7,429
н-С₄Н₁₀	0,023	58	2,012	51,303
изо-С₅Н₁₂	0,016	72	1,747	44,543
н-С₅Н₁₂	0,044	72	4,715	120,220
С₆Н₁₄+	0,901	86	114,584	2921,894
Итого	1,000	~	124,065	3162,862

Компо-нент	CO ₂	N ₂	СН ₄	С ₂ В ₆	С ₃ В ₈	i-C ₄ H ₁₀	н-С ₄ В ₁₀	i-C ₅ H ₁₂	н-С ₅ В ₁₂	С ₆ В ₁₄ +	Итого
% мол.	0,05	0,38	23,75	4,16	7,33	0,97	4,49	1,47	3,55	53,85	100

№ п / п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (M _и), кг / кмоль	К _и
1	CO ₂	0,05	44	59,8
2	N ₂	0,38	28	169,1
3	СН ₄	23,75	16	73,47
4	С ₂ Н ₆	4,16	30	11,17
5	С ₃ Н ₈	7,33	44	2,44
6	изо-С ₄ Н ₁₀	0,97	58	1,15
7	н-С ₄ Н ₁₀	4,49	58	0,81
8	изо-С ₅ Н ₁₂	1,47	72	0,21
9	н-С ₅ Н ₁₂	3,55	72	0,16
10	С ₆ Н ₁₄ +	53,85	86	0,043
	å	å 100	~	–

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z ’_и),%	Газ из сепаратора		Нефть из сепаратора моли ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )	Мольный состав нефти из блока сепараторов x ‘ _i = ( z ‘ _i 8 00 00 8 00 00 00 00 00 ^г _i ) ^. 100* ,%* Σ ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )
Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z ’_и),%	Молярная масса (у ’_и)	Моли	Нефть из сепаратора моли ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )
CO ₂	0,05	0,001	0,048	0,002	0,002
N ₂	0,38	0,011	0,376	0,004	0,006
CH ₄	23,75	0,669	23,154	0,596	0,911
С ₂ Н ₆	4,16	0,103	3,558	0,602	0,921
С ₃ Н ₈	7,33	0,119	4,130	3 200	4 893 90 527
изо-С ₄ Н ₁₀	0,97	0,011	0,367	0,603	0,922
н-С ₄ Н ₁₀	4,49	0,039	1,347	3 143	4,806
изо-С ₅ Н ₁₂	1,47	0,004	0,147	1,323	2,023
н-С ₅ Н ₁₂	3,55	0,008	0,277	3 273	5 005
С ₆ Н ₁₄ +	53,85	0,035	1,198	52 652	80,511
Итого	100	1 000	34 603	65 397	100 000

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z _и),%	Массовый состав сырой нефти M _i ^c = z _i ^. м _и	Массовый состав газа из сепаратора M _i ^г = N ₀ ^г _i ^. M _i	Массовый состав нефти из сепаратора M _i = M _i ^c – M _i ^г	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти R _и ^г = 100 ^. M _i ^г / M _i ^c,%
CO ₂	0,05	2,2	2,133	0,067	96936
N ₂	0,38	10,64	10 522	0,118	98 895
CH ₄	23,75	380	370 469	9 531	97 492
С ₂ Н ₆	4,16	124,8	106738	18 062 90 527	85 527
С ₃ Н ₈	7,33	322,52	181 736	140,784	56 349
и-С ₄ Н ₁₀	0,97	56,26	21 281	34 979	37 827
н-С ₄ Н ₁₀	4,49	260,42	78,121	182 299	29,998
и-С ₅ Н ₁₂	1,47	105,84	10 583	95 257	9999
н-С ₅ Н ₁₂	3,55	255,6	19 948	235 652	7 804
С ₆ Н ₁₄ +	53,85	4631,1	103011	4528,089	2,224
Итого	100	åM _i ^c = 6149,38	мМ _и ^г = 94 542	мМ _и ^н = 5244,838	R _см ^г = 14,709

Компонент смеси	Молярная концентрация N ₀ ^г _i / åN ₀ ^г _i	Молекулярная масса (M _и)	Массовый состав [N ₀ ^г _i / №N ₀ ^г _i] ^. М _и ^. 100,% М _ср ^г	Содержание тяжёлых углеводородов [N ₀ ^г _i / №N ₀ ^г _i] ^. М _и ^. р _ср ^. 10 ³, г / м ³ M _ср ^г
CO ₂	0,000	44	0,004	~
N ₂	0,000	28	0,007	~
CH ₄	0,009	16	0,558	~
С ₂ Н ₆	0,009	30	1057	~
С ₃ Н ₈	0,049	44	8 235 90 527	273 416
изо-С ₄ Н ₁₀	0,009	58	2,046	67 932
н-С ₄ Н ₁₀	0,048	58	10,664	354 043
изо-С ₅ Н ₁₂	0,020	72	5 572	184,998
н-С ₅ Н ₁₂	0,050	72	13,785	457 661
С ₆ Н ₁₄ +	0,805	86	264 880	8794 003
Итого	1 000	~	306 807	10132,053

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти ( z ’ _i ),%	Газ из сепаратора		Нефть из сепаратора моли ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )	Мольный состав нефти из блока сепараторов x ‘ _i = ( z ‘ _i 8 00 00 8 00 00 00 00 00 ^г _i ) ^. 100* ,%* Σ ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )
Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти ( z ’ _i ),%	Молярная 9 ( y ’ _i )	Моли	Нефть из сепаратора моли ( z ’ _i – N ₀ ^г _i )
СО ₂	0,002	0,000	0,002	0,000	0,000
N ₂	0,006	0,000	0,006	0,000	0,000
CH ₄	0,911	0,040	0,901	0,010	0,013
С ₂ Н ₆	0,921	0,038	0,872	0,049	0,064
С ₃ Н ₈	4 893 90 527	0,179	4 080	0,813	1,053
изо-С ₄ Н ₁₀	0,922	0,029	0,660	0,262	0,340
н-С ₄ Н ₁₀	4,806	0,131	2,995	1811	2,346
изо-С ₅ Н ₁₂	2,023	0,033	0,756	1,267	1,641
н-С ₅ Н ₁₂	5 005	0,070	1,586	3,419	4 429
С ₆ Н ₁₄ +	80,511	0,480	10 950	69,561	90,115
Итого	100	1 000	22 809	77,191	100 000

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z _и ) ,%	Массовый состав сырой нефти M _i ^c = z _i ^. M _i	Массовый состав газа из сепаратора M _i ^г = N ₀ ^г _i ^. M _i	Массовый состав нефти из сепаратора M _i ^н = M _i ^c – M _i ^г	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти R _i ^г = 100 ^. M _i ^г / M _i ^c ,%
СО ₂	0,00234	0,103	0,102	0,001	99 408
N ₂	0,00642	0,180	0,179	0,001	99 473
CH ₄	0,	14 574	14,418	0,156	98 932
С ₂ Н ₆	0,	27 619	26 146	1,473	94 667
С ₃ Н ₈	4,8926	215 274	179 501	35,773	83,383
изо-С ₄ Н ₁₀	0,	53 486	38 275	15211	71,561
н-С ₄ Н ₁₀	4,80613	278,755	173 719	105037	62 319
изо-С ₅ Н ₁₂	2,02303	145 658	54,461	91,198	37 389
н-С ₅ Н ₁₂	5,00471	360 339	114,201	246137	31 693
С ₆ Н ₁₄ +	80,5111	6923,953	941 694	5982,259	13,601
Итого	100	åM _i ^c = 8019,9	мМ _и ^г = 1542,68	мМ _и ^н = 6477,25	R _см ^г = 19,236

Компонент смеси	Молярная дов N ₀ ^г _i / å N ₀ ^г 7 0	Молекулярная масса ( M _i )	Массовый состав [ N ₀ ^г _i / 9118 9000 00 9118 9000 000 9118 9000 000 0* ^г _i ] ^. M _i ^. 100 , %* М _ср* ^г*	Содержание тяжёлых углеводородов [ N ₀ ^г _i / 9118 9000 00 9118 9000 000 9118 9000 000 0* ^г _i ] ^. M _i ^. r _ср ^. 10 ³ , г / м ³* М _ср* ^г*
СО ₂	0,000	44	0,000	~
N ₂	0,000	28	0,000	~
CH ₄	0,000	16	0,003	~
С ₂ Н ₆	0,001	30	0,028	~
С ₃ Н ₈	0,011	44	0,685	17 473
изо-С ₄ Н ₁₀	0,003	58	0,291	7 429
н-С ₄ Н ₁₀	0,023	58	2,012	51 303
изо-С ₅ Н ₁₂	0,016	72	1,747	44 543 90 527
н-С ₅ Н ₁₂	0,044	72	4,715	120 220
С ₆ Н ₁₄ +	0,901	86	114,584	2921 894
Итого	1 000	~	124 065	3162 862

Принципиальная схема днс: Принципиальные схемы сбора скважинной продукции на нефтяных месторождениях

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

Общий вид

Характеристики

Общий вид

Характеристики

Состав оборудования

В состав УППСВ входят:

Обозначение

Пример записи при заказе:

Технические данные

Рис.<img src='/800/600/https/www.ctkeuro.ru/userfiles/img/Process%20Flow%20Diagram%20/oil%20treatment%20unit_ru.JPG' style='float: right;' /> 1- Принципиальная технологическая схема УППСВ в емкостном варианте

Рис.2 Принципиальная технологическая схема УППСВ в трубном варианте.

Параметры и состав основного технологического оборудования УППСВ

ПРИМЕР КОМПАНОВКИ ПЛОЩАДКИ УПСВ

Технологическая схема днс принцип действия. Описание технологического процесса упсв. Принципиальная технологическая схема

Предназначение

Технологические особенности

Принцип работы

Конструкция буферной емкости на дожимной насосной станции

Конструкционные схемы

Центробежные насосы

Устройство насоса

В заключение

Алексей Филиппов | Принципиальная схема подготовки нефти на месторождении

“Проектирование узла сепарации установки предварительного сброса воды”

Узнай стоимость написания такой работы!

Содержание

Введение

1 Литературный обзор

1.1 Принципы сбора и подготовки скважинной продукции

1.2 Принципиальная технологическая схема УПСВ

1.3 Назначение узла сепарации УПСВ

1.4 Характеристика оборудования установок ДНС, УПСВ и УПН

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.<img src='/800/600/https/studfile.net/html/2706/277/html_fqDsucOHed.LlqH/img-8WxmZw.png' style='float: right;' /> 1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ

2.2 Материальный баланс первой ступени сепарации

2.3 Материальный баланс блока сбора воды

Узнай стоимость написания такой работы!

2.<img src='/800/600/http/images.myshared.ru/10/969758/slide_9.jpg' style='float: right;' /> 4 Материальный баланс второй ступени сепарации

Узнай стоимость написания такой работы!

Предварительное обезвоживание: установка предварительного сброса воды

Структурная схема установки предварительного сброса воды

Оптимизация работы УПСВ на ДНС-1 Вынгапуровского месторождения / Optimizing UPSV at BPS-1 Vyngapurovskoye field

Поделитесь данной статьей, повысьте свой научный статус в социальных сетях

принципиальная схема станции · GitHub

Алексей Филиппов | Принципиальная схема подготовки нефти на месторождении

“Проекта предварительного сброса воды”

Узнай стоимость написания такой работы!

Содержание

Введение

1 Литературный обзор

1.1 Принципы сбора и подготовки скважинной продукции

1.2 Принципиальная технологическая схема УПСВ

Узнай стоимость написания такой работы!

1.3 Назначение сепарации УПСВ

1.4 Характеристика оборудования установок ДНС, УПСВ и УПН

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.<img src='/800/600/http/www.krezol-ns.ru/imgs/CMS.png' style='float: right;' /> 1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ

2.2 Материальный баланс первой ступени сепарации

Узнай стоимость написания такой работы!

2.3 Материальный баланс блока сбора воды

Узнай стоимость написания такой работы!

2.<img src='/800/600/https/textarchive.ru/images/641/1281417/m152add95.gif' style='float: right;' /> 4 Материальный баланс второй ступени сепарации

0

принципиальная схема станции · GitHub

Предварительное обезвоживание: установка предварительного сброса воды

Структурная схема установки предварительного сброса воды

технологическая схема установки

Технологическая схема установки – КиберПедия

Нефтепереработка. Технологическая схема ЭЛОУ

Технологическая схема производства.

Технологическая схема установки – Установка.

Технологическая схема двухблочной установки.

Технологическая схема установки для очистки.

Технологическая схема установки ЭЛОУ АТ-6

Разработка технологической схемы установки

Технологическая схема установки для получения.

Принципиальная схема компрессорной установки

Технологическая схема установки.

Рис. 1- Принципиальная технологическая схема УППСВ в емкостном варианте

2. 1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ

2. 4 Материальный баланс второй ступени сепарации

2. 1 Технологическая схема узла сепарации УПСВ

2. 4 Материальный баланс второй ступени сепарации