Дожимная насосная станция с упсв. Информационный проект для работников нефтяной и газовой промышленности и студентов нефтегазовых учебных заведений

Билет № 21

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

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

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

Общие требования организации воздухообмена

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

Основные принципы организации воздухообмена

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

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

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

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

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

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

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

а – общий вид; б – колесо вентилятора;

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

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

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

1 – рабочее колесо с лопатками; 2 – входное

отверстие; 3 – выходное отверстие;

4 – спиральный кожух.

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

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

8.Автоматическая система пожаротушения ЦППН.

Автоматизированная система управления технологическим комплексом противопожарной защиты (АСУ ППЗ)

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

В состав АСУ ППЗ входят:

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

Щит управления обеспечивает:

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

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

Система оповещения

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

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

Пожаротушение

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

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

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

Разрушается прогретый слой горящей нефти,

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

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

Система подслойного автоматического пожаротушения (СПТ) ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ:

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

Насосы-дозаторы,

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

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

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

Трубопроводную обвязку оборудования.

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

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ГРУЗОВ НА ВНЕШНЕЙ ПОДВЕСКЕ.

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

Общее руководство работниками на площадке;

Наблюдение за подготовкой грузов;

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

Проверка стропов и тары;

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

Выполнение распоряжений руководителя полетов.

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

Автокраном;

Автотягачом или трактором, транспортирующим грузы к месту подцепки;

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

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

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

Каждое место груза должно иметь отдельную бирку.

Бирки должны быть металлические, пластмассовые или фанерные.

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

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

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

ОБРАЗЕЦ:

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

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

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

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

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

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

4.9. При приближении вертолета к площадке необходимо:

Учитывать, что вертолет заходит на посадку только против ветра;

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

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

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

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

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

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

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

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

Надежности закрепления груза;

Отсутствия людей возле груза;

Отсутствия препятствий, за которые груз может зацепить­ся.

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

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

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

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

III. СХЕМА ДЕЙСТВИЙ

Билет № 21

Назначение и состав ДНС, УПСВ, УПН.

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

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

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

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

Сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

Обезвоживание продукции;

Обессоливание;

Стабилизация нефти.

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

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

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

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

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

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

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

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

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

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ

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

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

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

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

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

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИЮ РАБОТЫ

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

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

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

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

3. Назначение и типы вентиляционных установок.

Действующая система сбора, сепарации нефти

В настоящее время действующая система сбора, сепарации нефти отличается от проектной по количеству ДНС и по выполняемым функциям. В эксплуатации находятся ДНС: 1; 2; 3,3Р; 4; 5; 10 и ВПНН Икилорской площади. На ДНС - 2; 3,3Р; ДНС - 4 УПСВ; ДНС - 5 УПСВ, ДНС-10 УПСВ и ВПНН «Икилор» осуществляется I и II ступень сепарации нефти от газа, оперативный цеховой учёт добываемой продукции. Предварительный сброс пластовой воды осуществляется на УПСВ ДНС-1, ДНС-4, ДНС-5 с 2005г, ДНС-10 УПСВ с 2008г. Сброс воды осуществляется без дополнительного подогрева с применением деэмульсатора ХПД-002 (удельный расход 39 г/т нефти). Остаточная обводнённость нефти составляет 5%.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) первой ступени сепарации в большей его части бескомпрессорным способом транспортируется по системе внутрипромысловых газопроводов на Когалымскую ГКС. Остальная часть газа используется на технологические топливные и нетопливные нужды. От Когалымской ГКС объединённый поток газа Южно-Ягунской, Тевлинской, Дружнинской группы месторождений транспортируется на ГПЗ УППНГ ТПП «Лангепаснефтегаз». Продукция скважин ЦДНГ-1 и 2, ДНС-3; 4 и 5 поступает на ЦПС, проходит двухступенчатую сепарацию и полную подготовку нефти в ЕТБ-1;2. Предварительный сброс воды продукции с ВППН «Икилор», ДНС-2 и ДНС-10 осуществляется на УПСВ ДНС-1, после чего поступает на ЦПС. ПНГ низких ступеней сепарации (II, III, IV ступень) от ЕТБ-1 и 2, УПСВ ДНС-1 подается на ВКС при ЦПС и транспортируется на Когалымскую ГКС.

Товарная нефть, прошедшая полную подготовку на ЦПС транспортируется через СИКГ-540 в магистральный трубопровод «Холмогоры - Западный Сургут».

Обводнённость продукции, поступающей на ДНС, составляет:

ДНС-1 УПСВ(ЦППН) - 74.7 %

ДНС-2 (ЦДНГ-2) - 80.6 %

ДНС-3 (ЦДНГ-3) - 84.9 %

ДНС-4 УПСВ (ЦДНГ-4) 93.9 %

ДНС-5 УПСВ (ЦДНГ-5) 93.6 %

ДНС-10 УПСВ - 93.3 %

Жидкость после первой ступени сепарации с ВПНН «Икилор» вместе с продукцией ДНС-2 транспортируется по трубопроводу Ш273мм на УПСВ ДНС-1 для предварительного обезвоживания. После предварительного сброса воды продукция ДНС-1 перекачивается на ЦПС для полной подготовки совместно с продукцией ДНС-3,4,5. Принципиальная схема Южно-Ягунского месторождения представлена на рисунке 1.

Рис. 1

Обводненная нефть с ЦДНГ-2 и ВПНН Икилор поступает на устройство предварительного отбора газа (УПОГ) ДНС-2. Устройство предварительного отбора газа предназначено для расслоения и усреднения потока газожидкостной смеси (ГЖС) за счет увеличения диаметра и уменьшения скорости движения потока. При этой скорости начинают происходить процессы расслоение ГЖС на нефть и воду и «сглаживаются» влияние пульсаций давления со сборных коллекторов промыслов. Выделившийся в УПОГ газ собирается вдоль верхней образующей УПОГ и отбирается через газоотводящее устройство.

Газонефтяная смесь поступает в сепараторы I, II ступени для отделения газа от жидкой продукции скважин.

Газ с УПОГ и сепаратора I ступени поступает в газосепаратор, для очистки от жидкости, откуда большая транспортируется на газокомпрессорную станцию. Остальная часть газа используется на технологические топливные и не топливные нужды.

Частично разгазированная продукция ДНС-2 с насосной внешней откачки через оперативный узел учета нефти транспортируется на ДНС-1 УПСВ для предварительного сброса воды.

В случае аварийной ситуации сырая нефть может быть подана в аварийный резервуар.

Принципиальная технологическая схема ДНС-2, ДНС-3 приведена на рисунке 2,3.

Рис. 2

Условные обозначения:

I - Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную; IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нефть на ДНС-1 УПСВ Южно-Ягунского месторождения

Рис. 3

Условные обозначения:

1 - УПОГ; 2 - сепаратор первой ступени; 3 - газосепаратор; 4 - сепаратор второй ступени; 5 -аварийный резервуар; 6 - насос откачки нефти; 7- оперативный узел учета нефти.

I - Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нефть на ЦПС Южно-Ягунского месторождения

Предварительный сброс воды на УПСВ

Эффективное и более глубокое обезвоживание нефти на ДНС УПСВ возможно при сохранении баланса между поступающими объёмами добываемой жидкости и производительностью (пропускной способностью) установленного технологического оборудования по сепарации, обезвоживанию нефти и очистке воды.

Не менее важным фактором является наличие в самих аппаратах соответствующей оснастки для ведения эффективной сепарации и обезвоживания нефти. В таблице 1 дана сравнительная оценка фактической загрузки и пропускной способности установленного сепарационно-отстойного оборудования. Данные по фактической загрузке по жидкости взяты за март 2012г.

Обезвоживание нефти производится на УПСВ ДНС-1,4,5,10. На ДНС-2,3 не производится сброс пластовой воды. По состоянию технологической схемы подготовки и перекачки нефти на сегодняшний день производится повторное обезвоживание продукции ДНС-2,10,4,5. Это вызывает повышенный расход деэмульгатора и нерациональное использование оборудования, как сепарационного, так и насосного.

Согласно таблице 1 загрузка сепарационного блока ДНС-3 превышает проектную и составляет 135%. ДНС-2 по сепарационно-насосному блоку загружен на 111%. Согласно рекомендуемому варианту разработки месторождения, в районе ДНС-2,3 ожидается поддержание уровня добычи продукции за счет вновь вводимых кустов скважин. Кроме того проведено сравнение загруженности оборудования на перспективу до 2021г. Результаты анализа в динамике даны на рисунке 4,5.

Рис. 4

Рис. 5

По рисунку 4 динамика добычи жидкости ДНС-2 превышает проектную мощность ДНС на весь период до 2021г. Необходимо предусмотреть комплекс мероприятий для наращивания мощности ДНС-2.

Согласно таблице 1 и рисунку 5 загруженность сепарационного блока ДНС-3 превышает проектную мощность в настоящее время и сохраняется в перспективе развития разработки месторождения в районе нефтесбора ДНС. Здесь предусматривается наращивание фонда добывающих и нагнетательных скважин, обустройство новых кустовых площадок, строительство новых и реконструкция эксплуатируемых нефтесборных трубопроводов для увеличения пропускной способности.

Согласно расчётной динамике добычи жидкости на 2011-2021г эксплуатируемый напорный нефтепровод Ш273мм по своей максимальной производительности 2.4 млн. м3/год не обеспечит совместную транспортировку на ДНС-1 УПСВ ожидаемых объёмов добычи продукции 3 млн. м3/год с ВПНН «Икилор» и ДНС-2.

Согласно рисунку 5, в связи с сохранением объемов добычи продукции в районе нефтесбора ДНС-3, необходима её реконструкция: строительство УПСВ. При выполнении данных рекомендаций ликвидируется необходимость обратной подачи подтоварной воды с ЦПС на КНС-3 (ДНС-3), снизится потребление электроэнергии на транспортировку воды с ЦПС. Потребность воды для закачки в пласты с целью поддержания пластового давления обеспечивается сбрасываемой водой на ДНС-3, подачей попутной воды с ДНС-4УПСВ и добычей сеноманской воды.

Согласно динамике добычи жидкости в районе нефтесбора двух ДНС совместная транспортировка продукции с ВПНН «Икилор» и ДНС-2 требует увеличения напоров и производительности насосов внешней перекачки ДНС-2 и ВПНН «Икилор». Пропускная способность эксплуатируемого напорного нефтепровода тоже ограничена. В тоже время подача продукции с высокой (85%) обводнённостью на ДНС-1 УПСВ, с возвращением подтоварной воды на кусты скважин ДНС-2 является нерациональной. Данный способ обеспечения водой вызывает повышенный расход электроэнергии на транспортировку обводнённой нефти и балластной воды. Кроме того, пропускная способность эксплуатируемого напорного нефтепровода ДНС-2 - ДНС-1 УПСВ не беспредельна.

Требуется укладка дополнительного трубопровода или замена существующего новым трубопроводом Ш426мм с годовой производительностью 4.4млн.т/г. Таким образом, альтернативным вариантом является реконструкция ДНС-2 со строительством УПСВ для совместного предварительного обезвоживания нефти, поступающей от ВПНН «Икилор» и ДНС-2.

Реконструкция ДНС-2,3

Перед блоком сепарации необходимо построить площадку УПСВ, где от продукции скважин, поступающей с устройства предварительного отбора газа, будет отделена вода и направлена в буферную емкость блочной кустовой насосной станции (БКНС), откуда насосами откачки воды будет подаваться на кусты скважин ДНС-2 для поддержания пластового давления. УПОГ может входить в состав КДФТ (концевой делитель фаз трубный), но может изготавливаться и поставляться отдельно.

Первая ступень сепарации будет производиться непосредственно на УПСВ, далее, после низких ступеней сепарации частично обезвоженная и разгазированная нефть будет транспортироваться на ЦПС.

Принципиальная технологическая схема ДНС-2,3 после реконструкции показана на рис.6,7.

Рис. 6

Условные обозначения:

I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную; IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нефть на ЦПС; VI - вода на БКНС-2.

Рис. 7

Условные обозначения:

1 - УПОГ; 2 - площадка УПСВ; 3 - сепаратор второй ступени; 4 - газосепаратор; 5 - сепаратор третьей ступени; 6 -аварийный резервуар; 7 - насос откачки нефти; 8- оперативный узел учета нефти.

I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нефть на ЦПС; V - вода на БКНС-3.

При сооружении УПСВ ДНС-2 значительно уменьшится объем жидкости, перекачиваемый на ЦПС. При действующей схеме подготовки и перекачки нефти транспортируется 8429 м3/сут. жидкости, при сооружении УПСВ и отделении на ДНС-2 пластовой воды объем перекачки продукции скважин составит 1650м3/сут. Предусмотрена замена агрегатов насосной внешней откачки ДНС-2 для оптимизации расходов на электроэнергию для транспортировки нефти для её подготовки на ЦПС. Из представленного гидравлического расчета напорного нефтепровода ДНС-2 - ЦППН «Я» следует, что для перекачки 1650 м3/сут. жидкости необходимое давление составит 0,76 МПа в начальной точке. Для обеспечения соответствующих объемов перекачки жидкости необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве) ЦНС105/147 с электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее время на ДНС-2 используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве): 1. ЦНС 180/340 с электродвигателем 290 КВт;

2. ЦНС 180/340 с электродвигателем 360 КВт;

3. ЦНС 180/297 с электродвигателем 250 КВт;

4. ЦНС 180/340 с электродвигателем 250 КВт.

Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-2 - ДНС-1 Ш273мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти

Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-2 - ЦПС Ш273мм, при реконструкции

Реконструкция ДНС-3 с сооружением УПСВ обеспечит уменьшение обводненности и объема нефти, транспортируемой на ЦПС для полной подготовки. Объем жидкости, доставляемой с ДНС-3 при реконструкции, уменьшится до 2050 м3/сут. Рекомендуется замена насосного оборудования ДНС-3, для рационализации расходов на электроэнергию. Для обеспечения соответствующих объемов перекачки жидкости необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве) ЦНС105/147 с электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее время на ДНС-2 используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве):

1. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;

2. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;

3. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт;

4. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт.

Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-3 - ЦПС Ш426мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти

Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-3 - ЦПС Ш426мм, при реконструкции

Баланс и распределение воды на Южно-Ягунском месторождении. Капитальный ремонт БКНС-2.

Необходимым условием для строительства УПСВ ДНС-2 является проведение после консервации капитального ремонта БКНС-2, для сброса подтоварной воды с УПСВ. Для вывода из консервации БКНС-2 необходимо сооружение высоконапорных и низконапорных водоводов для организации закачки в кусты и транспортировки воды от водозаборных скважин до блока сепарации.

В связи с проведением после консервации капитального ремонта БКНС-2 Южно-Ягунского месторождения и запуском его в работу необходимо сооружение водоводов с целью увеличения пропускной способности и организации закачки на нагнетательные скважины действующих кустов от БКНС-2, согласно рисунку №8.

нефтяной месторождение гидравлический трубопровод

Рис. 8

При сооружении УПСВ на ДНС-3 сброс пластовой воды будет осуществляться на КНС-3, исключая возвращение подтоварной воды с ЦПС.

Система ППД на Икилорской площади обеспечивается водой сеноманских скважин по действующей схеме.

Система сбора, сепарации нефти после реконструкции

При запуске УПСВ на ДНС-2,3 появится возможность исключения ДНС-1 из технологической схемы Южно-Ягунского месторождения. Консервация невозможна при действующей схеме по причине высокой загруженности ЕТБ ЦПС по жидкости (4,5млн.мі/год - проектная мощность, 5,5 млн.мі/год - нагрузка в настоящее время) . При сооружении УПСВ на ДНС-3 будет разгружен ЕТБ-2 ЦПС, вследствие чего появится необходимый запас мощности ЕТБ на случай аварийной ситуации, остановки УПСВ на ДНС. Для вывода из технологического режима УПСВ ДНС-1 потребуется сооружения пункта нефтеналива на ЦПС, взамен используемого на ДНС-1 и реконструкция блока ЧРП. Продукция с ДНС-2,10 с низким уровнем обводненности будет транспортироваться на ЦПС, минуя ДНС-1. Значительно уменьшится нагрузка на существующий нефтепровод. Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1 представлена на рисунке 9.

Рис. 9 - Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1

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

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

• Узел сепарации;
• Резервуарный парк;
• Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

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

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

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

Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.

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

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

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

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

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

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

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

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

• датчиками температуры подшипников;
• электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;
• приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

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

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

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

НГС Нефтегазосепаратор

ГС Газовый сепаратор

ГСВ Газовый сепаратор вертикального типа

РВС Резервуар вертикальный стальной

УСТН Установка сепарационная трубная наклонная

РК Расширительная камера

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

Характеристика реагентов

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

Дожимная насосная станция

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

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

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

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

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 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.

Термин «УПСВ»

Наиболее распространенными являются следующие виды установок предварительного сброса воды:
- резервуарного типа с отстаиванием;
- с аппаратным обезвоживанием;
- с комбинированным обезвоживанием.

Описание

Установки предварительного сброса воды УПСВ применяются на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях, в установках подготовки нефти и предназначены для:

• дегазации легких, средних и тяжелых нефтяных эмульсий
• выведения, сбора и очистки попутного нефтяного газа
• сброса пластовой воды в систему поддержания пластового давления

Конструкция установки УПСВ

Установки предварительного сброса воды УПСВ изготавливаются в виде горизонтальных цилиндрических емкостей с эллиптическими днищами. Сама установка - это нефтегазовый сепаратор с функцией сброса воды. В корпусе расположены люки и штуцеры для установки технологического оборудования и контрольно-измерительных приборов. Внутри корпуса могут быть установлены внутренние теплообменные устройства для нагрева нефтяной эмульсии при необходимости.

В комплект поставки также может входить шкаф с размещенными внутри приборами КИПиА и системой автоматики.

Внутри корпус поделен на отсеки, в которых поэтапно происходит весь технологический процесс.

Нефтяная эмульсия или газ под давлением попадает в установку УПСВ через устройство ввода. Далее рабочий продукт проходит через успокоительную перегородку. В секции коалесценции осуществляется задержка капельной влаги из нефти и газа, ее сбор и отведение. Если производится подготовка попутного нефтяного газа, он окончательно очищается и обезвоживается в струйном каплеотбойнике. При подготовке нефти эмульсия после секции коалесценции попадает в секцию сбора нефти, откуда выводится окончательно.

При эксплуатации с пластовой водой, последняя поступает в нижнюю часть сепаратора, где происходит отделение капель нефти и газа. Когда уровень очищенной пластовой воды достигает высоту отсека сбора нефти, выводится из емкости через штуцер выхода воды.

По требованию Заказчика установки УПСВ могут быть доставлены до места эксплуатации и комплектоваться депульсатором, который устанавливается на входе в емкость. Депульсатор позволяет не проводить основной объем выделившегося газа через сепарационную емкость, а также разделять потоки нефтяной эмульсии и сбросной воды на входе в зависимости от плотности жидкости. Также установка УПСВ может поставляться в комплекте с устройством дозирования деэмульгаторов, которое позволяет проводить расслоение нефтяной эмульсии с содержанием воды более 60%.

Для откачки воды и нефти из сепарационной установки применяются насосы откачки, не входящие в типовой комплект поставки.

Принцип работы установки предварительного сброса воды УПСВ

Принцип работы установки УПСВ заключается в разделении рабочих сред благодаря разности плотностей и процессу коалесценции, происходящему в отсеке из нержавеющих пластин и пакетов.

Технические характеристики установок предварительного сброса воды УПСВ