Описание схематична технологична схема бустер помпена станция (БПС)

Бустер помпена станция (CSN) се използват в случаите, когато в областта (полета група) енергия резервоар е недостатъчна за транспортиране на нефт и газ сместа до PWDU или CPF. Обикновено, DNS се прилагат към отдалечени области.

Бустер помпена станция предназначен за отделяне на маслото от газ, газ от почистване на течни капки, отделните нататъшно транспортиране на масло чрез центробежни помпи, и отделяне на газ под налягане. В зависимост от капацитета на течността, има няколко вида CSN.

Booster помпена станция се състои от следните звена:

· Събиране и изпомпване на нефтени разливи;

· Газоразрядни искра спешни случаи.

Всички помещения са стандартизирани DNS. Както капацитет буфер прилага хоризонтална нефт и газ сепаратор (НТР) на 50 m 3 или повече. CSN има резервен буферен резервоар и помпа. Технологична схема на БПС буферни резервоари са предназначени за:

· Получаване на масло, за да се гарантира еднакво доставките на петрол за помпи за трансфер рецепция;

· Отделяне на маслото от газа;

· Поддържане на постоянно свръхналягане от 0,3 - 0,6 МРа при прием на помпата.

За създаване на тих течност вътре огледало равнина буферен резервоар снабден решетка напречни прегради. Газът от мощности буферни възложени на газ събиране колектор.

блок помпа включва множество от помпи, вентилационни системи, система за събиране на течност изтичане технологични параметри система за контрол и система за отопление. Всяка помпа е с мотор. технологичната система параметри контрол е оборудван с вторични сензори с изходни показанията на контролния панел в оператора CSN. Помпата осигурява няколко системи за защита на параметрите на работа на блока на помпата се отклоняват от режима:

1. Автоматично изключване при аварийно помпи намаляване или увеличаване на налягането в тръбопровода за освобождаване от отговорност. Проверява с помощта на електрически контакт манометър.

2. Автоматично изключване на помпата при аварийни помпи или повишаване на температурата на електромобили лагери. Проверява с помощта на температурните сензори.

3. Автоматично припокриване клапа за помпа в случай на повреда.

4. Автоматично активиране вентилация, когато надвишава максималната концентрация на допустимото газ в помпеното отделение, помпите трябва да бъдат автоматично изключени.

на пропускане събиране и изпомпване единица се състои от дренаж капацитет 4 - 12 m 3, снабдена с помпа мотор HB 50/50. Това устройство служи за събиране на течове от уплътненията на помпата и предпазните клапани на буферни резервоари. За изпомпване на течност от резервоара за дренаж се извършва на рецепция основен процес помпа. Нивото в резервоара се контролира от поплавък сензори в зависимост от предварително определени горните и долните нива.

Операционната принципа на CSN

Масло от групата, мерни единици, доставени към буферния резервоар се отделя. След това маслото се доставя на работа помпата приемане и по-навътре в тръбопровода. Отделеният газ се поставя под налягане до 0.6 МРа, като устройството за регулиране на налягане се подава към колектора на газ събиране риболов. Чрез газ събиране колектор газ влиза в газова компресорна станция или в предприятията за преработка на газ (ЕОП). Газовият поток се измерва диафрагма камера да се монтира на общата газ линия. нивото на маслото в буферния резервоар се поддържа от поплавък габарит и моторизиран клапан, разположен в тръбопровода за разтоварване. Когато надвишава максималната нивото на течността в сензора габарит на маслен сепаратор (NHS) подава сигнал към управляващия мотор вентил устройство, тя се отваря и нивото в NTS намалява. Чрез намаляване на нивото под минималните затваря elektroprivodnaja клапани, като по този начин се гарантира повишаване на нивото на течността в НТС. За равномерно разпределение на буферни резервоари за нефт и налягане са свързани чрез байпас линия.

На всеки DNS трябва да е технологична схема и работа регулиране на, одобрен от техническия ръководител на фирмата. Съобразно тези разпоредби осъществява режим на управление CSN работа.

определяне схема, показана на фиг. 4.1.

4.2.2. Описание схематична технологична схема бустер помпена станция с отстраняване инсталация предварителен вода (BPS с PWDU)

Технологични сложни структури с CSN UPSV включва:

1) първи етап на разделяне масло;

2) Предварително освобождаване на вода;

3) загряване производството добре;

4) транспортиране на газонаситения масло с DSP;

5) beskompressorny транспорт на газ в GPP;

6) транспортиране на произведената вода получава по система PDP;

7) инжектиране на химикали (инхибитори реагенти деемулгатори -), съгласно препоръките на изследователски организации.

Фигура 4.1. Booster помпена станция (БПС)

Оборудване: С-1; С-2 - neftegazoseparatory (НТР), HS - газови сепаратори; Н-1 - центробежна помпа. Потоци: в ЕОП EPG - високо налягане газ монтирането на комплекс газ, MLA - ниско налягане на газа.

В BPS с PWDU извършва предварително отделяне на масло и вода разряд. Минавайки нефтено находище газ се използва за нуждите на котела и подава на GPP.

Течност, произведена от областта, е предварително обезводняване на PWDU с BPS. След влизането сепаратори в паралелни работни шахти където настъпва разделяне на емулсията. Частично дехидратирано масло се подава към DSP за CPF и окончателното получаване на масло. Готови водна струя е насочена към помпената станция, където се инжектира в резервоара за поддържане на налягането резервоар.

Процес поток диаграма трябва да осигури:

а) получаване на емулсия масло към пакета, преди да навлезе в "отпадъчен материал" устройства;

б) отделяне на газ от течност, газ от предварителен избор;

а) предварително обезводняване на нефт, докато водното му съдържание е не повече от 5 - 10% (по тегло) ..

За получаване на емулсии на масло трябва да се предостави реагент сноп фураж - demulsifier за нефт и газ събиране крайни части (преди първия етап на разделяне масло), и с подходящи препоръки изследователски организации - водоснабдяване връща в обработващия агрегат масло.

предварителен процес обезводняване масло трябва да бъде снабдена с вода нарязани ямки постъпващи продукт не е по-малко от 15-20% и се обикновено без допълнително загряване на и продукти с използване деемулгатори, високи - ефективни при умерена до ниски температури предварителен процес обезводняване на петрола. Предварителен дехидратация на масло трябва за предпочитане се извършва в апаратура за съвместно получаване на масло и вода. Така освободен говеда резервоар трябва да бъде с качество, обикновено осигурява тяхното инжектиране в произвеждащи хоризонти без допълнително пречистване (само осигурява обезгазяване вода).

Reset образуване на води с масло предварително обезводняване апарат трябва да бъдат предоставени в достатъчна наличност остатъчно налягане тях, за да завлече системата за приемане на помпени станции, или, ако е необходимо, до съоръжения за третиране без допълнително изпомпване.

определяне схема, показана на фиг. 4.2.

4.3. Описание основно технологично първоначалната схема настройка вода (PWDU)

На PWDU извършва предварително отделяне на масло и вода разряд. Минавайки нефтено находище газ се използва за нуждите на котела и подава на GPP.

Течност, произведена от областта, е предварително обезводняване на PWDU. След влизането сепаратори в паралелни работни шахти където настъпва разделяне на емулсията. Частично дехидратирано масло се подава към устройството за окончателно разделяне (CCU), където газът се проби при по-ниско налягане и след това се изпраща до лечение масло (ОТП) или точка централната събиране (DSP) за окончателно получаване на масло. Готови водна струя е насочена към помпената станция, където се инжектира в резервоара за поддържане на налягането резервоар.

Процес поток диаграма трябва да осигури:

а) получаване на емулсия масло към пакета, преди да навлезе в "отпадъчен материал" устройства;

б) отделяне на газа от екстракция газ течност от предварителния и окончателния обезгазяващ;

а) предварително обезводняване на нефт, докато водното му съдържание е не повече от 5 - 10% (по тегло) ..

определяне схема е показана на Фигура 4.3.

4.4. Описание схематична технологична схема на единица лечение масло (ОТЕ)

В нефт и газ сепаратор S-1 се проявява обезгазяване на масло при налягане от 0.6 МРа. който се поддържа от регулатор на налягането. За да се улесни фрактура емулсия вода нагоре на сепаратора S-1 се въвежда от блок demulsifier дозиране на химикали.

От сепаратора S-1 е частично дегазира суров нефт и произвежда вода се подава към утайки входен блок, при което налягането се поддържа при 0.3 МРа регулатор на налягането. Произведени вода от блок утайки се изпраща на ВиК инсталации за обезвреждане. Частична дехидратиран и дегазиран масло от отработения газ се изпраща електрически изсушители (EDD) за окончателно дрениране на масло, масло се подава допълнително дехидратиран до края разделяне единица - LCP, в която се поддържа налягането при 0.102 МРа.

Фиг. 4.2. Booster помпена станция с отстраняване инсталация предварителен вода (BPS с PWDU)

Оборудване: С-1; С-2 - neftegazoseparatory (НТР), HS - газови сепаратори;

OG - хоризонтална декантер; Н-1, Н-2 - центробежни помпи.

Потоци: в ЕОП EPG - високо налягане газ монтирането на комплекс газ, MLA - ниско налягане на газа.

Третирана масло от тежестта на ЦКС подава в резервоари за съхранение и последващо avtovyvoza или доставка масло канала транспорт.

Газ обезгазяване от С-1 и С-2 се подава газ сепаратори строителство и се изпращат на комплекс получаването на газа GPP.

Остатъци от тежката газ, използван за собствените си нужди, тъй като горивен газ за централата.

Отделеният тежката течност от капчица е насочено към обща линия на масло поток през буферния резервоар, която не е показана на фигурата.

Обработка Механизъм ППФ съоръжения включва:

1) първи етап на разделяне масло;

2) Предварително освобождаване на вода;

3) загряване производството добре;

4) единица електрически дехидратиращи обезводняване;

4) транспортиране на маслото в фермата на резервоара;

5) beskompressorny транспорт на газ в GPP;

6) транспортиране на произведената вода получава по система PDP;

7) инжектиране на химикали (инхибитори, деемулгатори reagentov-)

Този вид системи за събиране и системи за обучение е последния етап по пътя на продукти, произведени от кладенеца до подготвени и пречистен петрол, предназначен за по-нататъшна обработка.

определяне схема е показана на Фигура 4.4.

Фиг. 4.3. Предварителен освобождаване вода (PWDU)

Оборудване: С-1; С-2 - neftegazoseparatory (НТР), HS - газови сепаратори;

OG - Хоризонтална Drain добре; Н-1, Н-2 - центробежни помпи.

Потоци: ЕОП - високо налягане на газа до инсталацията за преработка на газ.

Фиг. 4.4. единица за лечение на масло (UPN)

Оборудване: С-1; С-2 - neftegazoseparatory (НТР), тежка -gazoseparatory; EDG - електрически Дехидрататори;

OG - хоризонтална декантер; Н-1, Н-2 - центробежни помпи; PBC - стационарен резервоар.

Потоци: ЕОП - високо налягане газ монтирането на комплекс газ; NDC - вода дозиращо устройство; В LMD - масло измерване.

4.4.1.Produktsiya нефт и газ и - смес,

масло,
газ,
минерализирана вода,
механични смеси (скали закалени цимент)

Тя трябва да бъде събрана от ямки разпръснати върху голяма територия и се третира като суровина за нефт и газ.

Събиране и получаване на масло представлява единна система на процесите и представлява сложен набор (фигура 4.5.):

тръбопроводи;
Блок автоматизирано оборудване;
устройства, технологично свързани помежду си.

Фигура 4.5. Схема на технология за събиране и третиране.

Тя трябва да осигури:

предотвратяване на загуба на газ и нафта чрез изпаряване на цялата пътека на движение и от самото начало на развитие;
липса на замърсяване на околната среда, причинено от нефтени разливи и вода;
надеждността на всяка връзка и на цялата система;
висока техническа и икономическа ефективност.

Събиране на нефтени и газови находища - процес, тръбопроводи, пренасящи нефт, газ и вода до точката на централната колекция. Те се транспортират под въздействието на натиск поради: налягането в извор; Налягането на помпата (ако е необходимо).

Нефтопроводи. на от събирането масло от кладенци nazyvayutsyasbornymi колектори. налягане в смукателния колектор се нарича налягането в тръбопровода.

Избор на схема за събиране на тръбопровод и производство се определя в зависимост от: климатичните условия; системи за развитие на област; Физико-химичните свойства на резервоарни течности; методи и обемите на нефт, газ и вода.

Тези условия дават възможност за: процент на всяко гнездо поток мярка;
транспорт налягане ямкови продукти са налични в извор, доколкото е възможно; Максималната система за запечатване с цел избягване на загуби на газ и нафта;
възможност за смесване масла от различни хоризонти;
нуждата от отопление в случай на добре производство и производството на високо-vysokoparafinistyh масла.

След CSN помпи масло се изпомпва към DSP и отделен газ в газопровода поради налягането в сепаратор CSN (обикновено 0.3-0.4 МРа) и се изпраща на DSP където произведени подготовка за по-нататъшно транспортиране. събиране Две тръба и производствени системи се използват в големи области на петролни полета, когато налягането е достатъчно добре за транспортиране на производство и на DSP.

В повечето регион Сибир петролни находища използват главно два система за събиране на тръба, в която производствени сондажи за линии сгъваем влиза устройството за измерване на група (GZU), където измерването се извършва дебити (пропускателна способност) на отделните ямки. След това, след GZU масло подава към помпената станция (CSN) при първия етап на разделяне масло (отделяне на масло от главното количество газ).

Ris.4.6.Printsipialnaya верига се променя скоростта на настройка на потока група в

1-събиране глава; 2 - задействане на гребена; сепаратор монтаж газ - 3; 4 - сгъваем колектор; 5 - бустер помпа; 6 - газопровод; 7 - трипътния вентил; 8 - измерване колектор; 9 - тест сепаратор; 10 - разходомер.

В някои области тя извършва разделно събиране на продукти и безводни наводнени ямки. В този случай, производство на безводни кладенци, без смесване с продуктите на добре напоени, хранени с DSP. Също разделно събраните продукти ямки ако нежелани смесване суровия петрол от различни хоризонти, например не съдържат и съдържащи сероводород. Продукти наводнени кладенци и производство, което е нежелателно да се смесват, на отделни редове, и нефт и газ събиране сгъваем колектори се транспортира до DSP. Поради естеството на движението на течности, получени чрез система за събиране на тръбопроводи се разделя на две тръбни системи незапечатани тежестта и високо налягане запечатан система.