Descrierea schematică stație de pompare de rapel schemă tehnologică (BPS)

stație de pompare Booster (CSN) sunt utilizate în acele cazuri în care în domeniile (câmpurile de grup) de energie rezervor este insuficient pentru a transporta amestecul de țiței și gaze la PWDU sau CPF. De obicei, DNS sunt aplicate la câmpuri la distanță.

stație de pompare Booster destinată pentru separarea petrolului din gaz, gazul din picăturile de lichid de curățare, transportul suplimentar individual al uleiului prin pompe centrifuge, și separarea gazului sub presiune. În funcție de capacitatea fluidului, există mai multe tipuri de CSN.

stație de pompare Booster este format din următoarele unități:

· Colectarea și pomparea deversărilor de petrol;

· Starea de urgență de descărcare a gazelor scânteie.

Toate unitățile sunt standardizate DNS. Deoarece capacitatea de tampon aplica separatorul orizontal de petrol și gaz (NTS) de 50 m 3 sau mai mult. CSN are un rezervor tampon și pompa de unitate de rezervă. Schema tehnologică a rezervoarelor tampon BPS sunt proiectate pentru:

· Primirea de ulei pentru a asigura o alimentare uniformă de ulei la pompele de transfer de recepție;

· Separarea uleiului din gazul;

· Menținerea o suprapresiune constantă de 0.3-0.6 MPa la admisia pompei.

Pentru a crea o oglindă în interiorul rezervor tampon liniștită plan de lichid echipat zabrele transversal septuri. Gazul din capacitățile tampon alocate în colectorul de colectare a gazelor.

Unitatea de pompare include o multitudine de pompe, sisteme de ventilație, fluid sistem de colectare a scurgerilor sistem de control al parametrilor tehnologici și a sistemului de încălzire. Fiecare pompă are un motor. Sistemul de control al parametrilor tehnologici este echipat cu senzori secundari cu lecturi de ieșire la panoul de control în operatorul CSN. Pompa oferă mai multe sisteme de protecție la parametrii de funcționare ai pompei de bloc se abate de la regimul:

1. Deconectarea automată în caz de urgență pompe reducerea sau creșterea presiunii în conducta de refulare. Verificat prin manometru de contact electric.

2. Pompă de oprire automată în conformitate cu pompe de urgență sau creșterea temperaturii lagărelor motorului electric. Verificată cu ajutorul senzorilor de temperatură.

3. suprapunere supapă automată pentru pompa în caz de eșec.

4. ventilație Activarea automată când depășește concentrația maximă admisă a gazelor în camera pompelor, pompele trebuie să fie oprit automat.

scurgeri de colectare și unitatea de pompare constă dintr-o capacitate de scurgere de 4 - 12 m 3, echipat cu un motor HB pompa de 50/50. Această unitate servește pentru a colecta scurgerile din etanșările pompelor și a supapelor de siguranță ale rezervoare tampon. Pomparea de lichid din rezervorul de drenaj este realizată la pompa de proces principal de recepție. Nivelul în rezervor este controlat de senzori cu plutitor, în funcție de nivelurile superioare și inferioare predeterminate.

Principiul de funcționare al CSN

Ulei din grupul de unități livrate în rezervorul tampon de măsurare este separat. Apoi, uleiul este alimentat la pompa de lucru de recepție și mai departe în conducta. Gazul separat este presurizat la 0,6 MPa prin unitatea de reglare a presiunii este furnizată colectorul gazelor colectate pescuitul. Prin gaz de colectare a gazelor colector intră în stația de compresoare de gaz sau la instalațiile de prelucrare a gazului (GPP). Debitul de gaz este măsurat camera diafragmă să fie montat pe conducta de gaz comun. nivelul uleiului în rezervorul tampon este sprijinit de un manometru plutitor și supapă motorizate situat la conducta de evacuare. La depășirea nivelului maxim de lichid în senzor gabaritul separator de ulei (NHS) transmite un semnal de la dispozitivul de control al vanei motorizate, se deschide și nivelul din NTS redus. Prin reducerea nivelului de mai jos se închide minim supapă elektroprivodnaja, asigurându-se astfel o creștere a nivelului de lichid în SNT. Pentru distribuția uniformă a rezervoarelor tampon de ulei și presiunea sunt interconectate printr-o linie de by-pass.

Pe fiecare DNS trebuie să fie un regulament diagramă de flux și de muncă, aprobat de directorul tehnic al companiei. Conform acestor reglementări efectuate în modul de control al CSN de lucru.

setarea circuitului prezentat în Fig. 4.1.

4.2.2. Descrierea schematică rapel stație de pompare schemă tehnologică cu îndepărtarea instalație de apă preliminară (BPS cu PWDU)

structuri complexe tehnologice cu CSN UPSV include:

1) o primă etapă de separare a uleiului;

2) evacuarea preliminară a apei;

3) încălzirea puțul de producție;

4) transportul uleiului saturat cu gaz către DSP;

5) de gaz de transport beskompressorny la APE;

6) transportarea apei produse preparate într-un sistem PDP;

7) injectarea de substanțe chimice (inhibitori reactivi - dezemulsifianți) în conformitate cu recomandările organizațiilor de cercetare.

Figura 4.1. stație de pompare Booster (BPS)

Echipamente: C-1; C-2 - neftegazoseparatory (NTS), HS - separatoare de gaz; H-1 - o pompă centrifugă. Fluxurile: în GPP EPG - gaz de înaltă presiune pentru instalarea de gaz complexe, MLA - gaz de joasă presiune.

La BPS cu PWDU efectuat separarea preliminară de deversare de petrol și apă. Trecerea gazului zăcământ de petrol este utilizat pentru nevoile cazanului și alimentat la APE.

Fluid produs din domeniu, este pre-desecare pe PWDU cu bps. După intrarea sa separatoarelor in jompuri de lucru paralele, în care are loc separarea emulsiei. Uleiul parțial deshidratat este furnizat DSP pentru CPF și pregătirea finală a uleiului. apă pulverizată preparată este direcționată către stația de pompare, unde injectat în rezervor pentru a menține presiunea rezervorului.

Procesul de diagramă de flux trebuie să asigure:

a) prepararea emulsiei ulei la mănunchiul înainte de a intra dispozitivele „reziduuri“;

b) separarea gazului din gazul lichid din preselecției;

a) deshidratarea preliminară a uleiului până când conținutul său de apă nu este mai mare de 5 - 10% (în greutate) ..

Pentru prepararea de emulsii de ulei trebuie să fie furnizate la reactantul furajele bundle - deemulsifiant pentru porțiunile de capăt de petrol și gaze de colectare (înainte de prima etapă de separare a petrolului), precum și cu organizațiile de cercetare recomandări adecvate - alimentarea cu apă a revenit la unitatea de tratament cu ulei.

ulei preliminar proces Deshidratarea trebuie prevăzut cu puțuri de apă tăiate parvenite de produs nu este mai mică de 15-20% și au făcut, în general, fără încălzire suplimentară de produse bine folosind dezemulsifianți, de înaltă - eficiente la moderate la temperaturi scăzute de petrol preliminar proces de deshidratare. deshidratarea preliminară a uleiului trebuie efectuată în mod avantajos în aparate pentru prepararea în comun a uleiului și a apei. Astfel, rezervorul de boi ușurată trebuie să fie de o calitate asigură, de obicei, injectarea lor în orizontul produc fără purificare suplimentară (numai furnizează apă de degazare).

Apele de formare Reinițializare cu un aparat ulei Deshidratarea preliminară trebuie furnizate sub o presiune reziduală le aprovizionare suficientă pentru sistemul înecului de recepție a stațiilor de pompare, sau, după caz, la instalațiile de tratare fără pompare suplimentară.

setarea circuitului prezentat în Fig. 4.2.

4.3. Descriere fundamentală tehnologică inițială circuit de setare a apei (PWDU)

Pe PWDU efectuat o separare preliminară de deversare de petrol și apă. Trecerea gazului zăcământ de petrol este utilizat pentru nevoile cazanului și alimentat la APE.

Fluid produs din domeniu, este pre-Deshidratarea pe PWDU. După intrarea sa separatoarelor in jompuri de lucru paralele, în care are loc separarea emulsiei. Uleiul parțial deshidratat este alimentat în unitatea de separare finală (CCU), în care este eșantionat gazul la o presiune mai mică și apoi este trimis la un tratament cu ulei (OTP) sau un punct de colectare central (DSP) pentru prepararea finală a uleiului. apă pulverizată preparată este direcționată către stația de pompare, unde injectat în rezervor pentru a menține presiunea rezervorului.

Procesul de diagramă de flux trebuie să asigure:

a) prepararea emulsiei ulei la mănunchiul înainte de a intra dispozitivele „reziduuri“;

b) separarea gazului din gazul de extracție lichid din degazare preliminară și finală;

a) deshidratarea preliminară a uleiului până când conținutul său de apă nu este mai mare de 5 - 10% (în greutate) ..

circuitul de setare este prezentată în figura 4.3.

4.4. Descrierea schematică a unității schemă tehnologică de tratare a uleiului (OTU)

In separatorul de ulei și gaz S-1 are loc degazarea uleiului la o presiune de 0,6 MPa. care este susținută de un regulator de presiune. Pentru a facilita emulsie apă fractură în amonte de separatorul S-1 este introdus de la dozare bloc deemulsifiant de produse chimice.

Din separatorul S-1 este degazat parțial țițeiul și apa produsă este alimentată nămolurilor unitate de intrare, în care presiunea este menținută la 0,3 MPa regulator de presiune. apa produsă din blocul de nămol este trimis la instalațiile sanitare pentru eliminare. Parțial ulei deshidratat și degazeificat din gazele de evacuare este trimis la dezumidificatoare electrice (EDD) pentru drenarea finală a uleiului, uleiul este alimentat suplimentar deshidratat să se încheie cu unitatea de separare - LCP, în care presiunea este menținută la 0,102 MPa.

Fig. 4.2. Booster stație de pompare, cu îndepărtarea apei de instalare preliminară (BPS cu PWDU)

Echipamente: C-1; C-2 - neftegazoseparatory (NTS), HS - separatoare de gaz;

OG - decantor orizontal; H-1, H-2 - pompe centrifuge.

Fluxurile: în GPP EPG - gaz de înaltă presiune pentru instalarea de gaz complexe, MLA - gaz de joasă presiune.

Tratată ulei de gravitatea CCU alimentat în rezervoare de stocare pentru depozitare și avtovyvoza ulterioare sau de alimentare cu ulei a conductei de transport.

degazare gazului din C-1 și C-2 este furnizat separatoare de gaz de construcție și sunt trimise la pregătirea complexă a gazului GPP.

Reziduuri din gazul grele utilizate pe nevoile sale proprii, ca de gaz combustibil pentru instalația.

Lichidul greu separat de picăturii este direcționată către o linie comună a fluxului de ulei prin rezervorul tampon, care nu este indicat în diagramă.

Facilitatea de procesare a datelor include OPF:

1) o primă etapă de separare a uleiului;

2) evacuarea preliminară a apei;

3) încălzirea puțul de producție;

4) Unitate de dezumidificatoare electrice Deshidratarea;

4) transportarea uleiului în parcul de rezervoare;

5) de gaz de transport beskompressorny la APE;

6) transportarea apei produse preparate într-un sistem PDP;

7) injectarea de substanțe chimice (inhibitori, dezemulsifianți reagentov-)

Acest tip de sisteme de colectare și a sistemelor de formare este etapa finală în calea produselor obținute din puț la uleiul preparat și purificat destinate transformării ulterioare.

circuitul de setare este prezentată în figura 4.4.

Fig. 4.3. de evacuare a apei preliminară (PWDU)

Echipamente: C-1; C-2 - neftegazoseparatory (NTS), HS - separatoare de gaz;

OG - Drain orizontală bine; H-1, H-2 - pompe centrifuge.

Fluxurile: GPP - gaz de înaltă presiune pentru instalația de prelucrare a gazelor.

Fig. 4.4. O unitate de tratare a uleiului (UPN)

Echipamente: C-1; C-2 - neftegazoseparatory (NTS), grele -gazoseparatory; EDG - dezumidificatoare electrice;

OG - decantor orizontal; H-1, H-2 - pompe centrifugale; PBC - rezervor staționar.

Fluxurile: GPP - gaz de înaltă presiune pentru instalarea de gaz complexe; NDC - unitate de contorizare a apei; Măsură a luminii - contorizarea uleiului.

petrol și gaze 4.4.1.Produktsiya - amestec,

ulei,
gaz,
apa mineralizată,
amestecuri mecanice (roci de ciment intarit)

Acesta trebuie să fie colectate din godeuri împrăștiate pe un teritoriu mare și este tratată ca materie primă pentru țiței și gaze.

Colectarea și prepararea uleiului constituie un singur sistem de procese și reprezintă un set complex (Figura 4.5.):

conducte;
echipamente automate Block;
dispozitive, tehnologic interconectate.

Figura 4.5. Diagrama schematică a tehnologiei de colectare și tratare.

Acesta ar trebui să asigure:

prevenirea pierderii de gaz și petrol ușor prin evaporare pe întreaga cale de circulație și de la începutul dezvoltării;
lipsa de poluare a mediului cauzate de scurgerile de petrol și de apă;
fiabilitatea fiecare link și a întregului sistem;
performanță tehnică și economică ridicată.

Colectarea de câmpuri de petrol și gaze - proces conductelor care transportă petrol, apă și gaze la punctul de colectare centrale. Acestea sunt transportate sub influența presiunii din cauza: presiunea la gura sondei; Presiunea pompei (dacă este necesar).

conducte de petrol. pe de colectarea uleiului din colectori puțuri nazyvayutsyasbornymi. presiune colector se numește presiune linie.

Selectarea strângerii schemei de conducte de producție bine se determină în funcție de: condițiile climatice; Sisteme de dezvoltare câmp; Proprietățile fizico-chimice ale fluidelor din rezervor; metode și volume de petrol, gaze și apă.

Aceste condiții fac posibilă: măsură debitele fiecărui godeu;
puțuri de presiune de transport produse sunt disponibile la gura de sondă, în măsura posibilului; maximă a sistemului de etanșare, pentru a evita pierderile de gaz și petrol ușor;
posibilitate de amestecarea uleiurilor de diferite orizonturi;
nevoia de încălzire, în cazul producției de bine și pentru producția de uleiuri de mare vysokoparafinistyh.

După CSN pompe de ulei este pompat către DSP și un gaz separat la conductă din cauza presiunii din CSN separator (de obicei 0,3-0,4 MPa), este de asemenea trimis la DSP unde a produs pregătirea pentru transportul ulterior. de colectare a două conducte de sisteme de producție și sunt utilizate pe suprafețe mari de câmpuri petroliere atunci când presiunea suficient de bine pentru a transporta producția bine la DSP.

In majoritatea Siberia de Vest oilfields folosit în principal două sisteme de colectare a țevii, în care sondele de producție pe liniile Switchblade intră în măsurare grup unitate (GZU) în care măsurarea se realizează debite (tranzitata) ale sondelor individuale. Apoi, după ce uleiul GZU furnizat la stația de pompare (CSN), în cazul în care prima etapă de separare a uleiului (separarea uleiului din cantitatea principală de gaz).

Circuit Ris.4.6.Printsipialnaya schimbă un debit setare de grup la

1-colectare antet; 2 - operarea pieptenele; Ansamblu separator de gaz - 3; 4 - colector briceag; 5 - pompa de rapel; 6 - conducte de gaz; 7 - trei căi; 8 - colector de măsurare; 9 - separator de test; 10 - flowmeter.

În unele domenii se realizează colectarea separată a produselor și a sondelor inundate anhidre. În acest caz, producerea de sonde anhidre, fără a se amesteca cu produsele bine udate, alimentate la DSP. De asemenea, colectate separat produse sonde dacă crudes nedorite de amestec de diferite orizonturi, de exemplu nu conțin și care conțin hidrogen sulfurat. Produsele inundate puțuri și producție care nu este de dorit să se amestece, pe linii separate, precum și de petrol și gaze colectare de colectori Switchblade este transportat către DSP. Prin natura mișcării fluidelor produse prin sistemul de colectare a conductelor este împărțit în două sisteme de gravitație țevi desigilat și de înaltă presiune sistem etanș.