Что такое цнс на днс

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.

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.

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:

Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 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.

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.

Назначение ДНС. Краткая характеристика и принцип работы

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется по нефтесборному трубопроводу на дожимную насосную станцию.

Дожимная насосная станция (ДНС) предназначена для осуществления первой ступени сепарации, для дальнейшей транспортировки жидкости с помощью центробежных насосов до ЦППН, а газа под давлением сепарации до газоперерабатывающего завода, а также замера жидкости и газа проходящих через нее.

На ДНС газоводонефтяная эмульсия поступает в сепараторы первой ступени сепарации НГС, предварительно отобрав отделившийся свободный газ в УПОГ и отделив воду от нефти в УПСВ, где сепарируется от попутного нефтяного газа, затем в сепараторы – буферы БЕ. Из сепараторов – буферов жидкость откачивается насосами внешней откачки НБ на ЦППН. В случае невозможности внешней откачки (авария на напорном нефтепроводе, неисправность насосов ВО и т.п.) предусмотрено поступление нефти в аварийный РВС.

Газ, выделившийся из газонефтяной эмульсии в сепараторах первой ступени, через ГС и УУГ под давлением газосепарации направляется на ГПЗ.

На УПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия поступает на печи трубчатые для нагрева и далее в отстойники, где происходит разделение эмульсии. Для ускорения процесса в нефть дозировочными насосами на вход установки подается деэмульгатор. Нефть с отстойников направляется в НГС. Выделившаяся в отстойниках из эмульсии подтоварная вода откачивается в систему ППД. Очищенная вода с содержанием нефтепродуктов до 40 мг/л подается на вход КНС.

Основные объекты и сооружения.

- узел предварительного отбора газа (УПОГ);

- сепараторы первой ступени (НГС);

- газовый сепаратор (ГС);

- установка предварительного сброса воды (УПСВ);

- насосный блок (НБ);

- узел учета газа (УУГ);

- узел учета нефти (УУН);

- узел учета воды (УУВ);

- резервуар вертикальный стальной (РВС);

Выпускаются ДНС блочного исполнения.

НБ на заводе собираются и доставляются в сборе. На месте производится установка, обвязка, наладка.

Освещение ДНС естественное и от сети 220 В, а также аварийное от сети 12 В. Все осветительные приборы во взрывозащищенном исполнении.

Насосы и электродвигатели устанавливаются на рамах, которые можно выкатывать на специальную площадку.

В НБ также устанавливаются :

- система дренажных коллекторов;

- датчики нагрева подшипников;

- датчики контроля загазованности;

- пост местного управления насосными агрегатами;

Для перекачки жидкости применяют различные ЦНС (реже НК ):производительностью от 38 м3/ч. до 300 м3/ч. и давлением нагнетания (напором) до 60 кгс/см2.

Узел учета предназначен для определения количества проходящей жидкости (суммарный дебит всех скважин).

Характеристика ЦНС 300*240.

Центробежный насос секционный; Q = 300 м3/час, Н = 240 м.вод.ст.(24 кгс/см2), частота вращения 3000 об/мин.

Состоит из вала с рабочими колесами, направляющих аппаратов, корпусов направляющих аппаратов, узла разгрузки (гидропяты), концевых роликовых или шариковых подшипников.

Вал насоса через муфту соединен с валов электродвигателя.

С увеличением числа секций увеличивается напор (без увеличения производительности).

На ЦППН происходит дальнейшее отделение газа от нефти в нефтегазосепараторах второй, а по необходимости и третьей ступени сепарации, обезвоживание и обессоливание нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти применяются установки подготовки нефти УПН. Подготовленная нефть до товарной кондиции накапливается в резервуарах товарного парка и откачивается насосами в магистральный нефтепровод потребителю. Отделившаяся от нефти вода проходит дополнительную подготовку на установке подготовки воды и закачивается через КНС обратно в продуктивные пласты. Газ, отделившись от нефти, с помощью компрессоров компрессорной станции КС по газопроводу доставляется на ГПЗ

При герметизированнойсхеме нефтесбора достигается высокая степень централизации технологических объектов, их количество на месторождении сводится к минимуму, нефть нигде не контактирует с воздухом и потери от испарения сведены к минимуму (0,2%).

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;

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:

· 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.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· сбора и откачки утечек нефти;

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

Использование первичных средств пожаротушения не по назначению запрещается.

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.

Дожимные насосные станции (ДНС) – предназначены для сбора, сепарации, предварительного обезвоживания, учета и дальнейшей транспортировки нефти и попутного газа на центральные пункты сбора. Сырьем для ДНС является продукция скважин нефтяных месторождений в виде газожидкостной смеси.

В составе ДНС предусматриваются следующие технологические объекты:

-блок реагентного хозяйства,

-нефтяные и газовые сепараторы,

-буферные и дренажные емкости,

-резервуары различного назначения,

-насосные станции для перекачки нефти и подтоварной воды.

Установки предварительного сброса воды предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа, сброса пластовой воды под избыточным давлением.

Конструкция установок выполнена на базе отработанной конструкции нефтегазовых сепараторов со сбросом воды НГСВ. Установки представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА.

Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотводник для очистки газа и секция сбора нефти.

Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе НГСВ устанавливается депульсатор, обеспечивающий отвод, минуя аппарат, основного количества выделившегося газа, а также послойный ввод водонефтяной эмульсии и сбросной воды раздельными потоками в соответствии с их плотностью в среднюю и нижнюю отстойные зоны аппарата.

БКНС предназначена для закачки воды в нефтяной пласт в системе поддержания пластового давления (ППД)

блок коллектора (напорная гребенка);

блок вспомогательных насосов (если необходимо);

блок управления (операторная);

блок плавного пуска основных. НА (по желанию заказчика) и блоками РУ-6,О кВ;

блок(и) трансформаторов 2КТП и блоками РУ-0,4 кВ

вентиляционная камера (если необходимо);

емкость дренажная ЕП-25м3 или ЕПП-25м3 с насосом откачки (если необходимо);

емкость аварийного сброса масла V = 5 м3 (если необходимо).

КУСТОВАЯ НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ - предн для работающих в системах поддержания пластового давления на нефтепромыслах. Известны кустовые насосные станции (КНС), содержащие параллельно включенные насосные агрегаты, задвижки на входах и выходах насосных агрегатов, общий коллектор на выходе с гребенкой, от которой отходят водоводы к нагнетательным скважинам.

3 характ неиспрвн-ти в штанговых скв насосах, способы их опр и устранения. (есть в 8 билете. )

4 как и в каких местах обозн-ся трассы подземных ТП? Какую инфу они несут?

Трассы подземных ТП обозн-ся пикетами, устанавливаются на всех переходах ч/х водные преграды, и автодороги, по обе стороны, и в нас пунктах, и ч/з каждые 1000м. а если сборный тп меньше 1000м указыв-ся начало и конец.

На пикете пишется кому принадлежит тп (нгду……ООО башнефть добыча нгду ЧН, цднг№, телефон центральной службы ООО башнефть добыча, циц нгду, диспетчерскую цднг)

Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ (групповые замерные установки) велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3—0,8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ (газоперерабатывающий завод), для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· сбора и откачки утечек нефти;

· свечи аварийного сброса газа.

· 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.

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.

Принцип работы ДНС

Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м 3 /сут, второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-1.4000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м 3 /сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

Параметры работы ДНС:

1) Объем откачанной на УПН(установка подготовки нефти) жидкости.

2) Объем поступившей на ДНС жидкости

3) Объем сборшенной в поглощение воды.

4) Давления на приме насосов, на выкиде.

5) Обводненность поступающей, откачанной на УПН жидкости.

6) Температуры рабочих агрегатов (насосов)

7) Загрузки насосов

ДНС оснащаются насосами ЦНС (центробежные насосы) различной производительности от ЦНС-60 до ЦНС-3000

Читайте также: