Технологическая схема насосной станции

Технологической схемой НПС называют внемасштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков (рисунок 1).

Рисунок 1. Технологическая схема насосной станции.

I — узел пуска-приема скребка (УППС): II — фильтры-грязеуловители: III — устройство гашения ударной волны; IV — емкости сбора нефти, сброса ударной волны и разгрузки; V — насосная с МНА для последовательной и параллельной перекачки; VI — помещение регулятора давления; VII — насосная внутренней перекачки; VIII — подземные ёмкости с погружными насосами.

Основными элементами, изображаемыми на технологической схеме НПС, являются:

— система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;

— схема обвязки резервуарного парка (если таковой имеется);

— схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насосов;

— узлы технологических задвижек (манифольды);

— размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т.д.);

— узлы учета нефти (если таковые имеются);

— узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств;

Среди возможных схем технологии перекачки нефти можно выделить три основные (рисунок 2): из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров.

Рисунок 2. Основные технологические схемы перекачки нефти.

а — постанционная; 6 — через резервуар; в — с подключенным резервуаром; г — из насоса в насос; I — задвижка закрыта; II — задвижка открыта; 1 — резервуар; 2 — насосный цех

При использовании схемы перекачки "из насоса в насос", резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку (рисунок 2, г). Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является "жесткая" гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара. Преимущества постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки "из насоса в насос", поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен резервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков.

При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами (рисунок.2, б, в). В первом варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более "мягким" в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

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:

· сбора и откачки утечек нефти;

· 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.

Читайте также:  Технические характеристики автомобильных аккумуляторов

Принцип работы ДНС

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

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

Схема установки представлена на рис. 4.1.

4.2.2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

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

Рис.4.1. Дожимная насосная станция (ДНС)

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

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

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

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

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

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

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

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высоко – эффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти. Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые волы должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

Схема установки представлена на рис. 4.2.

4.3. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ)

Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия с ГОСТом 51858-2002.

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

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении и затем направляется на установку подготовки нефти (УПН) или центральный пункт сбора (ЦПС) для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

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

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией;

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

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

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высоко – эффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило содержание нефтепродуктов до 30 мг/л, содержание КВЧ обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

Схема установки представлена на рис.4.3.

4.4. Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН)

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

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

Из сепаратора С-1 частично дегазированная нефть и пластовая вода поступает на вход блока отстоя, давление в котором поддерживается на уровне 0,3 МПа регулятором давления. Пластовая вода из блока отстоя направляется на сантехнические сооружения для последующей утилизации. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидраторы (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку — КСУ, давление в которой поддерживается на уровне 0,102 МПа.

Читайте также:  Темно зеленый цвет автомобиля

Рис. 4.2. Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

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

ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы.

Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа, ГНД – газ низкого давления.

. Подготовленная нефть из КСУ самотеком поступает в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод.

Газ дегазации от С-1 и С-2 поступает на газосепараторы ГС и направляются на установку комплексной подготовки газа УКПГ.

Остатки газа из ГС используются на собственные нужды в качестве топливного газа для электростанции.

Отделенная капельная жидкость из ГС направляется в общую линию потока нефти через буферную емкость, которая не указана на схеме.

Технологический комплекс сооружений УПН включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) обезвоживание в блоке электродегидраторов;

4) транспортирование нефти в резервуарный парк;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов- деэмульгаторов)

Данный вид установок системы сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти предназначенной для дальнейшей переработки.

Схема установки представлена на рис.4.4.

Рис. 4.3. Установкой предварительного сброса воды (УПСВ)

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

ОГ – Отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы.

Потоки: УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа.

Рис. 4.4. Установка подготовки нефти (УПН)

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

ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы; РВС – резервуар стационарный.

Потоки: УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; УУВ – узел учета воды; УУН – узел учета нефти.

4.4.1.Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь,

  • нефти,
  • газа,
  • минерализованной воды,
  • механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента)

Она должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной нефти и газа.

Сбор и подготовка нефти (рис. 4.5) составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс:

  • трубопроводов;
  • блочного автоматизированного оборудования;
  • аппаратов, технологически связанных между собой.

Рис.4.5. Принципиальная схема технологии сбора и подготовки нефти.

Она должна обеспечить:

  • предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки;
  • отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды;
  • надежность работы каждого звена и системы в целом;
  • высокие технико-экономические показатели работы.

Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного: давлением на устье скважин; давлением, создаваемого насосами (при необходимости).

Нефтепроводы, по которым осуществляется сбор нефти от скважин, называютсясборными коллекторами, давление в коллекторе называется линейным давлением.

Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин определяется в зависимости от: природно-климатических условий; систем разработки месторождений; физико-химических свойств пластовых жидкостей; способов и объемов добычи нефти, газа и воды.

Эти условия дают возможность: замера дебитов каждой скважины;
транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние; максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти;
возможность смешения нефтей различных горизонтов;
необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,3-0,4 МПа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

На большинстве нефтяных месторождениях Западной Сибири, в основном, применяются двухтрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов(производительность) отдельных скважин. Затем после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти).

Рис.4.6.Принципиальная схема изменения дебита на групповой установке

1-сборный коллектор; 2 – рабочая гребенка; 3 – сборный газосепаратор; 4 – выкидной коллектор; 5 — дожимной насос; 6 – газопровод; 7 — трехходовой клапан; 8 – измерительный коллектор; 9 – замерный сепаратор; 10 – дебитомер.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС. По характеру движения продукции скважин по трубопроводам системы сбора подразделяют на негерметизированные двухтрубные самотечные системы и на высоконапорные герметизированные системы.

Технологической схемой НПС называют безмасштабный рисунок, на котором представлена схема размеще­ния ее объектов, а также внутристанционных коммуни­каций (технологических трубопроводов) с указанием ди­аметров и направлений потоков.

Сооружения НПС могут быть разделены на две груп­пы: производственного и вспомогательного назначения. К объектам первой группы относятся: подпорная на­сосная, магистральная насосная, резервуарный парк, площадка фильтров-грязеуловителей, технологические трубопроводы, узлы учета, узел регуляторов давления, камеры приема и пуска средств очистки и диагностики, совмещенные с узлом подключения к магистральному трубопроводу, узел предохранительных устройств, ем­кость сбора утечек с погруженным насосом.

Объектами второй группы являются: системы энерго-, водо- и теплоснабжения, водоотведения, автоматики, те­лемеханики, узел связи, лаборатория, мех мастерские, пожарное депо, гараж, административное здание и т.д.

Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального нефтепровода приведена на рисун­ке ниже. Нефть с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел предохранительных уст­ройств, узел учета и направляется в резервуарный парк. Здесь осуществляется ее отстаивание от воды и мехпри- месей, а также замер количества. Для откачки нефти из резервуаров используется подпорная насосная. Из нее через узел учета нефть направляется в магистральную насосную, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска средств очистки и диагностики — в магист­ральный нефтепровод.

Читайте также:  Техника настенной живописи водяными красками по штукатурке

Принципиальная технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции

I — камера приема средств очистки и диагностики; II — площадка фильтров-грязеуловителей; III — узел предохранительных устройств; IV, VII — узел учета; V — резервуарный парк; VI — подпорная насосная; VIII — магистральная насосная; IX — узел регуляторов давления; X — камера пуска средств очистки и диагностики; XI — емкость сбора утечек с погружным насосом; XII — байпасная (обводная) линия

Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мехпримесей, воды из камеры X периодически произво­дится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки.

Периодически возникает необходимость во внутри- станционных перекачках: при зачистке резервуаров, при их освобождении перед диагностикой и ремонтом, при компаундировании (приготовление нефтяных смесей с требуемыми свойствами) и т.д.

Таким образом, технологическая схема головной НПС позволяет выполнять следующие основные операции:

  • прием нефти с промыслов;
  • ее оперативный и коммерческий учет;
  • хранение нефти;
  • запуск очистных и диагностических устройств;
  • внутристанционные перекачки.

Принципиальная технологическая схема промежуточ­ной НПС магистрального нефтепровода приведена на ри­сунке ниже. Она отличается от изображенной на рисунке выше тем, что не содержит узлов учета, резервуарного парка и подпорной насосной. Соответственно, на таких НПС не выполняются операции учета и хранения нефти.

Принципиальная технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции

I — камера приема средств очистки и диагностики; II — площадка фильтров-грязеуловителей; III — узел предохранительных устройств; IV — емкость для сброса ударной волны; V — емкость сбора утечек с погружным насосом; VI — магистральная насосная; VII — узел регуляторов давления; VIII — камера пуска средств очистки и диагностики

Необходимо подчеркнуть, что такой состав сооруже­ний промежуточных НПС имеет место только при систе­ме перекачки «из насоса в насос», если: а) они не распо­ложены на границе эксплуатационных участков (и по­этому не являются для них головными); б) на них не производятся операции приема нефти с близлежащих месторождений.

Рассмотрим элементы технологической схемы. Узел подключения НПС к магистральному трубопроводу (первый рисунок) состоит из камер приема и пуска очистных и диагностических устройств, а также байпасной (обвод­ной) линии. В период между очистками задвижки I, II, IV, VI, VII закрыты, а задвижки III, V открыты. Поток нефти из предшествующего участка трубопровода через задвижку V поступает во всасывающую линию НПС, а из нагнетательной линии — через задвижку III в следующий участок трубопровода. При проведении очистки предше­ствующего участка трубопровода, после того как скре­бок пройдет линейный сигнализатор, открываются зад­вижки VI, VII и закрывается задвижка V. После того как скребок окажется в приемной камере, задвижка V открывается, а задвижки VI, VII закрываются. Далее нефть из приемной камеры самотеком сливается в под­земную дренажную емкость ЕП, концевой затвор прием­ной камеры открывается, и скребок извлекается из нее, а концевой затвор закрывается.

При необходимости очистки последующего участка трубопровода сначала при закрытых задвижках I, II от­крывается концевой затвор камеры, и в нее запассовывается скребок. Далее после закрытия концевого затвора открываются задвижки I, II, закрывается задвижка III, и скребок входит в очищаемый участок трубопровода.

При неработающей НПС открыты только задвижки III, IV, V, и поток нефти из предшествующего участка направляется в последующий, минуя станцию.

Площадка фильтров-грязеуловителей располагается на входе в НПС. Фильтры-грязеуловители предназначе­ны для улавливания крупных механических частиц, по­ступающих из магистрального (или подводящего) трубо­провода. Количество параллельно включенных фильтров выбирается таким образом, чтобы по мере засорения од­них можно было включить в работу другие. О работоспо­собности фильтров судят по разнице давлений на входе и выходе из них. При увеличении перепада давлений до величины более 0,05 МПа (что свидетельствует об их за­грязнении) или уменьшении до величины менее 0,03 МПа (свидетельствует о повреждении фильтрующего элемен­та) производится переключение на резервный фильтр.

Узел предохранительных устройств служит для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приеме станции, возникающих при ее внезапных отключени­ях. В качестве предохранительных устройств использу­ются либо система сглаживания волн давления, либо предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточ­ного давления производится в безнапорные технологи­ческие емкости. Принцип работы предохранительных устройств будет рассмотрен ниже.

Узел учета нефти состоит из нескольких параллель­ных линий, каждая из которых включает следующие элементы: отсекающие задвижки, манометры, фильтры, струевыпрямитель, счетчик, термометр, отводы к конт­рольному счетчику или пруверу, контрольный кран. Повышение точности замера расхода достигается допол­нительной очисткой нефти в фильтре, уменьшением тур­булентности потока в струевыпрямителе (представляющем собой пучок параллельных трубок малого диаметра, по­мещенных в основную трубу), а также внесением тем­пературной поправки на основе показаний термометра.

В зависимости от количества трубопроводов, подклю­ченных к резервуарам, различают однопроводную и двух­проводную (рисунок ниже) технологические схемы. В первом случае для приема и отпуска нефти используется один и тот же Трубопровод, во втором — разные. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколь­ко приемо-сдаточных патрубков.

Возможные схемы обвязки резервуаров

а — для головных и промежуточных станций; б — для головных станций; I-IV — номера резервуаров

Соединение насосов на НПС может быть параллель­ным, последовательным или комбинированным. При па­раллельном включении (рисунок ниже) насосы имеют общие всасывающий и нагнетательный коллекторы. Поэтому напор группы насосов равен напору одного из них, а по­дача увеличивается в число раз, равное количеству рабо­тающих насосов. При последовательном включении (рисунок ниже) нефть проходит один насос за другим, полу­чая в каждом из них приращение напора. Для предот­вращения работы насосов самих на себя их всасывающая и нагнетательная линии разделены обратным клапаном, который пропускает поток, двигающийся слева направо, но закрывается для потока, двигающегося в обратную сторону.

На современных нефте- и нефтепродуктопроводах параллельное включение чаще применяется для подпор­ных насосов, а последовательное — для магистральных. Нередко встречается комбинированное (последовательно­параллельное) соединение насосов (рисунок ниже).

Возможные схемы соединения насосов на НПС

а — параллельное; б — последовательное; в — комбинированное (параллельно-последовательное)

Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из насосных агрегатов станции.

Обратный клапан устанавливается также после по­следнего по ходу магистрального насоса. Делается это для защиты магистральной насосной от гидравлических уда­ров в последующем участке трубопровода.

Узел регуляторов давления служит для установле­ния требуемого начального давления в обслуживаемом участке трубопровода.

Все перечисленные объекты соединяются технологи­ческими трубопроводами. На НПС они служат для вы­полнения всех технологических операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью. Границы техноло­гических трубопроводов определяются входными и вы­ходными задвижками НПС.

На технологических схемах указывают диаметры тру­бопровода и направление движения нефти.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
ТурбоЗайм
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!:

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте, как обрабатываются ваши данные комментариев.

Adblock detector