Технологическая схема насосной станции

Технологическая схема насосной станции — это внемасштабный чертеж, показывающий основную работу станции в виде системы внутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, с указанием диаметров и направлений потоков (рис. 1).

Рисунок 1: Технологическая схема канализационной насосной станции.

I — пусковая установка-приемник (ППУ): II — грязевые фильтры; III — амортизирующее устройство; IV — емкости для сбора, слива и разгрузки нефти; V — насосная станция с МПА для последовательной и параллельной перекачки; VI — насосная станция с регулятором давления; VII — насосная станция для внутренней перекачки; VIII — подземные резервуары с погружными насосами.

Основными элементами, изображенными на диаграмме процесса OPS, являются:

— система трубопроводов (трубопроводная коммуникация) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;

— схема врезки резервуара (при наличии);

— схема бустерных (при наличии) и основных насосов;

— узлы (коллекторы) технологических задвижек;

— расположение технологического оборудования (сетки, регуляторы давления, сбор и регенерация разливов, обезвоживание и т.д.;)

— маслораздаточные колонки (при наличии);

— устройства для приема и ввода в трубопровод очистного и диагностического оборудования;

Среди возможных схем технологии перекачки нефти можно выделить три основные (рис. 2): насос — насос, стационарный, с подключением к резервуару.

Рисунок 2: Основные технологические схемы перекачки нефти.

a — стационарный; 6 — через резервуар; c — с подключенным резервуаром; d — от насоса к насосу; I — закрытая задвижка; II — открытая задвижка; 1 — резервуар; 2 — насосная станция.

В схеме «насос — насос» резервуары промежуточных станций (если таковые имеются) отсоединяются от трубопровода, и нефть с предыдущего участка перекачивается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки на следующий участок (Рисунок 2, г). Такая схема перекачки является очень прогрессивной, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежные связанные с ними потери масла. Это также значительно удешевляет технологию, поскольку исключает строительство дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех секций, работающих в этом режиме, так как любое изменение в одной секции вызывает изменение во всех остальных. В частности, аварийное отключение одной секции приводит к отключению всех секций, связанных с ней режимом откачки.

В случае схемы на базе станции нефть последовательно забирается в один из резервуаров станции, а из другого резервуара нефть перекачивается в трубопровод. Преимущество схемы на основе станций заключается в том, что отдельные участки трубопровода не связаны жесткой гидравлической взаимосвязью, которая имеет место в схеме «насос — насос», что делает трубопровод более надежным и способным бесперебойно поставлять нефть потребителю. Кроме того, с помощью схемы станции можно регистрировать количество перевезенной нефти, что очень важно для контроля безопасности продукции. Основными недостатками стационарной схемы перекачки являются высокая стоимость строительства и эксплуатации резервуаров, а также потери нефти при дыхании больших резервуаров из-за выброса паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Стационарная схема перекачки в основном используется в передовых насосных станциях нефтепроводов и их сервисных участков.

При использовании насосной схемы с подключенными резервуарами возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами (рис. 2, б, в). В первом варианте нефть из предыдущей секции поступает в резервуар EOPS и также откачивается из этого резервуара. Такое расположение делает соединение участков трубопровода гидравлически более «плавным». Кроме того, волны давления, связанные с изменением режима перекачки, гасятся в резервуаре, повышая надежность эксплуатации нефтепровода, но этот метод имеет все недостатки предыдущего и в настоящее время практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основной объем нефти перекачивается по трубопроводу в обход резервуара, при этом допускается, что дебиты нефти на предыдущем и последующем участке могут отличаться друг от друга на определенный период времени, а дисбаланс в дебите компенсируется сбросом или закачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе, т.е. перекачивании с одинаковой скоростью потока, уровень масла в подключенном резервуаре остается постоянным.

Дожимные насосные станции (ДНС) используются, когда на месторождении (группе месторождений) недостаточно пластовой энергии для транспортировки нефтегазовой смеси до ЦПС или ЦПС. Как правило, бустерные насосные станции используются на удаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для отделения нефти от газа, очистки газа от капель жидкости, дальнейшей транспортировки нефти отдельно центробежными насосами и отделения газа под давлением. В зависимости от пропускной способности жидкости существует несколько типов бустерных насосных станций.

Дожимная насосная станция состоит из следующих узлов:

— сбор и эвакуация разливов нефти;

— аварийный сброс газа.

Все узлы бустерной насосной станции унифицированы. Горизонтальные нефтегазосепараторы (LOGS) емкостью 50 м3 и выше используются в качестве буферных резервуаров. БПС имеет резервный буферный резервуар и насосную станцию. В соответствии с технологической схемой дожимной насосной станции буферные емкости предназначены для:

— маслозаборник для обеспечения равномерного потока масла на вход бустерных насосов

— отделение нефти от газа;

— поддержание постоянного противодавления 0,3-0,6 МПа на входе в насос.

Для создания спокойной поверхности жидкости внутренняя поверхность буферных резервуаров оснащена решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей направляется в коллектор для сбора газа.

Насосная станция состоит из нескольких насосов, системы вентиляции, системы обнаружения утечек, системы мониторинга процесса и системы отопления. Каждый насос оснащен электродвигателем. Система мониторинга процесса оснащена вторичными датчиками с выводом показаний приборов на панель управления в помещении оператора дожимной станции. В насосной установке предусмотрено несколько систем защиты на случай отклонения рабочих параметров насосов от режима. 1:

1. автоматическое отключение насосов в случае аварийного падения или повышения давления в нагнетательной линии. Контроль с помощью электроконтактных манометров.

2. автоматическое отключение насосов в случае аварийного повышения температуры насоса или подшипников двигателя. Контролируется датчиками температуры.

3) Автоматическое закрытие затворов нагнетания насоса в случае его остановки.

4) Автоматическая активация вытяжной вентиляции, когда концентрация газа в насосном помещении превышает допустимый предел, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Установка для сбора и отвода утечек состоит из дренажного резервуара объемом 4 — 12 м3 , оснащенного насосом HB 50/50 с электродвигателем. Этот блок используется для сбора утечек из сальников насоса и предохранительных клапанов буферных емкостей. Сливной бак опорожняется главными технологическими насосами. Уровень в резервуаре контролируется поплавковыми выключателями в зависимости от установленных верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы повысительного насоса

Масло из групповых дозаторов поступает в буферные емкости и разделяется. Затем нефть направляется на вход рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отделенный газ, находящийся под давлением 0,6 МПа, проходит через блок управления давлением в коллектор сбора газа. Через коллектор газ поступает на газокомпрессорную установку или газоперерабатывающий завод. Расход газа измеряется камерной мембраной, установленной на общей газовой линии. Уровень масла в буферных емкостях поддерживается с помощью поплавкового уровнемера и задвижки с электрическим управлением на линии давления масла. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в нефтегазовом сепараторе (НГС) датчик уровнемера посылает сигнал на блок управления электрозадвижкой, та открывается, и уровень в НГС снижается. Когда уровень опускается ниже минимально допустимого, затвор с электроприводом закрывается, тем самым повышая уровень жидкости в НГС. Буферные емкости соединены между собой обводной линией для равномерного распределения масла и давления.

Каждая дожимная станция должна иметь технологическую схему и рабочие процедуры, утвержденные техническим руководителем компании. Контроль режима работы дожимной насосной станции осуществляется в соответствии с данными нормативными документами.

Схема устройства показана на рис. 4.1.

4.2.2 Описание технологической схемы главной повысительной насосной станции с предварительным сбросом воды

Технологический блок дожимной насосной станции с предварительным сбросом состоит из:

1) первый этап отделения масла;

2) предварительный сброс воды

3) нагрев продукции скважин

4) транспортировка газонасыщенной нефти на ЦППН

5) бескомпрессорная транспортировка природного газа на ЦПС;

6) транспортировка очищенной производственной воды в систему поддержания пластового давления

7) закачка химических веществ (ингибиторов, деэмульгаторов) в соответствии с рекомендациями исследовательских организаций.

Рис.4.1 Дожимная насосная станция (ДНС)

Оборудование: С-1; С-2 — нефтегазосепараторы (НГС), ГС — газосепараторы; Н-1 — центробежный насос. Потоки: GVD — газ высокого давления на встроенный блок очистки газа, MLA — газ низкого давления.

Сепарация и предварительный сброс масла происходит на дожимной компрессорной станции. Природный газ с месторождения используется для котельной и поставляется на ГТУ.

Жидкости, добываемые на месторождении, подвергаются предварительному обезвоживанию на установке предварительной сепарации воды. После сепараторов она поступает в параллельные отстойники, где эмульсия расслаивается. Затем частично обезвоженная нефть направляется в установки ПНП и ЦППН для окончательной подготовки нефти. Очищенная вода направляется на кластерную насосную станцию, где она закачивается в резервуар для поддержания давления в резервуаре.

Технологическая схема предусматривает:

(а) подготовка нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в «отстойный» аппарат;

(b) отделение газа от жидкости с предварительным удалением газа

(c) предварительное обезвоживание нефти до содержания воды не более 5-10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению на конечных участках добычи нефти и газа (перед первым этапом сепарации нефти) следует предусмотреть реагент-деэмульгатор и, при наличии соответствующих рекомендаций исследовательских организаций, воду, возвращаемую с установок подготовки нефти.

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен проводиться при содержании воды в поступающей продукции скважин не менее 15-20% и, как правило, должен проводиться без дополнительного нагрева продукции скважин с использованием деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти. Предварительное обезвоживание нефти должно осуществляться в основном в установках совместного обезвоживания нефти и воды. В то же время сбрасываемая производственная вода должна быть такого качества, которое в принципе позволяет закачивать ее в продуктивные пласты без дополнительной обработки (обеспечивается только дегазация воды).

Сброс пластовой воды из оборудования предварительного обезвоживания нефти должен быть обеспечен остаточным давлением для обеспечения ее поступления на приемные насосные станции системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без необходимости установки дополнительных насосных агрегатов.

Схема установки показана на рис. 4.2.

4.3 Описание основной технологической схемы устройства предварительного дренажа

Установка предварительного слива напоминает упрощенную схему установки очистки масла. Основным отличием является отсутствие оборудования для окончательного обезвоживания нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 51858-2002.

Отделение нефти и предварительное обезвоживание воды происходит в TLU. Природный газ с месторождения используется для котельной и поставляется на ЦПС.

Жидкости, добываемые на месторождении, подвергаются предварительному обезвоживанию на установке предварительного отделения воды. После сепараторов она поступает в параллельные отстойники, где эмульсия расслаивается. Затем частично обезвоженная нефть поступает на установку окончательной сепарации (УОС), где из нее извлекается газ под более низким давлением, который затем направляется на установку подготовки нефти (УПН) или центральный пункт сбора (ЦПС) для окончательной подготовки нефти. Очищенная вода направляется на кластерную насосную станцию, где она закачивается в резервуар для поддержания давления в резервуаре.

Технологическая схема предусматривает:

(а) подготовка нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в «отстойный» аппарат;

(b) отделение газа от жидкости с начальной сепарацией газа и конечной дегазацией

(c) предварительное обезвоживание нефти до содержания воды не более 5-10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению на конечных участках приема нефти и газа (перед первой ступенью сепарации нефти) следует предусмотреть реагент-деэмульгатор и, при наличии соответствующей рекомендации исследовательских организаций, воду, возвращаемую из оборудования для очистки нефти.

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен проводиться при содержании воды в поступающей продукции скважин не менее 15-20% и, как правило, должен проводиться без дополнительного нагрева продукции скважин с использованием деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно осуществляться в основном в установках совместного обезвоживания нефти и воды. При этом сбрасываемая пластовая вода должна быть качественной, как правило, содержание нефтепродуктов до 30 мг/л, содержание HF, обеспечивающее ее закачку в продуктивные горизонты без дополнительной обработки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовой воды из оборудования предварительного обезвоживания нефти должен быть обеспечен остаточным давлением для обеспечения ее поступления на приемные насосные станции системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных станций.

Схема оборудования показана на рис.4.3.

4.4 Описание основной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН)

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

В газомазутном сепараторе С-1 масло дегазируется при давлении 0,6 МПа, которое поддерживается регулятором давления. Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором С-1 вводится деэмульгатор из химического дозатора.

Из сепаратора С-1 частично дегазированное масло и техническая вода поступают на вход отстойника, где давление поддерживается на уровне 0,3 МПа с помощью регулятора давления. Отработанная вода из отстойника направляется в санитарные узлы для дальнейшего удаления. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ГИ направляется в электродегидраторы (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть направляется на терминальную сепарационную установку — КСУ, где давление поддерживается на уровне 0,102 МПа.

Рисунок 4.2: Дожимная насосная станция с блоком предварительного сброса (ДНС с БПС)

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

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

Потоки: GVD — газ высокого давления на встроенный блок очистки газа, MLA — газ низкого давления.

. Очищенная нефть из УХЛ самотеком поступает в резервуарный парк, где хранится, а затем транспортируется грузовиками или поступает в транспортный трубопровод.

Дегазационный газ из С-1 и С-2 поступает в газосепараторы HS и направляется на установку комплексной подготовки газа на ПГУ.

Остаточный газ из КС используется для внутреннего потребления в качестве топливного газа для электростанции.

Отделенные капельные жидкости из ГС направляются в общую линию подачи масла через буферную емкость, которая не обозначена на схеме.

Технологический комплекс установки очистки масла состоит из:

1) первый этап сепарации нефти;

2) первоначальный сброс воды

3) нагрев продукции из скважины

4) обезвоживание в электрическом дегидраторе;

4) транспортировка нефти в резервуары;

5) бескомпрессорная транспортировка природного газа на ГПЗ

6) транспортировка очищенной пластовой воды в систему поддержания пластового давления;

7) введение химических веществ (ингибиторы, деэмульгаторы).

Этот тип системы сбора и подготовки является заключительным этапом на пути добытой нефти от скважины до обработанной и очищенной нефти для дальнейшей переработки.

Схема устройства показана на рисунке 4.4.

Рисунок 4.3: Блок предварительного сброса воды (PWDSU)

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

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

Потоки: GTP — газ высокого давления на интегрированную установку подготовки газа.

Рисунок 4.4: Установка подготовки нефти (УПН)

Оборудование: С-1; С-2 — нефтегазосепараторы, ГС — газосепараторы; ЭДГ — электродегидратор;

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

Потоки: GTP — газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; WTP — установка дозирования воды; OET — установка дозирования масла.

4.4.1.Добыча нефти и газа — смесь,

  • масло,
  • газ,
  • минерализованная вода,
  • механические смеси (камень, затвердевший цемент).

Его необходимо собирать из скважин, разбросанных на большой территории, и перерабатывать в сырье для промышленной добычи нефти и газа.

Сбор и переработка нефти (Рисунок 4.5) представляют собой одну технологическую систему и являются сложными:

  • трубопроводы;
  • автоматизированное блочное оборудование
  • аппарат, технологически взаимосвязанный.

Рис.4.5: Схема технологии сбора и переработки нефти.

Он должен обеспечить:

  • предотвращение потерь природного газа и легких фракций сырой нефти путем испарения на всем пути и с самого начала разработки;
  • отсутствие загрязнения окружающей среды в результате разливов нефти и воды;
  • надежность каждой ячейки и всей системы в целом;
  • высокая техническая и экономическая эффективность.

Сбор нефти и газа на месторождениях — это процесс транспортировки нефти, воды и газа по трубопроводам к центральному пункту сбора. Они перемещаются за счет напора, создаваемого: давлением на устье скважины; давлением, создаваемым насосами (при необходимости).

Трубопроводы, собирающие нефть из скважин, называются сборными трубопроводами, а давление в сборном трубопроводе — линейным давлением.

Выбор схемы самоизлива при эксплуатации скважин зависит от: природно-климатических условий; системы разработки пласта; физико-химических свойств пластовых жидкостей; способов и объемов добычи нефти, газа и воды.

Эти условия позволяют: измерение дебита каждой скважины;
транспортировка продукции из скважины под давлением, имеющимся на устье, на максимально возможное расстояние; максимальная герметизация системы во избежание потери газа и легких фракций нефти;
возможность смешения различных нефтяных горизонтов;
необходимость нагрева скважины в случае добычи высоковязких нефтей с высоким содержанием парафина.

После ДНС нефть перекачивается на центральный сборный пункт, а газ по отдельному трубопроводу за счет давления в дожимном сепараторе (обычно 0,3-0,4 МПа) направляется на центральный сборный пункт, где подготавливается к дальнейшей транспортировке. Двухтрубные системы отбора продукции скважин используются на крупных месторождениях, когда давление в скважине недостаточно для транспортировки продукции скважины на ЦПС.

На большинстве месторождений Западной Сибири в основном используются двухтрубные системы отбора, где добыча из скважин поступает по фонтанным линиям на групповой замерный узел (ГЗУ), где измеряются дебиты (производительность) отдельных скважин. После ГМС нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где происходит первый этап сепарации нефти (отделение Затем нефть перекачивается на дожимную насосную станцию (ДНС), где происходит первый этап сепарации нефти (отделение основного объема газа от нефти).

Рис.4.6.Схема изменения скорости потока в групповой сборке

1 — коллекторный коллектор; 2 — рабочая гребенка; 3 — коллекторный газосепаратор; 4 — выпускной коллектор; 5 — бустерный насос; 6 — газопровод; 7 — трехходовой клапан; 8 — дозирующий коллектор; 9 — дозирующий сепаратор; 10 — расходомер.

На некоторых месторождениях добыча из безводных и гидратных скважин собирается отдельно. В этом случае добыча безводных скважин не смешивается с добычей гидратных скважин и поступает в ЦППН. Также добыча из скважин собирается отдельно, если нежелательно смешивать нефть из разных горизонтов, например, бессероводородную и сероводородсодержащую. Добыча из гидратированных скважин и добыча, где смешивание нежелательно, транспортируется на ЦПС по отдельным линиям подачи и нефтегазосборным коллекторам. По характеру движения продукции из скважины по трубопроводам системы сбора делятся на негерметичные двухтрубные самотечные системы и герметичные системы высокого давления.

Технологическая схема ОПС — это немасштабированный чертеж, на котором показана схема расположения объектов, а также внутристанционные коммуникации (технологические трубопроводы) с диаметрами и направлениями потоков.

Объекты ОПС можно разделить на две группы: производственные и вспомогательные. К объектам первой группы относятся: дожимная насосная станция, основная насосная станция, отстойник, площадка для фильтрации и отстаивания осадка, технологические трубопроводы, измерительные блоки, блок регуляторов давления, приемно-пусковые камеры для очистного и диагностического оборудования, подключенные к блоку подключения магистрального трубопровода, блок защитного оборудования, емкость для сбора разливов с погружным насосом.

К объектам второй группы относятся: электро-, водо- и теплоустановки, дренаж, автоматика, телемеханика, узел связи, лаборатория, механическая мастерская, пожарная часть, гараж, административное здание и т.д.

Схема технологического процесса магистрального нефтепровода показана на рисунке ниже. Нефть из резервуара поступает на станцию через сетки, блок защитного оборудования, дозатор и направляется в резервуар. Здесь его отделяют от воды и механических примесей и измеряют количество масла. Для откачки нефти из резервуаров используется дожимная насосная станция. Оттуда нефть через дозирующее устройство перекачивается на магистральную насосную станцию, а затем через блок регулятора давления и блок запуска оборудования для очистки и диагностики — в магистральный трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции

I — приемная камера для очистного и диагностического оборудования; II — фильтры загрязнения; III — узел защитного оборудования; IV, VII — узел дозирования; V — резервуар; VI — бустерный насос; VIII — трубный насос; IX — узел регулятора давления; X — камера запуска для очистного и диагностического оборудования; XI — емкость для сбора разливов с погружным насосом; XII — обводная линия

Для очистки полости трубопровода от парафина, смолы, механических примесей, воды из камеры Х периодически включаются очистительные устройства (скребки). Из этой же камеры в трубопровод вводятся агенты для диагностики состояния стенки трубопровода.

Время от времени на станции требуется перекачка: при очистке резервуаров, очистке резервуаров перед диагностикой и ремонтом, при компаундировании (приготовлении масляных смесей с требуемыми свойствами) и т.д.

Таким образом, технологическая схема главной насосной станции позволяет выполнять следующие основные операции

  • изъятие нефти из месторождений;
  • его оперативный и коммерческий учет
  • хранение масла
  • активация очистительного и диагностического оборудования;
  • перекачка внутри станции.

Принципиальная схема промежуточной насосной станции для магистрального нефтепровода показана на рисунке ниже. Он отличается от приведенного выше рисунка тем, что не включает узлы учета, резервуарный парк и дожимную насосную станцию. Поэтому операции учета и хранения в таком ОПС не выполняются.

Принципиальная технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции

I — приемная камера для очистного и диагностического оборудования; II — фильтровально-фильтровальная станция; III — узел защитного оборудования; IV — бак для сброса ударной волны; V — бак для приема утечек с погружным насосом; VI — станция откачки загрузки; VII — узел регулятора давления; VIII — пусковая камера для очистного и диагностического оборудования.

Следует отметить, что такой состав промежуточных насосных станций используется в системе «насос в насос» только в том случае, если а) они не расположены на границах производственных участков (и, следовательно, не являются головными); б) на них не выполняются операции по приему нефти с соседних месторождений.

Рассмотрим элементы диаграммы процесса. Узел подключения нефтесервисной станции к магистральному трубопроводу (первый рисунок) состоит из камер для приема и ввода в эксплуатацию очистного и диагностического оборудования и байпасной линии. В период между уборкой ворота I, II, IV, VI, VII закрыты, а ворота III, V открыты. Поток нефти из вышележащего участка трубопровода поступает через задвижку V во всасывающую линию OPS, а из нагнетательной линии через задвижку III — в вышележащий участок трубопровода. Во время очистки восходящего участка трубопровода открываются задвижки VI, VII, а задвижка V закрывается после прохождения скребка через линейный сигнализатор. Когда свинья находится в приемной камере, ворота V открываются, а ворота VI, VII закрываются. Затем масло из приемной камеры самотеком сливается в подземную дренажную емкость EP, открывается торцевая задвижка приемной камеры, из нее извлекается скребок, и торцевая задвижка закрывается.

Если необходимо очистить другой участок трубопровода, сначала открывается торцевая задвижка камеры, и скребок вводится в камеру при закрытых клапанах I и II. Затем, после закрытия концевой задвижки, открываются задвижки I, II, закрывается задвижка III, и скребок попадает на участок трубопровода, подлежащий очистке.

Когда станция простаивает, открыты только затворы III, IV, V, и поток нефти из предыдущей секции направляется в следующую секцию, минуя станцию.

Зона грязевого фильтра расположена на входе в OPS. Грязевые фильтры предназначены для улавливания грубых механических частиц из основного (или питающего) трубопровода. Количество параллельно подключенных фильтров подбирается таким образом, чтобы по мере засорения одного из них можно было активировать другие. О производительности фильтров судят по перепаду давления на входе и выходе. Когда дифференциальное давление повышается более чем на 0,05 МПа (что свидетельствует о загрязнении) или падает менее чем на 0,03 МПа (что свидетельствует о выходе из строя фильтрующего элемента), фильтр переключается на резервный фильтр.

Для защиты приемного коллектора технологических трубопроводов станции от избыточного давления на входе станции, возникающего при внезапных отключениях станции, используется набор защитных устройств. В качестве предохранительных устройств используются либо система сглаживания волн давления, либо предохранительные клапаны. Избыточное давление сбрасывается в безнапорные технологические емкости. Работа предохранительных устройств будет рассмотрена ниже.

Узел учета нефти состоит из нескольких параллельных линий, каждая из которых содержит следующие компоненты: запорные клапаны, манометры, фильтры, выпрямитель потока, счетчик, термометр, ответвления к контрольному счетчику или поверяющему устройству, регулирующий клапан. Повышение точности измерения расхода достигается путем дополнительной очистки масла в фильтре, снижения турбулентности потока в струевыпрямителе (который представляет собой пучок параллельных трубок малого диаметра, помещенных в основную трубу) и введения температурной поправки на основе показаний термометра.

В зависимости от количества трубопроводов, подключенных к резервуарам, различают одно- и двухтрубные технологические схемы (рисунок ниже). В первом случае для приема и выдачи нефти используется один и тот же трубопровод, а во втором — разные трубопроводы. Резервуары могут иметь несколько приемных и выпускных патрубков для снижения скорости закачки масла.

Возможные схемы обвязки резервуаров

a — для фронтовых и промежуточных станций; b — для фронтовых станций; I-IV — номера цистерн

Подключение насосов в OPS может быть параллельным, последовательным или комбинированным. При параллельном подключении (рисунок ниже) насосы имеют общие всасывающий и нагнетательный коллекторы. Поэтому напор группы насосов равен напору одного из насосов, а напор увеличивается на коэффициент количества работающих насосов. При последовательной работе (рисунок ниже) масло проходит через один насос за другим, достигая увеличения напора в каждом насосе. Чтобы предотвратить воздействие насосов друг на друга, линии всасывания и нагнетания разделяются обратным клапаном, который пропускает поток слева направо, но закрывается для потока в противоположном направлении.

В современных нефте- и продуктопроводах для бустерных насосов чаще используется параллельная работа, а для магистральных насосов — последовательная. Нередко встречается комбинация насосов (последовательно-параллельная), как показано на рисунке ниже.

Возможные схемы соединения насосов на НПС

Возможные схемы подключения насосов: a — параллельное; b — последовательное; c — комбинированное (параллельное/последовательное).

Насосный трубопровод должен обеспечивать работу НПС при отключении любого из насосных агрегатов электростанции.

Обратный клапан также устанавливается ниже по течению от последнего основного насоса на участке. Это делается для защиты главной насосной станции от гидравлических ударов в трубопроводе ниже по течению.

Станция регулятора давления используется для установки требуемого начального давления на обслуживаемом участке трубопровода.

Все эти объекты соединены технологическими трубопроводами. Они служат для выполнения всех технологических операций с принимаемой, хранимой и перекачиваемой нефтью на нефтеперекачивающей станции. Границы технологических трубопроводов обозначены входными и выходными затворами OPS.

На схемах технологических трубопроводов указаны диаметры трубопроводов и направление потока масла.

Оцените статью
Добавить комментарий