Меню Рубрики

Установка предварительного сбора воды

Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), Дожимная насосная станция (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.

Характеристика реагентов

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.

Дожимная насосная станция

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.
Читайте также:  Установка интернет банка втб

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.

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 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.

источник

Установки предварительного сброса воды УПСВ

Установки предварительного сброса воды УПСВ применяются на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях, в установках подготовки нефти и предназначены для:

  • дегазации легких, средних и тяжелых нефтяных эмульсий
  • выведения, сбора и очистки попутного нефтяного газа
  • сброса пластовой воды в систему поддержания пластового давления

Конструкция установки УПСВ

Установки предварительного сброса воды УПСВ изготавливаются в виде горизонтальных цилиндрических емкостей с эллиптическими днищами. Сама установка — это нефтегазовый сепаратор с функцией сброса воды. В корпусе расположены люки и штуцеры для установки технологического оборудования и контрольно-измерительных приборов. Внутри корпуса могут быть установлены внутренние теплообменные устройства для нагрева нефтяной эмульсии при необходимости.

В комплект поставки также может входить шкаф с размещенными внутри приборами КИПиА и системой автоматики.

Внутри корпус поделен на отсеки, в которых поэтапно происходит весь технологический процесс.

Нефтяная эмульсия или газ под давлением попадает в установку УПСВ через устройство ввода. Далее рабочий продукт проходит через успокоительную перегородку. В секции коалесценции осуществляется задержка капельной влаги из нефти и газа, ее сбор и отведение. Если производится подготовка попутного нефтяного газа, он окончательно очищается и обезвоживается в струйном каплеотбойнике. При подготовке нефти эмульсия после секции коалесценции попадает в секцию сбора нефти, откуда выводится окончательно.

При эксплуатации с пластовой водой, последняя поступает в нижнюю часть сепаратора, где происходит отделение капель нефти и газа. Когда уровень очищенной пластовой воды достигает высоту отсека сбора нефти, выводится из емкости через штуцер выхода воды.

По требованию Заказчика установки УПСВ могут быть доставлены до места эксплуатации и комплектоваться депульсатором, который устанавливается на входе в емкость. Депульсатор позволяет не проводить основной объем выделившегося газа через сепарационную емкость, а также разделять потоки нефтяной эмульсии и сбросной воды на входе в зависимости от плотности жидкости. Также установка УПСВ может поставляться в комплекте с устройством дозирования деэмульгаторов, которое позволяет проводить расслоение нефтяной эмульсии с содержанием воды более 60%.

Для откачки воды и нефти из сепарационной установки применяются насосы откачки, не входящие в типовой комплект поставки.

Принцип работы установки предварительного сброса воды УПСВ

Принцип работы установки УПСВ заключается в разделении рабочих сред благодаря разности плотностей и процессу коалесценции, происходящему в отсеке из нержавеющих пластин и пакетов.

Технические характеристики установок предварительного сброса воды УПСВ

Параметры УПСВ-500 УПСВ-1000 УПСВ-3000 УПСВ-10000
Производительность по жидкости, т/сут., не более 500 1000 3000 10000
Объем аппарата, м 3 25 50 100 200
Рабочая среда нефть, пластовая вода, попутный газ
Среда в подогревателе попутный газ и продукты его сгорания
Рабочее давление, МПа 0,6; 1,0; 1,6
Плотность нефти при t=20ºC, кг/м 3 820-910
Вязкость нефти при t=20ºC, МПахсек. до 68
Плотность воды при t=20ºC, кг/м 3 1000-1050
Температура среды на входе в установку, ºC от +10 до +25
Температура среды на выходе из установки, ºC от +25 до +40
Расчетная температура стенки, ºC 100
Минимальная температура установки под давлением, ºC -60
Способ нагрева эмульсии
  • без подогрева для легких нефтей
  • с встроенным нагревателем для средних нефтей
  • с автономным нагревателем для тяжелых нефтей
Обводненность нефтяной эмульсии на входе, % мас., не более 90
Газосодержание в нефтяной эмульсии на входе в установку, нм 3 /т, не более 50
Содержание механических примесей в нефтяной эмульсии на входе в установку, мг/дм 3 , не более 200
Обводненность нефтяной эмульсии на выходе, % масс.
  • 3-5 (для легких нефтей плотностью до 850 кг/м 3 , с ориентировочным временем пребывания в аппарате до 20 мин.)
  • 5-8 (для средних нефтей плотностью 850-870 кг/м 3 , с ориентировочным временем пребывания в аппарате до 37 мин.)
  • до 12 (для тяжелых нефтей плотностью 870-895 гк/м 3 , с ориентировочным временем пребывания в аппарате до 60 мин.)
Содержание нефти в воде на выходе, % мас. в соответствии с требованиями Заказчика
Содержание механических примесей в воде на выходе, % мас. в соответствии с требованиями Заказчика

Как купить установку предварительного сброса воды УПСВ в Вашем городе на сайте ТД САРРЗ?

Для того, чтобы рассчитать стоимость и заказать установку предварительного сброса воды УПСВ, Вы можете:

  • позвонить нам по бесплатной телефонной линии 8-800-555-86-36, 8 (8452) 250-298 (для Саратова и области)
  • прислать на электронную почту технические требования к оборудованию
  • скачать и заполнить Опросный лист и прислать его на электронную почту

источник

Установки предварительного сброса воды УПСВ

Назначение

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 штуцера­ ми и штуцерами для КИПиА.

Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотбойник 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.

Схема установки УПСВ

Технические характеристики

Параметры УПСВ­500 УПСВ­1000 УПСВ­3000 УПСВ­10000
Производительность по жидкости, т/сут., не более 500 1000 3000 10000
Давление рабочее, МПа (кгс/см²) 0,6 (6,0); 1,0 (10,0); 1,6 (16,0)
Способ нагрева эмульсии без подогрева (для легких нефтей);

с встроенным нагревателем (для средних нефтей);

с автономным нагревателем (для тяжелых нефтей) Обводненность нефтяной эмульсии на входе, % мас. не более 90

Обводненность нефтяной эмульсии на выходе,

3–5 (для легких нефтей плотностью до 850 кг/м³,

с ориентировочным временем пребывания в аппарате до 20 мин.);

5–8 (для средних нефтей плотностью 850–870 кг/м³,

с ориентировочным временем пребывания в аппарате до 37 мин.);

до 12 (для тяжелых нефтей плотностью 870–895 кг/м³,

с ориентировочным временем пребывания в аппарате до 60 мин.) Содержание нефти в воде на выходе, % мас. в соответствии с требованиями заказчика Содержание мех.примесей в воде на выходе, % мас. в соответствии с требованиями заказчика Объем аппарата, м³ 25 50 100 200

Производительность по жидкости указана для легкой нефти, для остальных типов уменьшается в зависимости от времени пребывания жидкости в аппарате.

Работа УПСВ

Газ из депульсатора подается в аппарат через штуцер ввода газа, проходит успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости. Окончательная очистка газа производится струнным каплеотбойником.
Вода с незначительным содержанием нефти подается из депульсатора в нижнюю часть аппарата через штуцер входа воды. В нижней части аппарата вода окончательно отделяется от нефти, накапливается до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды.
Нефть с незначительным содержанием газа и воды подается в вводное устройство, где плавно распределяется по верхнему уровню жидкой фазы, не перемешивая поток с водой, проходит через успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит окончательное отделение остатков газа и воды, поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата.
В зависимости от свойств нефтеводогазовой смеси допускается поставка установки УПСВ без депульсатора.
Для регионов Западной Сибири была специально разработана установка предварительного сброса воды (УПСВ).
Технологическая схема УПСВ разработана на основе технологического оборудования «УПСВ­200», конструкция которого дорабатывается согласно требованиям заказчика.

Кроме основного аппарата в составе УПСВ используется вспомогательное оборудование:

  • реагентный блок с дозировочными насосами производительностью до 10 л/час,
  • трубопроводная обвязка,
  • запорная арматура,
  • средства контроля и управления,
  • система безопасности,
  • кабельная продукция и т. д.

Выбор контрольно­измерительных приборов и средств автоматики производиться специалистами КИПиА и согласовывается с заказчиком.

Описание технологии и оборудования УПСВ для регионов Западной Сибири

Предлагаемая установка предварительного сброса воды (УПСВ) разработана на основании исходных материалов, полученных от предполагаемого заказчика. Она предполагает использование оборудования, а также существующего технологического оборудования, имеющегося в распоряжении заказчика.

В основу технологии УПСВ положены технические решения, разработанные для организации предварительного сброса воды в системах сбора на месторождениях Западной Сибири в газонасыщенном состоянии при естественной температуре поступающего сырья. По представленной информации естественная температура поступающего на УПСВ сырья в течение года изменяется от +24 до +37°С. Такая температура с использованием деэмульгатора достаточна для предварительного разделения эмульсии, образуемой нефтью. Учитывая, что с ростом обводненности температура поступающего на УПСВ сырья будет расти, применение в составе УПСВ нагревателей нецелесообразно. Это повышает безопасность и надежность УПСВ, упрощает обслуживание, снижает затраты. Кроме того, снимается проблема солеотложений, возникающая при нагревании высокообводненных эмульсий. Водная фаза содержит солеобразующие ионы (кальция, бикарбоната), что характерно для попутно добываемых вод Западно­Сибирского региона. Эффективность работы установок УПСВ во многом зависит от свойств поступающей водонефтяной смеси, главным образом, от ее устойчивости.

Осуществление предварительного сброса воды возможно производить на ДНС и ЦПС. Обработка нефти на ЦПС зачастую осуществляется после полного разгазирования, имеет ряд преимуществ.

Существуют два различных варианта осуществления процесса сброса воды на ДНС в газонасыщенном состоянии:

Первый вариант, когда разделение газовой, нефтяной и водной фаз производится в одном аппарате (трехфазном сепараторе). Данный вариант применяется в том случае, если не предъявляются повышенные требования к качеству выходящих с установки воды, нефти и газа, а также при небольшой (до 10 тыс. м3/сут.) производительности УПСВ;

Второй вариант подразумевает разделение фаз осуществляется последовательно в разных аппаратах. Сначала в нефтегазовом сепараторе от жидкости отделяется свободный газ, затем жидкость направляется в аппарат – водоотделитель (отстойник), где происходит ее разделение на нефтяную и водную фазы. Данный вариант позволяет обеспечить получение нефти, содержащей до 5% воды, и воды, содержание нефтепродуктов в которой составляет 30–50 мг/л, при производительности УПСВ 10 тыс. м3/сут. и выше.

В качестве водоотделителя (отстойника) предлагается использовать аппараты УПСВ объемом 200 м3, конструкция которых предусматривает разделение жидкостей за счет разностей плотностей и интенсификации процесса при использовании коалесцирующих элементов, выполненных в виде пакетов и пластин из нержавеющей стали.

Принципиальная схема установки аппарата водоотделителя УПСВ

Уровень раздела фаз «нефть–вода» в УПСВ поддерживается на необходимой высоте при помощи регулятора уровня и клапана, установленного на линии выхода воды из аппарата.

Давление в УПСВ поддерживается при помощи клапана, установленного на линии вывода нефти.

Обезвоженная нефть из отстойников водоотделителей (УПСВ) подается на насосы внешней откачки или в имеющиеся резервуары.

С целью повышения эффективности работы УПСВ предлагается применение специальной технологии дозирования деэмульгаторов, предусматривающей обработку сырой нефти, содержание воды в которой превышает 60%, т. е. являющейся, по сути, эмульсией типа «нефть в воде».

Сущность технологии дозирования деэмульгаторов в высоко обводненную нефть, представляющей собой эмульсию типа «нефть в воде», состоит в следующем:

После выкида насоса внешней откачки ДНС до узла учета отбирается часть нефти, которая по самостоятельному трубопроводу возвращается в поток газожидкостной смеси перед УПОГ;

В этот трубопровод при помощи дозирующего насоса блока реагентного хозяйства (БРХ) подается реагент­деэмульгатор в товарной форме;

Далее при совместном движении с возвращаемой нефтью деэмульгатор растворяется в ней и уже в виде раствора попадает в сырье.

Такой способ введения деэмульгатора в высоко обводненную нефть по сравнению с подачей его в товарной форме, т. е. в концентрированном виде, позволяет избежать прямого попадания деэмульгатора в водную фазу, когда он не доходит до эмульсии, а сбрасывается с водой из отстойника, не выполняя своих функций, что приводит к перерасходу реагента и ухудшению качества нефти и воды.

При реализации данной технологии следует придерживаться рекомендаций РД 39­0148070­335­88Р «Технология подготовки нефти с применением отечественных деэмульгаторов для месторождений Западной Сибири».

Прежде всего, диаметр трубопровода, по которому транспортируется нефтереагентная смесь от БРХ к точке по­ дачи перед УПОГ, должен быть выбран таким, чтобы скорость движения жидкости в нем была более 1,5 м/сек., а концентрация получаемого при этом раствора реагента 0,2–0,5%.

При производительности УПСВ 10–15 тыс. м 3 /сут. может быть использована труба для нефтереагентопровода с внутренним диаметром

Преимущество вышеуказанной технологии дозирования деэмульгатора заключаются в том, что подача в виде разбавленного раствора по сравнению с вводом в концентрированном виде позволяет обеспечивать быстрое распределение его в объеме эмульсии и срабатывание.

Попутно добываемая вода, отделяющаяся на УПСВ, кроме растворенных солей содержит растворенный газ в количестве около 90 л/м3. Состоит этот газ преимущественно из углеводородных компонентов (метана). В этой связи в соответствии с п.3.48. ВНТП 3­85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» такая вода не может подаваться на насосы БКНС без предварительного разгазирования. Для этих целей на БКНС необходима установка «буфер дегазатора».

Преимущества УПСВ:

  • Использование существующего технологического и вспомогательного оборудования позволяет снизить затраты на оборудование и строительство;
  • Осуществление процесса при естественной температуре поступающего сырья без использования в технологии нагревателей повышает безопасность и надежность установки УПСВ, упрощает ее обслуживание, снижает стоимость, уменьшает проблемы солеотложения;
  • Разделение нефти и воды в газонасыщенном состоянии при давлении первой ступени сепарации за счет присутствия в нефти растворенного газа снижает ее плотность и вязкость, позволяет повысить скорость расслоения фаз, качество получаемых нефти и воды;
  • Организация разделения газожидкостной смеси поэтапно (вначале отделяется газ в сепараторах первой ступени или на УПОГ, затем в отстойниках разделяются нефть и вода) позволяет получить на каждом этапе более полное и качественное разделение фаз – газа, нефти и воды;
  • Применение специальной технологии дозирования деэмульгатора на вход в установку УПСВ в виде раствора реагента в нефти обеспечивает быстрое и наиболее полное использование реагента, исключает непосредственное его попадание в водную фазу, где деэмульгатор не может проявлять свою деэмулгирующую активность. Это особенно важно в данном случае при обработке высокообводненных нефтей, когда необходимо разделить эмульсию с содержанием воды 60% и более, т. е. эмульсию типа «нефть в воде»;
  • Отсутствие в технологической схеме УПСВ насосов и участков с большими перепадами давления исключает передиспергирование обрабатываемой эмульсии, обеспечивая таким образом быстрое и полное разделение фаз;
  • Применение в отстойниках специальных секций коалесценции частиц дисперсной фазы, выполненных в виде пакетов пластин из нержавеющей стали, также способствует повышению качества разделения нефти и воды;
  • Система контроля и управления УПСВ обеспечивает автоматический контроль и поддержание заданного режима работы оборудования, предупредительную и аварийную сигнализацию, противоаварийную защиту установки, автоматическое ведение журнала событий.

Технические характеристики

416,6 – 625 Время пребывания жидкости в аппарате, мин. 37,2 – 46,8 Скорость горизонтального движения жидкости в секции коалесценции, м/с 1,09 – 10–2

Время осаждения капель воды в нефтяном слое секции коалесценции

в расчетном зазоре между листами, диаметром

d 100 мк – 9,87 мин. В нефтяном слое осядут капли воды диаметром d 200 мк и более – 100%

Время всплытия капель нефти в водяном слое секции коалесценции

в расчетном зазоре между листами, диаметром

источник

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *