Анализ высших групп качества

 

     Сепарационные установки с насосной откачкой.

     Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти от газа, дальнейшего раздельного транспортирования  нефти центробежными насосами и выделившегося газа под давлением сепарации.

     Разработано 12 типоразмеров блоков, отличающихся между собой подачей  и  давлением  нагнетания  насосных  агрегатов:  БН-500-9,     БН-500-13, БН-500-17, БН-500-21, БН-500-12, БН-1000-19, БН-1000-25, БН-1000-31, БН-200-13, БН-2000-17, БН-2000-22, БН-2000-26. В шифре установок приняты следующие обозначения:   БН - блочная насосная, первое число - подача насоса по жидкости (в м³/сут), второе - давление нагнетания.

     Из перечисленных блоков компонуются дожимныс насосные станции (ДНС) подачей 500, 1000 и 2000 м³/сут. ДНС большей подачи комплектуются из двух технологических блоков подачей по 2000 м³/сут каждый, которые при параллельной работе обеспечивают общую подачу от 4000 (при двух рабочих насосах) до 6000 м³/сут (при трех рабочих насосах).

     ДНС типа БН состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа (рисунок 3).

     Технологический блок (таблица 8) состоит из двухточного гидроциклона 2, технологической емкости 3, регулятора подачи насосов 4, автомата откачки 5, механического регулятора уровня 6, диафрагмы 5,  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     центробежных насосов 9 с электродвигателями 10, отсекающих клапанов I и 7 и трапа канализации II, счетчика 12, а также технологической обвязки, арматуры и гидравлической системы управления.

     В технологическом блоке имеются два двухточных гидроциклона. Пропускная способность каждого из них до 1500 м³/ч по жидкости с газовым фактором до 120 м³/м³. Для повышения эффективности работы гидроциклонного сепаратора и уменьшения пенообразования в технологической емкости его нижний патрубок опускается под уровень жидкости.

Емкость технологического блока выполняет функции дополнительного сепаратора, буфера перед насосами и отстойниками. С целью унификации объем емкости для всех блоков принят равным 20 м³, что составляет 1% суточной подачи блока БН-2000. Емкость разделена вертикальными перегородками на две части. Первый, малый отсек А служит для задержания механических примесей, пены, в нем также поддерживается некоторый уровень жидкости, куда  погружается нижний патрубок гидроциклона 2. Большой отсек емкости Б служит основным буфером перед насосами и дополнительным сепаратором. В нем размещаются также поплавки всех регулирующих механизмов. Для северных районов страны с неблагоприятными климатическими условиями насосная часть технологического блока выполняется в закрытом исполнении.

     Нефтегазовый поток по сборному коллектору I поступает в два двухточных гидроциклона, где происходит отделение газообразной фракции от жидкости под действием центробежной силы, которую приобретает тангенциально вводимый поток газонефтяной смеси. Жидкость, имеющая большую плотность, под действием этой силы прижимается к стенке и стекает по ней в малый отсек А. Далее нефть из емкости через приемные патрубки откачивается насосами в напорный нефтепровод IV. На выкидном коллекторе (за насосами) для замера общей подачи участка по жидкости имеется счетчик “Вольтмана”.

     Предусматриваются непрерывный и периодический режимы работы насосных агрегатов. Непрерывную откачку предлагается осуществлять при отличии номинальной подачи насоса от общей подачи участка, обслуживаемого данной установкой не более чем на 15%, или же в зимних условиях, когда имеется опасность застывания нефти при отрицательных температурах и срыва подачи насоса. Периодическая откачка насосами осуществляется по сигналам автомата откачки АО-6.

     Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верхний патрубок поступает в большой отсек Б технологической емкости, где происходит отделение капель жидкости от газа. Газ из емкости через заслонку механического регулятора уровня, установленного в патрубке технологической емкости, поступает в газосборный коллектор VII и под давлением сепарации транспортируется потребителю. В коллекторе выхода газа устанавливается камерная диафрагма, служащая для периодического замера подачи участка по газу переносным дифманометром.

     На   технологической емкости устанавливается предохранительный клапан, срабатывающий  при повышении давления в емкости более 0,9МПа. При срабатывании предохранительного клапана газ отводится на факел. К факельной линии II подключены также канализационные патрубки технологической емкости, через которые при открытых задвижках продукты пропарки можно отводить на факел.

     Для удаления течи сальников насосных агрегатов предусматривается отдельная система канализации VI.

     Комплекс приборов и средств автоматизации обеспечивает: 
 

     Таблица 8.

     Техническая характеристика блоков БН.

       

автоматизацию периодической откачки нефти с установки; включение резервного насоса откачки при аварийной остановке работающего, при этом  обеспечивается  выбор  режимов  управления  насосами  - “ручной”,    “I рабочий” и “II рабочий” (автоматические);

     прекращение подачи   газонефтяной смеси на дожимную станцию при переполнении технологической емкости (для ДНС, работающих без резервных и аварийных емкостей);

     открытие линий слива III газонефтяной смеси в резервную (или аварийную) емкость и сброса газа на факел при переполнении технологической емкости (для ДНС, работающих с резервными или аварийными емкостями;

     согласование   (регулирование)   подачи   насосов   откачки   с количеством поступающей газонефтяной смеси при непрерывном режиме работы насосов;

     регулирование уровня газонефтяной смеси в технологической емкости (в случае аварийного режима работы ДНС с резервными или аварийными емкостями с использованием линии V);

     автоматическую защиту (отключение) работающего насоса при отклонении давления от нормального на нагнетании насоса и обесточивании блока местной автоматики (БМА);

     технологический контроль за расходами газонефтяной смеси и отсепарированного газа, уровнем в технологической емкости, давлениями в различных точках технологической обвязки ДНС;

     сигнализацию в щитовой блок ДНС об аварийно-высоком верхнем и нижнем уровне п технологической емкости; об аварийной остановке работающего насоса; о включенном состоянии БМА; о нормальной работе насоса откачки;

     возможность дублирования аварийной световой сигнализации, выносимой в щитовой блок ДНС, местной звуковой (сирена) или дистанционной (при телемеханизации). 
 

     Дожимные насосные станции Д НС-7000, ДНС-14000 и Д НС-20000.

     Предназначаются для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего раздельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Разработано три типоразмера по подаче: ДНС-7000, ДНС-14000 и ДНС-20000. В шифре установок приняты следующие обозначения: ДНС - дожимная  насосная станция, число - подача рабочих насосных агрегатов по жидкости (в м³/сут), (таблица 9).

     Устройство и работа установки.

     Дожнмная насосная станция ДНС состоит из следующих блоков:

     буферной емкости;

     сбора и откачки утечек нефти;

     насоса с электродвигателем;

     низковольтной аппаратуры и КИП и А;

     распределительного устройства КРУН-6;

     свечи аварийного сброса газа.

     Все блоки ДНС унифицированы. На всех ДНС предусматривается использовать в качестве буферной емкости горизонтальный сепаратор объемом 100 м³ и насосный агрегат 8НД-9X3 с электродвигателем типа   А-114-2М. В ДНС-7000 в качестве рабочих блоков предусматривается один блок буферной емкости и один насосный, в ДНС-14000 добавляется еще в качестве рабочих по одному из перечисленных блоков и в        ДНС-20000 - соответственно один рабочий блок буферной емкости и один насосный блок.

     Тадлица 9.

     

      

     Кроме того, в каждой ДНС предусматривается по одному резервному блоку буферной емкости и по одному резервному насосному блоку.

     Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

     приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему переключающих насосов;

     сепарации нефти от газа;

     поддержания постоянного подпора порядка 0.6МПа на приеме насосов.

     В качестве буферных емкостей используют горизонтальные сепараторы объемом 100м³ каждый, рассчитанные на работу при избыточном давлении 0.7 МПа. Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется поперечными решетчатыми перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

     Насос и электродвигатель устанавливаются на одной раме. укрытие для одного насоса с электродвигателем представляет собой единый блок заводского изготовления, который имеет отделения для насоса и электродвигателя, разделенные герметичной перегородкой. Отделение для насоса неотапливаемое. Отделение для электродвигателя утепленное с электрическим отоплением.

     Блок сбора и откачки утечек состоит из емкостей объемом 4 м³, оборудованной насосом РЗ-3 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка нефти из емкости осуществляется на прием основных технологических насосов.

      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 0.6МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается с помощью электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. Количество перекачиваемой нефти замеряется камерной диафрагмой. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

      

     Установка подготовки нефти в Сергеевском НСП НГДУ “Уфанефть”. Основные правила пуска, остановки установки. Пуск установки.