Технологический процесс подготовки нефти на дожимной насосной станции (ДНС)

Автоматизированная система управления технологическим процессом («АСУ ТП») дожимной насосной станции («ДНС») предназначена для управления технологическим процессом ДНС-17, а также поддержания оптимального режима подготовки нефти, газа и сброса воды, контроля за ходом технологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивной документации, диагностики измерительного оборудования.

В состав технологического оборудования ДНС-17 входит:

) узел для дозирования розлива (гребенка УДР);

) узел учета нефти (УУН);

) узел учета газа (УУГ);

) узел учета воды (УУВ);

) площадка нефтегазосепараторов 1 ступени сепарации (НГС-1, 2);


) площадка газосепараторов (ГС-1,2);

) площадка отстойников (ОГ-1, 2);

) сырьевые резервуары (РВС-1, 2, 3, 4);

) насосные установки Н-1, 2, 3, 4;

) буферные емкости БС-1, 2 [1].

.2 Описание технологической схемы

На ДНС-17 контроль и управление технологическими процессами осуществляется из операторной. Состояние насосных агрегатов отображается на щитовом табло световым сигналом «ВКЛ» или «ОТКЛ». Технологические параметры «давление нефти на УНН», «температура нефти на УНН», отображаются вторичными приборами в операторной. Расход нефти отображается и регистрируется приборами НОРД, уровень взлива резервуаров - контроллером микропроцессорным SLC-500.

Технологический процесс подготовки нефти, газа и воды на ДНС-17 представляет собой технологическую цепочку трубопроводов, аппаратов и комплекса оборудования, в которых непрерывно и последовательно происходят физико-химические процессы отделения попутного нефтяного газа и разрушение водонефтяной эмульсии и предназначен:

) для получения нефти обводненностью не более 5%;

) для получения условно чистой воды содержанием нефтепродуктов не более 50 мг/л;

3) для получения очищенного газа содержание капельной жидкости< 100 мг/м3.

Нефтегазожидкостная смесь, обводненностью 90-95%, газовым фактором 100-120 м3/тн, t = 35-40 0С с узла для дозирования розлива поступает через входные задвижки на первую ступень сепарации, которая состоит из НГС-1, НГС-2 где осуществляется основной отбор газа и автоматическое поддержание уровня. Из нефтегазосепараторов НГС-1, НГС-2 отгазированная жидкость подается на отстойники ОГ-1, ОГ-2, где происходит отбор подтоварной воды. В отстойниках автоматически поддерживается необходимый раздел фаз нефть-вода и давления. При помощи регулирующих клапанов отделившаяся вода сбрасывается на узел учета воды (УУВ).

Нефтяной поток с отстойников поступает на буферные емкости БС-1, БС-2 где осуществляется дополнительный отбор газа, далее на прием насосов Н- 3, 4 и через узел учета нефти (УУН) подается на КСП-9.

Отделившийся в процессе сепарации попутный газ из узла предварительной очистки газа (ТУПОГ) нефтяного сепаратора с первой ступени сепарации поступает в газовые сепараторы ГС-1, ГС-2, где при давлении 0,58-0,6 МПа происходит очистка от капель жидкости и примесей, далее через регулирующий клапан и узел учета газа (УУГ) подается в газопровод на ГПЗ, и при аварийном случае сбрасывается на факел. Параметры потока газа: давление до 0,7 МПа, температура 5-200С, расход 7500 м3/ч.

Подтоварная вода поступает на отстойники ОГ-1, ОГ-2 заданные уровни поддерживаются автоматически регулирующими клапанами. Нефть с отстойников насосом откачивается в трубопровод уловленной нефти. Вода с отстойников поступает на буферные емкости БС-1, БС-2, далее на два насоса, осуществляющих давления нефти, пройдя через УУН, поступает на выход ДНС. Параметры нефти на выходе: давление 2-2,5 МПа, температура 5-300 С, расход 6000-8000 м3/сут. Максимальная производительность станции 1000 м3/сут по нефти.

Перейти на страницу: 1 2

По материалам сайта: http://www.techshape.ru