ADB— газирана сондажна течност.

AHRP— необичайно високо налягане в резервоара.

ANPD— необичайно ниско налягане в резервоара.

ACC- акустичен циментомер.

ATC- автотранспортен цех.

BGS- бързо смесване.

BKZ— сондиране при страничен каротаж.

BKPS- блокови клъстерни помпени станции.

BSV— отпадъчни води от сондажи.

BPO- производствено обслужваща база. Спомагателни работилници за поддръжка (ремонт и др.)

BOO- сондажна машина.

VGK— контакт вода-газ.

VZBT- Волгоградски завод за сондажно оборудване.

HDM- винтов дъновен двигател.

WRC- разтвор с високо съдържание на калций.

VKG— вътрешен газоносен контур.

ВНКГ— външен контур на газоносност.

WPC— вътрешен маслодавен контур.

ВНКН- външния контур на маслодайния.

VIC- монтажен цех.

ВНК— контакт масло-вода.

ERW— въздействие на пневматична експлозия.

RRP- вископластична (Bingham) течност.

GRP- водоразпределителен пункт.

GGK— гама гама каротаж.

GGRP— дълбокопроникващо хидравлично разбиване.

GDI— хидродинамични изследвания. Проучване на състоянието на кладенеца.

ГЖС- смес газ-течност.

GIV- хидравличен индикатор за тегло.

ГИС— геофизични изследвания на кладенци.

ГЗНУ- групов дозиращ помпен агрегат. Същото като GZU + DNS. Сега се отдалечават от това, само старите са оцелели.

ГЗУ— групова измервателна инсталация. Измерване на скоростта на потока на течността, идваща от мустаците.

GC— регистриране на гама лъчи.

GKO- лечение с глина.

GNO— дълбоко помпено оборудване. Оборудване, потопено в кладенеца (помпа, пръти, тръби).

STS- главна нефтена помпена станция.

GSP- хидропясъкоструйна перфорация.

YPL— течност за промиване на газ.

ГПЗ- Газопреработвателен завод.

GPS- главна помпена станция.

хидравлично разбиване- хидравлично разбиване.

горива и смазочни материали- горива и смазочни материали.

GSP- групов сборен пункт.

GTM— геоложки и технически мерки. Мерки за увеличаване на производителността на кладенците.

GTN- геоложко и технологично оборудване.

GTU— геоложки и технологични условия.

GER- хидрофобен емулсионен разтвор.

CSN- нагнетателна помпена станция. Потокът от петрол от кладенци през GZU по протежение на мустака до BPS за бустер към стоковия парк. Може да се форсира само с течни помпи или с частична обработка (отделяне на вода и масло).

DU- приемливо ниво.

ESG- единна система за газоснабдяване.

JBR- стоманобетонен резервоар.

ЗСО- санитарно-охранителна зона.

ZCN- сондажна центробежна помпа.

KVD— крива на възстановяване на налягането. Характеристики, когато кладенецът е пуснат в експлоатация. Промяна в налягането в пръстена с течение на времето.

HLCе кривата на възстановяване на нивото. Характеристики, когато кладенецът е пуснат в експлоатация. Промяна в нивото в пръстена с течение на времето.

КИН— коефициент на възстановяване на маслото.

KIP- контролно-измервателни уреди.

CMC- карбоксиметил целулоза.

КНС- клъстерна помпена станция.

ДА СЕ- основен ремонт.

КО- киселинна обработка.

CRBC— кабел гумен брониран кръг.

говеда — . Ремонт след "полети на оборудване", нарушения на корпуса, струва порядък по-скъп от PRS.

KSSB— кондензирана сулфитно-алкохолна дистилация.

КССК- комплекс от черупки с подвижен приемник на ядрото.

LBT- сондажни тръби от леки сплави.

LBTM— сондажни тръби от леки сплави на съединително съединение.

LBTN— лекосплавни сондажни тръби с нипелна връзка.

IGR- нискоглинести разтвори.

WMC- модифицирана метилцелулоза.

MNP- магистрален нефтопровод.

МНПП— главен нефтопродуктопровод.

MCI- период на основен ремонт.

г-жа- механизмът за подреждане на свещи.

EOR- метод за увеличаване на добива на нефт.

NB- сондажна помпа.

NBT— трибутална сондажна помпа.

НГДУ— отдел за производство на нефт и газ.

NGK— Неутронна гама-каротажа.

NKT- тръби. Тръби, през които се изпомпва нефт в производствени кладенци, а вода се изпомпва в инжекционни кладенци.

АЕЦ- нефтопровод.

NPS- нефтена помпена станция.

ОА- почистващи препарати.

ОБР— обработена сондажна течност.

OGM- отдел на главния механик.

OGE- отдел на главния енергетик.

OOS- опазване на околната среда.

WOC- изчакване на втвърдяването на цимента.

ОТ— обработка на дънната зона на дупката.

OTB- отдел по безопасност.

OPRS— в очакване на подземен ремонт на кладенеца. Състоянието на кладенеца, в което се прехвърля от момента на откриване на неизправност и изключване до началото на ремонта. Кладенците от пилотния кладенец до пилотния кладенец се избират по приоритет (обикновено - дебит на кладенеца).

OPS- предизпускателен резервоар.

ORZ(E)— оборудване за отделно инжектиране (работа).

OTRS— изчакване на текущия ремонт на сондажа.

повърхностно активно вещество- повърхностно активно вещество.

PAA- полиакриламид.

повърхностно активно вещество- повърхностно активни вещества.

PBR— полимер-бентонитови разтвори.

MPE— максимално допустими емисии.

MPC- максимално допустима концентрация.

PDS- максимално допустим дебит.

панкреас- измиваща течност.

ПЗП— зона на формиране на дъното.

PNP— повишено възстановяване на маслото.

PNS— междинна нефтена помпена станция.

УПИ— псевдопластична (степенна) течност.

PPR- планиране и превантивна работа. Работи по предотвратяване на повреди в кладенци.

преподавателски състав- междинна помпена станция.

PPU- парна инсталация.

AT- инструмент за рязане на скали.

PRS- ремонт на подземен кладенец. Ремонт на оборудване за подземни кладенци в случай на неизправност.

PRTSBO— сервиз за отдаване под наем и ремонт на сондажно оборудване.

PSD- проектно-сметна документация.

RVS— вертикален стоманен цилиндричен резервоар.

RVSP- вертикален стоманен цилиндричен резервоар с понтон.

РВСПК— вертикален стоманен цилиндричен резервоар с плаващ покрив.

RIR- ремонтни и изолационни работи.

РИТС— ремонтно инженерно-техническо обслужване.

RNPP- разклонен нефтопровод.

RPAP— електрически регулатор на подаване на битове.

RTB— реактивно-турбинно сондиране.

RC- ремонтен цикъл.

SBT- стоманени сондажни тръби.

SBTN— стоманени сондажни тръби с нипелна връзка.

ДВ- смес от катрани.

ОТ ДО— обработка на слънчеви дестилати. Добре лечение.

Система за поддръжка и PR— система за поддръжка и планов ремонт на сондажно оборудване.

SQOL- брояч на течности. Метри за измерване на течности директно в кладенците за контрол на измерванията в GZU.

SNA— статично напрежение на срязване.

LNG- втечнен природен газ.

SPO- операции по спускане и повдигане.

PRS- сулфитно-алкохолен дистил.

SSC- снаряд с подвижен приемник на ядрото.

T- Поддръжка.

ТБО- твърди битови отпадъци.

TGHV— термогазохимичен ефект.

ТДШ— торпедо с детониращ шнур.

TC- състав за засипка.

ТБО— торпедно кумулативно аксиално действие.

ЧЕ- Поддръжка.

TP- стоков парк. Място на събиране и преработка на масло (същото като UKPN).

TP- технологичен процес.

TRS— текущ ремонт на кладенеца.

ТЕП— технико-икономически показатели.

EEDN— група Техники и технологии за производство на нефт.

UBT— горещо валцувани или формовани маншети на свредла.

UBR— управление на сондажните операции.

ултразвук— ултразвукова дефектоскопия.

UKB— монтаж на ядково пробиване.

UKPN— инсталация за комплексна обработка на масла.

USP- участъков сборен пункт.

UCG- претеглен цимент за нефтени кладенци.

USC- претеглен шлаков цимент.

USHR- въглероден алкален реагент.

UPG— инсталация за пречистване на газ.

UPNP— управление на увеличения нефтен добив.

UPTO и CO— управление на производството и техническа поддръжка и конфигурация на оборудването.

UTT- управление на технологичния транспорт.

USHGN— монтаж на смукателна помпа.

ESP- монтаж на електрическа центробежна помпа.

HKR- разтвор на калциев хлорид.

CA- циментов агрегат.

CDNG- цех за добив на нефт и газ. Риболов в рамките на НГДУ.

CITS— централно инженерно-техническо обслужване.

CKPRS— цех за основен и подземен ремонт на кладенци. Цех в рамките на ОГПД, който извършва ремонт и ремонт.

CKS— цех за обшивка на кладенци.

ЦНИПР— цех за научни изследвания и производство. Уъркшоп в рамките на НГДУ.

CPPD— цех за поддържане на резервоарно налягане.

CA- циркулационна система.

DSP- централен събирателен пункт.

SHGN— смукателна помпа. С люлеещ се стол, за кладенци с нисък дебит.

SHPM- гума-пневматичен съединител.

SPCA- шлаково-пясъчен цимент за шлайфане на фуги.

ESU- електрохидравличен удар.

ERA- електрохидравличен възел за ремонт.

ECP— електрохимична защита.

ESP- електрическа центробежна помпа. За кладенци с висок дебит.

UPSU

UPSU(инсталация за предварително изпускане на вода) - предназначена за отделяне на водата и свързания газ от нефта. UPSV се състои от следните комплекси от оборудване:

• Разделителна единица;
• Водоемния парк;
• помпени блокове.

Течността преминава през два последователни етапа на разделяне в IWSU. Преди първия етап на разделяне към течността се подава реагент - деемулгатор. Газът от двата етапа на разделяне се подава към блока за обезводняване на газ, а след това към потребителя или към GPP

Течността от втория етап на разделяне постъпва в резервоарния парк, където се извършва частично отделяне на механични примеси и предварително изпускане на водата с подаването й към блокова помпена станция (BCPS) за инжектиране в резервоара.

В БКНС се извършва подготовка, отчитане и изпомпване на водата по направленията на водоразпределение (ВРВ) към батериите. От VRB водата се подава към инжекционни кладенци.

Работата на SPM

Газът от депулсатора се подава в апарата през газовия входен фитинг, преминава през успокояващата преграда, секцията за коалесценция, където се извършва допълнителното отделяне на капещата течност. Окончателното пречистване на газа се извършва от струнен капкоотделител. Вода с ниско съдържание на масло се подава от депулсатора към долната част на апарата през входния фитинг за вода. В долната част на апарата водата накрая се отделя от маслото, натрупва се до преградата на секцията за събиране на масло и се изпуска през изходния фитинг за вода.

Маслото с незначително съдържание на газ и вода се подава във входното устройство, където плавно се разпределя върху горното ниво на течната фаза, без смесване на потока с вода, преминава през успокоителна преграда, секция за коалесценция, където окончателното разделяне на остатъци от газ и вода, влиза в секцията за събиране на масло и оттам се отстранява от устройството.

В зависимост от свойствата на сместа масло-вода-газ е разрешено захранването на блока UPSU без депулсатор.

Фондация Уикимедия. 2010 г.

Вижте какво е "UPSV" в други речници:

UPSU- монтаж на предварително заустване на водопроводна инсталация за предварително събиране на водонафта. енергия Източник: http://www.tnk bp.ru/press/glossary/ Речник: С. Фадеев. Речник на съкращенията на съвременния руски език. С. Пб.: Политехника, 1997. 527 с ... Речник на абревиатурите и съкращенията

UPSU- монтаж на предварително водоотвеждане ... Речник на съкращенията на руския език

Данните в тази статия са актуални към 2009 г. Можете да помогнете ... Wikipedia

Този термин има и други значения, вижте Ванкорското нефтено и газово находище. Ротационен лагер Ванкор Страна Русия ... Уикипедия

- (съкратено от отдела за производство на нефт и газ) предприятие (или структурно подразделение на предприятие), занимаващо се с добив на суров нефт и газ, както и подготовката им за транспортиране и изпомпване до търговска счетоводна единица. Към инфраструктурата на NGDU ... ... Wikipedia

NGDU (съкратено от Отдел за производство на нефт и газ) е предприятие (или структурно подразделение на предприятие), занимаващо се с добив и изпомпване на суров нефт и газ до търговско измервателно устройство. Инфраструктурата на NGDU обикновено включва DNS (бустер изпомпване ... ... Wikipedia Речник-справочник на термини от регулаторна и техническа документация

Устройството за предварително изпускане на вода прилича на опростена схема на устройство за обработка на масло. Основната разлика е липсата на оборудване за окончателна дехидратация на маслото, което да отговаря на GOST 51858-2002.

В IWSU се извършва сепариране на нефт и предварително отводняване. Попътният нефтен газ от находището се използва за нуждите на котелните централи и се подава в ГТФ.

Течността, получена в находището, се подлага на предварително обезводняване в ПСОВ. След сепараторите постъпва в паралелно работещите утаители, където се отделя емулсията. След това частично дехидратираното масло влиза в блока за окончателно разделяне (CSU), където се взема газ при по-ниско налягане и след това се изпраща в блока за възстановяване на маслото или CPS за окончателно третиране на масло. Подготвената вода се изпраща в клъстерната помпена станция, където се изпомпва в резервоара, за да се поддържа налягането в резервоара.

Технологичната схема на процеса трябва да осигурява:

а) подготовка на маслената емулсия за стратификация преди постъпване в апарата за "утаяване";

б) отделяне на газ от течност с предварително извличане на газ и окончателно обезгазяване;

в) предварително дехидратиране на маслото до водно съдържание не повече от 5 - 10% (маса).

За подготовка на маслената емулсия за стратификация трябва да се осигури доставката на реагент - деемулгатор в крайните участъци на събирането на нефт и газ (преди първия етап на сепариране на нефт), а при наличие на съответни препоръки от изследователски организации - доставката вода, върната от блоковете за обработка на масло.

Процесът на предварителна дехидратация на нефта трябва да се предвиди с намаляване на водата на входящата продукция от кладенеца най-малко 15-20% и да се извършва, като правило, без допълнително нагряване на продукцията от кладенец, като се използват деемулгатори, които са високоефективни при умерени и ниски температури на процеса на предварителна дехидратация на маслото.

Предварителната дехидратация на маслото трябва да се извършва главно в апарати за съвместна обработка на масло и вода.

Изпускането на пластова вода от блоковете за предварителна дехидратация на нефт трябва да се осигури под остатъчно налягане, като се осигурява подаването им към приема на помпени станции на системата за наводняване или, ако е необходимо, към пречиствателни съоръжения без инсталиране на допълнителни помпени станции.

На фиг. 10 показва един от вариантите на основната технологична схема на инсталацията UPSU.

Ориз. 10. Принципна технологична схема на инсталацията

предварително заустване на водата (UPSV):

Теми: I - резервоарно масло; II - деемулгатор; III - свързан нефтен газ; IV - масло след първия етап на разделяне; V - резервоарна вода; VI - уловено масло от водния картер; VII - механични примеси, утайки; VIII - пластова вода, пречистена от механични примеси и масло; IX - масло в CPF; X - газ към факела; XI - вода към клъстерната помпена станция;

Оборудване: 1 – сепаратор на първия етап на сепариране; 2 - компенсатор-депулсатор; 3 – капкоуловител (газов сепаратор); 4 - тръбна пещ; 5 - сепаратор; 6 – картер за обезводняване на маслото; 7 - буферен капацитет; 8 – пластов воден резервоар; 9 - дегазатор; 10, 11 - помпи; 12 - измервателен уред за свързан нефтен газ; 13 - дозатор за масло; 14 - формационен водомерен възел

Маслото в UPSU идва от автоматизирана групова дозираща единица (AGZU), смесва се с деемулгатор и постъпва в сепаратор 1, където се извършва първият етап на сепариране на маслото. По правило на първия етап се монтира сепаратор с предварително извличане на газ, има компенсатор-депулсатор 2 и външен капкоотделител (газов сепаратор) 3.

След това маслото влиза веднага в картера 6 за дехидратация. За тежки и вискозни парафинови масла може да се осигури нагряване в пещ 4 с или без допълнителна сепарация (или без нея) в сепаратор 5 преди утаителен резервоар 6. Ако е необходимо, може да се монтира помпа преди пещ 4 (не е показана на диаграмата) . В картера 6 е дехидратирането на маслото. Маслото от картера 6 постъпва в буферния резервоар 7 на помпата 10, който през маслодозиращия блок 13 го доставя до CPF.

Ако отделената в резервоара вода 6 не отговаря на изискванията за нагнетяването й в резервоара, водата се подлага на пречистване. За да направите това, първо, в утаителния резервоар 8, пластовата вода се освобождава от механични примеси, утайки и от отнесени капчици масло. Уловеното масло от картера 8 се смесва с основния маслен поток пред резервоара 7.

След това пластовата вода навлиза в дегазатора 9 за отстраняване на остатъците от сероводород и въглеводороден газ, които се изхвърлят към факела. След това подготвената вода от резервоара се изпомпва от помпа 11 през водомерния блок 14 към клъстерната помпена станция (CPS) за инжектиране в резервоара.

С висока производителност на блока UPSU може да се осигури пречистване на вода в резервоари RVS. В някои случаи дегазаторът се поставя като част от SPS.

В схемата UPSU могат да се използват апарати като NGVRP, Heater-Treater, произведени от Sivalls (САЩ) и други.

Описание

Устройствата за предварително изпускане на вода UWSU се използват в нефтодобивни и нефтопреработвателни заводи, в нефтопречиствателни станции и са предназначени за:

• дегазиране на леки, средни и тежки нефтени емулсии
• отстраняване, събиране и пречистване на свързания нефтен газ
• изпускане на пластова вода в системата за поддържане на пластовото налягане

Дизайн на блока UPSV

Инсталациите за предварително изхвърляне на вода UPSU са направени под формата на хоризонтални цилиндрични резервоари с елипсовидни дъна. Самата инсталация е сепаратор за нефт и газ с функция за отвеждане на вода. В тялото са разположени шахти и фитинги за монтаж на технологично оборудване и уреди. Вътре в корпуса могат да се монтират вътрешни топлообменници за загряване на маслената емулсия, ако е необходимо.

Комплектът за доставка може да включва и шкаф с поставени вътре уреди за измерване и автоматизация.

Вътре кутията е разделена на отделения, в които на етапи протича целият технологичен процес.

Маслената емулсия или газът под налягане навлиза в блока IWSU през входно устройство. След това работният продукт преминава през успокояващата преграда. В секцията за коалесценция капките влага от нефт и газ се задържат, събират и отстраняват. Ако свързаният нефтен газ се третира, той накрая се пречиства и дехидратира в струен утайник. При приготвяне на масло емулсията след секцията за коалесценция влиза в секцията за събиране на масло, откъдето накрая се отстранява.

При работа с пластова вода, последната постъпва в долната част на сепаратора, където се отделят капките нефт и газ. Когато нивото на пречистената пластова вода достигне височината на секцията за събиране на нефт, тя се изпуска от резервоара през изходния фитинг за вода.

По желание на клиента, блоковете UPSV могат да бъдат доставени до мястото на експлоатация и оборудвани с депулсатор, който се монтира на входа на резервоара. Депулсаторът позволява да не се провежда основният обем на освободения газ през разделителния резервоар, както и да се разделят потоците от маслена емулсия и отпадъчни води на входа, в зависимост от плътността на течността. Също така, блокът UPSU може да бъде доставен в комплект с устройство за дозиране на деемулгатор, което позволява отделянето на маслена емулсия с водно съдържание над 60%.

За изпомпване на вода и масло от сепаратора се използват помпени помпи, които не са включени в стандартния комплект за доставка.

Принципът на действие на устройството за предварително отвеждане на водата UPSV

Принципът на действие на PWSU е да разделя работните среди поради разликата в плътността и процеса на коалесценция, протичащ в отделението на неръждаемите плочи и опаковки.

Технически характеристики на предварителни водоотвеждащи блокове на УПСВ

Настроики	UPSV-500	UPSV-1000	UPSV-3000	UPSV-10000
Капацитет на течността, t/ден, не повече	500	1000	3000	10000
Обемът на устройството, m3	25	50	100	200
Работна среда	нефт, резервоарна вода, свързан газ
Средно в нагревателя	свързания газ и продуктите от неговото изгаряне
Работно налягане, MPa	0,6; 1,0; 1,6
Плътност на маслото при t=20ºC, kg/m 3	820-910
Вискозитет на маслото при t=20ºC, MPahsec.	до 68
Плътност на водата при t=20ºC, kg/m 3	1000-1050
Температурата на средата на входа на инсталацията, ºC	+10 до +25
Температурата на средата на изхода на инсталацията, ºC	от +25 до +40
Проектна температура на стената, ºC	100
Единична температура на минимално налягане, ºC	-60
Метод на нагряване на емулсия	ненагрявани за леки масла с вграден нагревател за средни масла с автономен нагревател за тежки масла
Маслена емулсия воден разрез на входа, % тегл., не повече от	90
Съдържание на газ в маслената емулсия на входа на инсталацията, nm 3 / t, не повече от	50
Съдържанието на механични примеси в маслената емулсия на входа на инсталацията, mg / dm 3, не повече	200
Обводнеността на маслената емулсия на изхода, % тегл.	3-5 (за леки масла с плътност до 850 kg/m 3, с очаквано време на престой в апарата до 20 минути) 5-8 (за средни масла с плътност 850-870 kg / m 3, с приблизително време на престой в апарата до 37 минути) до 12 (за тежки масла с плътност 870-895 gc/m 3, с приблизително време на престой в апарата до 60 минути)
Съдържание на масло във водата на изхода, % тегл.
Съдържанието на механични примеси в изходящата вода, тегл.	в съответствие с изискванията на Клиента

Въведение

Технологичните процеси за събиране и подготовка на въглеводородни суровини се състоят в последователна промяна в състоянието на производството на нефтен кладенец и неговите отделни компоненти (нефт и газ), завършващи с получаването на продаваеми продукти. Технологичният процес след разделяне на добива на сондаж се състои от потоци нефт и газ.

Основните технологични звена, които са част от системата за събиране и подготовка са:

бустерна помпена станция (БПС);

допорна помпена станция с устройство за предварително отвеждане на водата (ДНС с УПСВ);

монтаж на предварително водозаустване (УПСВ);

блок за обработка на масло (OTU), който е част от CPS.

Целта на курсовия проект е да се изчислят материалните баланси на технологичното предприятие UWSU.

Описание на принципната технологична схема на блока за предварително отвеждане на водата (УПСВ)

Главна информация

Монтаж на предварително водоотвеждане УПСВ

Предназначение

Вътре в апарата са разположени: входно устройство, успокоителна преграда, секция за коалесценция, струнен капкоотделител за пречистване на газовете и секция за събиране на масло.

Схема на инсталиране на UPSV

материален баланс предварителни заустващи води

NGS сепаратор за нефт и газ

Газов сепаратор GS

Вертикален газов сепаратор GSV

RVS вертикален стоманен резервоар

USTN Наклонен уред за разделяне на тръби

RK разширителна камера

От тръбопровода на помпите маслото през филтрите постъпва в маслодозиращия блок. За отчитане на изпомпваната течност, масломерът е оборудван с измервателни уреди Nord. Показанията на сензорите "Nord" се показват на панела с инструменти.След дозиращото устройство маслото се подава към централната нефтена помпена станция чрез тръбопровод под налягане.

Устройствата за предварително изхвърляне на вода са предназначени за обезгазяване на нефт, извличане и обработка на свързания газ, изпускане на пластова вода под свръхналягане.

Конструкцията на блоковете е базирана на доказаната конструкция на нефтени и газови сепаратори с водоотвеждане NGV. Агрегатите са хоризонтални устройства, оборудвани с технологична арматура и арматура за измерване и контрол.

Вътре в апарата са разположени: входно устройство, успокоителна преграда, секция за коалесценция, струнен капкоотделител за пречистване на газовете и секция за събиране на масло.

За да се подобри разделянето на нефтено-газовата смес, на входа на NGVW е монтиран депулсатор, който осигурява отстраняването, заобикаляйки апарата, на основното количество освободен газ, както и на слоя по- послойно въвеждане на водомаслената емулсия и отпадъчните води в отделни потоци в съответствие с тяхната плътност в средната и долната зона на утаяване на апарата.

Спецификации

Настроики:
Производителност на течност, t/ден, не повече
Работно налягане, MPa (kg / cm 2)	0,6 (6,0); 1,0 (10,0); 1,6 (16,0)
Метод на нагряване на емулсия	Без отопление (за леки масла) С вграден нагревател (за средни масла) С автономен нагревател (за тежки масла)
Маслена емулсия воден разрез на входа, % тегл., не повече от
Обводненост на маслената емулсия на изхода, % тегл., вътре	3-5 (за леки масла с плътност до 850 kg/m 3, с приблизително време на престой в апарата до 20 мин.) апарат до 37 мин.) до 12 (за тежки масла с плътност от 870-895 kg / m 3, с приблизително време на престой в апарата до 60 минути.)
	Според изискванията на клиента
Обем на апарата m3

Капацитетът на течността е посочен за леко масло, за други видове той намалява в зависимост от времето на престой на течността в апарата.

Работата на SPM

Газът от депулсатора се подава в апарата през газовия входен фитинг, преминава през успокояващата преграда, секцията за коалесценция, където се извършва допълнителното отделяне на капещата течност. Окончателното пречистване на газа се извършва от струнен капкоотделител.

Вода с ниско съдържание на масло се подава от депулсатора към долната част на апарата през входния фитинг за вода. В долната част на апарата водата накрая се отделя от маслото, натрупва се до преградата на секцията за събиране на масло и се изпуска през изходния фитинг за вода.

Маслото с незначително съдържание на газ и вода се подава във входното устройство, където плавно се разпределя върху горното ниво на течната фаза, без смесване на потока с вода, преминава през успокоителна преграда, секция за коалесценция, където окончателното разделяне на остатъци от газ и вода, влиза в секцията за събиране на масло и оттам се отстранява от устройството.

В зависимост от свойствата на сместа масло-вода-газ е разрешено захранването на блока UPSU без депулсатор.

За районите на Западен СибирСъвместно с института SibNIINP е специално разработена единица за предварително изпускане на вода (UPSV).

Технологичната схема на УПСВ е разработена на базата на технологичното оборудване "УПСВ-200", произведено от ПГ "Поколение", чийто дизайн се доработва според изискванията на клиента.

В допълнение към основната апаратура, като част от UPSV се използва следното спомагателно оборудване:

реагентен блок с дозиращи помпи с капацитет до 10 l/h,

тръби,

спирателен вентил,

средства за контрол и управление,

система за безопасност,

кабелни продукти и др.

Изборът на оборудване за КИП и автоматизацията се извършва от специалистите по КИП и автоматизацията на ИГ "Генерация" и се съгласува с клиента.

Описание на технологията и оборудването за ПСОВ за районите на Западен Сибир

Предложената инсталация за предварително отвеждане на водата (PWSU) е проектирана въз основа на входящи материали, получени от предложения клиент. При него се използва оборудване, произведено от ПГ „Генерация“, както и съществуващо технологично оборудване, налично на клиента.

Технологията на IWSU се основава на технически решения, разработени от SibNIINP за организиране на предварително изпускане на вода в колекторни системи в полетата на Западен Сибир в газонаситено състояние при естествената температура на входящата суровина. Според предоставената информация естествената температура на суровините, постъпващи в ПСОВ през годината варира от +24 до +27°C. Тази температура, използвайки деемулгатор, е достатъчна за предварително отделяне на емулсията, образувана от маслото. Като се има предвид, че с увеличаването на обводнеността температурата на суровината, постъпваща в ПСОВ, ще се повиши, използването на нагреватели като част от ПСОВ не е препоръчително. Това повишава безопасността и надеждността на UPSU, опростява поддръжката и намалява разходите. Освен това се отстранява проблемът с котлен камък, който възниква при нагряване на висоководни емулсии.

Водната фаза съдържа солеобразуващи йони (калций, бикарбонат), което е характерно за добиваните води на Западносибирския регион.

Ефективността на инсталациите PWSU до голяма степен зависи от свойствата на входящата маслено-водна смес, главно от нейната стабилност.

Възможно е извършване на предварително заустване на водите на БПС и ЦПС. Обработката на масло в CPS често се извършва след пълно обезгазяване, което има редица предимства.

Има два различни варианта за процеса на изхвърляне на вода към BPS в газонаситено състояние:

· първият вариант, когато разделянето на газовата, маслената и водната фаза се извършва в един апарат (трифазен сепаратор). Тази опция се използва, ако няма повишени изисквания за качеството на водата, нефта и газа, напускащи инсталацията, както и с малка (до 10 хиляди m 2 / ден) производителност на WWW;

· във втория вариант фазовото разделяне се извършва последователно в различни устройства. Първо свободният газ се отделя от течността в сепаратора за нефт и газ, след което течността се изпраща в апарата - водоотделител (утаител), където се разделя на маслена и водна фаза. Тази опция дава възможност да се получи масло, съдържащо до 5% вода, и вода,

Като воден сепаратор (утаител) се предлага да се използват 200 m2 WWPS устройства, чийто дизайн предвижда разделяне на течности поради разлики в плътността и интензификация на процеса с помощта на коалесциращи елементи, направени под формата на торби и плочи от неръждаема стомана (Фиг. 1).

Нивото на разделяне на фазите "масло-вода" в UPSU се поддържа на необходимата височина с помощта на ниворегулатор и вентил, монтиран на линията за изход на вода от апарата.

Налягането в UPSU се поддържа от клапан, монтиран на изходящата линия за масло.

Обезводненото масло от утаителните резервоари за воден сепаратор (WSUV) се подава към външни помпени помпи или към съществуващи резервоари.

За повишаване на ефективността на ПСОВ се предлага използването на специална технология за дозиране на деемулгатори, която предвижда преработка на суров нефт, чието водно съдържание надвишава 60%, т.е. което всъщност е емулсия масло във вода.

Същността на технологията за дозиране на деемулгатори в силно напоено масло, което представлява емулсия масло във вода, е следната:

след изхвърлянето на външната помпена помпа на BPS към измервателната станция се взема част от маслото, което се връща през независим тръбопровод към потока от газо-течна смес пред блока за възстановяване на газ;

реагент - към този тръбопровод се подава деемулгатор в търговска форма с помощта на дозираща помпа на блок за икономия на реагенти (BRH);

Този метод за въвеждане на деемулгатор в силно напоено масло в сравнение с доставката му в стокова форма, т.е. в концентриран вид избягва директното навлизане на деемулгатора във водната фаза, когато той не достига до емулсията, а се изхвърля с вода от шахтата, без да изпълнява функциите си, което води до преразход на реагента и влошаване на качеството на нефта и водата.

При прилагането на тази технология трябва да се спазват препоръките на RD 29-0148070-225-88R „Технология за обработка на нефт с използване на домашни деемулгатори за находища в Западен Сибир“.

На първо място, диаметърът на тръбопровода, през който масло-реагентната смес се транспортира от BRH до точката на захранване преди GPOG, трябва да бъде избран така, че скоростта на течността в него да е повече от 1,5 m/s, а концентрацията на получения разтвор на реагент е 0,2 -0,5%.

С производителността на UPSV 10-15 хиляди m 2 / ден. може да се използва тръба за тръбопровод за маслен реагент с вътрешен диаметър ~25 мм.

Предимството на горната технология за дозиране на деемулгатора се състои в това, че подаването под формата на разреден разтвор, в сравнение с въвеждането в концентрирана форма, позволява бързото му разпределение в обема на емулсията и работа.

По пътя произведената вода, която се отделя в ПСОВ, освен разтворени соли, съдържа и разтворен газ в количество около 90 l/m 2 . Този газ се състои главно от въглеводородни компоненти (метан). В тази връзка, в съответствие с параграф 2.48. VNTP 2-85 "Норми за технологично проектиране на съоръжения за събиране, транспортиране, обработка на нефт, газ и вода в нефтени находища" такава вода не може да се подава към помпите BKNS без предварително дегазиране. За тези цели BKNS изисква инсталиране на "дегазиращ буфер".

Така предложената технологична схема IPSW има следните предимства:

· използването на съществуващото технологично и спомагателно оборудване позволява да се намалят разходите за оборудване и строителство;

· Изпълнението на процеса при естествената температура на входящата суровина без използване на нагреватели в технологията повишава безопасността и надеждността на ПСОВ, опростява поддръжката му, намалява разходите и намалява проблемите с мащаба;

Разделянето на масло и вода в газонаситено състояние при налягането на първия етап на разделяне поради наличието на разтворен газ в маслото намалява неговата плътност и вискозитет, позволява да се увеличи скоростта на разделяне на фазите, качеството на получено масло и вода;

организирането на разделяне на сместа газ-течност на етапи (първо, газът се отделя в сепараторите на първия етап или в GPOG, след това маслото и водата се разделят в резервоарите за утаяване) дава възможност да се получи на всеки етап по-пълно и качествено разделяне на фазите - газ, масло и вода;

· използването на специална технология за дозиране на деемулгатора на входа на блока IWSU под формата на разтвор на реагент в масло осигурява най-бързото и пълно използване на реагента, изключва директното му навлизане във водната фаза, където деемулгаторът не може да покаже своята деемулгираща активност. Това е особено важно в този случай, когато се обработват масла със силно водно разделение, когато е необходимо да се отдели емулсия с водно съдържание 60% или повече, т.е. емулсия масло във вода;

· липсата на помпи и зони с големи падове на налягане в технологичната схема на UWSU елиминира повторното диспергиране на обработваната емулсия, като по този начин се осигурява бързо и пълно разделяне на фазите;

· използването в резервоари за утаяване на специални секции за коалесценция на частици от дисперсната фаза, направени под формата на пакети от плочи от неръждаема стомана, също подобрява качеството на разделяне на масло и вода;

· системата за наблюдение и управление на УПСВ осигурява автоматично управление и поддържане на зададения режим на работа на оборудването, предупредителна и аварийна сигнализация, аварийна защита на инсталацията, автоматично регистриране на събития.

Спецификации

Производителност: m 3 / ден (m 3 / h)	10000 - 15000 (416,6 - 625)
Времето на престой на течността в апарата, мин
Скоростта на хоризонталното движение на течността в коалесцентния участък, m/s
Време за утаяване на водните капки в масления слой на секцията за коалесценция в очакваната междина между листовете, диаметър	d 200 микрона - 2,45 мин. d 150 микрона - 4.35 мин. d 100 микрона - 9.87 мин.
Капки вода с диаметър от	d 200 микрона и повече - 100% d 50 микрона - 46%
Време на издигане на маслените капки във водния слой на секцията за коалесценция в изчислената междина между листовете, диаметър:	d 100 микрона - 1,1 мин. d 50 микрона - 4,3 мин. d 25 микрона - 17,5 мин.
Капки масло с диаметър от	d 25 микрона и повече - 100% d 10 микрона - 17%
Тегло на УПСВ - 1 бр. /2200 м 3