ADB— belüftete Bohrflüssigkeit.

AHRP— ungewöhnlich hoher Behälterdruck.

ANPD— ungewöhnlich niedriger Behälterdruck.

ACC- Akustisches Zementmessgerät.

ATC- Kfz-Transportgeschäft.

BGS- schneller Mix.

BKZ— seitliche Protokollierungssondierung.

BKPS- Blockpumpstationen.

BSV— Bohrabwasser.

BPO- Produktionsdienstleistungsbasis. Hilfswerkstätten für Wartung (Reparatur usw.)

BOO- Bohrinsel.

VGK— Wasser-Gas-Kontakt.

VZBT- Wolgograder Werk für Bohrausrüstung.

HDM- Bohrlochmotor verschrauben.

WRC- Lösung mit hohem Kalziumgehalt.

VKG— interne gasführende Kontur.

VNKG— Außenkontur des Gaslagers.

WPC— innere ölführende Kontur.

VNKN- die Außenkontur des Öllagers.

VIC- Montagewerkstatt.

VNK— Öl-Wasser-Kontakt.

ERW— Auswirkungen einer pneumatischen Explosion.

UVP- Viskoplastische (Bingham) Flüssigkeit.

GFK- Wasserverteilungspunkt.

GGK— Gamma-Gamma-Protokollierung.

GGRP— tief eindringendes hydraulisches Frakturieren.

GDI— hydrodynamische Studien. Untersuchung des Zustands des Brunnens.

GZhS- Gas-Flüssigkeits-Gemisch.

GIV- hydraulische Gewichtsanzeige.

GIS— geophysikalische Untersuchung von Brunnen.

GZNU- Gruppendosierpumpeneinheit. Identisch mit GZU + DNS. Jetzt entfernen sie sich davon, nur die alten sind erhalten geblieben.

GZU— Installation einer Gruppenmessung. Messung der Durchflussrate der aus dem Schnurrbart kommenden Flüssigkeit.

GC— Gammastrahlenprotokollierung.

GKO- Tonbehandlung.

GNO— Tiefpumpausrüstung. In das Bohrloch eingetauchte Ausrüstung (Pumpe, Stangen, Schläuche).

STS- Hauptölpumpstation.

APS- Hydro-Sandstrahl-Perforation.

YPL— Gasspülflüssigkeit.

GPZ- Gasaufbereitungsanlage.

GPS- Kopfpumpstation.

hydraulisches Frakturieren— Hydrofracking.

Kraft- und Schmierstoffe- Kraft- und Schmierstoffe.

APS- Gruppensammelstelle.

GTM— geologische und technische Maßnahmen. Maßnahmen zur Steigerung der Produktivität von Brunnen.

GTN- Geologisches und technologisches Outfit.

GTU— geologische und technologische Bedingungen.

DE- hydrophobe Emulsionslösung.

CSN- Druckerhöhungspumpstation. Der Ölfluss von Bohrlöchern durch die GZU entlang des Schnurrbartes zum BPS zur Förderung des Rohstoffparks. Die Förderung kann nur durch Flüssigkeitspumpen oder durch Teilaufbereitung (Trennung von Wasser und Öl) erfolgen.

DU- akzeptables Niveau.

ESG- einheitliches Gasversorgungssystem.

JBR- Stahlbetontank.

ZSO- Sanitärschutzzone.

ZCN- Bohrloch-Kreiselpumpe.

KVD— Druckwiederherstellungskurve. Eigenschaften bei Inbetriebnahme des Brunnens. Druckänderung im Ringraum im Laufe der Zeit.

HLC ist die Level-Recovery-Kurve. Eigenschaften bei Inbetriebnahme des Brunnens. Änderung des Niveaus im Ringraum im Laufe der Zeit.

CIN— Ölrückgewinnungsfaktor.

PENNEN- Kontroll- und Messgeräte.

CMC- Carboxymethylcellulose.

KNS- Cluster-Pumpstation.

ZU- Überholung.

KO- Säurebehandlung.

CRBC— Kabel mit Gummiarmierung rund.

Vieh — . Reparaturen nach „Geräteflügen“, Verletzungen des Gehäuses, kosten eine Größenordnung mehr als die PRS.

KSSB— kondensierte Sulfit-Alkohol-Schlempe.

KSSK- ein Granatenkomplex mit abnehmbarem Kernempfänger.

LBT- Bohrgestänge aus Leichtmetalllegierung.

LBTM— Leichtmetall-Bohrgestänge mit Kupplungsanschluss.

LBTN— Leichtmetall-Bohrgestänge mit Nippelanschluss.

IGR- tonarme Lösungen.

WMC- modifizierte Methylcellulose.

MNP- Hauptölpipeline.

MNPP— Hauptpipeline für Erdölprodukte.

MCI- Überholungszeitraum.

FRAU- der Mechanismus zum Anordnen von Kerzen.

EOR- eine Methode zur Steigerung der Ölförderung.

NB- Bohrpumpe.

Achtung— Dreikolben-Bohrpumpe.

NGDU— Abteilung für Öl- und Gasförderung.

NGK— Neutronen-Gammastrahlen-Protokollierung.

NKT- Schläuche. Rohre, durch die Öl aus Förderbrunnen und Wasser aus Injektionsbrunnen abgepumpt wird.

KKW- Erdölleitung.

NPS- Ölpumpstation.

OA- Reinigungskraft.

OBR— behandelte Bohrflüssigkeit.

OGM- Abteilung des Chefmechanikers.

OGE- Abteilung des Chefenergieingenieurs.

OOS- Umweltschutz.

WOC- Warten auf das Aushärten des Zements.

AUS— Behandlung der Bohrlochsohlenzone.

OTB- Sicherheitsabteilung.

OPRS— Warten auf die unterirdische Sanierung des Brunnens. Der Zustand des Bohrlochs, in dem es sich vom Zeitpunkt der Erkennung einer Störung und der Abschaltung bis zum Beginn der Reparatur befindet. Brunnen vom Pilotbrunnen zum Pilotbrunnen werden nach Priorität ausgewählt (normalerweise - Bohrlochdurchflussrate).

OPS- Vorentladungssumpf.

ORZ(E)— Ausrüstung für die getrennte Injektion (Betrieb).

OTRS— Warten auf die aktuelle Sanierung des Brunnens.

Tensid- oberflächenaktive Substanz.

PAA- Polyacrylamid.

Tensid- Tenside.

PBR— Polymer-Bentonit-Lösungen.

MPE— maximal zulässige Emission.

MPC- maximal zulässige Konzentration.

PDS- maximal zulässige Entladung.

Pankreas- Reinigungsflüssigkeit.

PZP— Bodenbildungszone.

PNP— verbesserte Ölrückgewinnung.

PNS— Zwischenölpumpstation.

RPL— pseudoplastische (Potenzgesetz-)Flüssigkeit.

PPR- Planungs- und Präventionsarbeit. Arbeitet an der Vermeidung von Störungen in Brunnen.

Lehrerschaft- Zwischenpumpstation.

PPU- Dampfanlage.

BEI- Steinschneidewerkzeug.

PRS- Reparatur von unterirdischen Brunnen. Reparatur von unterirdischen Brunnenanlagen bei Störungen.

PRTSBO— Vermietung und Reparatur von Bohrgeräten.

PSD- Entwurfs- und Kostenvoranschlagsdokumentation.

RVS— vertikaler zylindrischer Stahltank.

RVSP- ein vertikaler zylindrischer Stahltank mit Ponton.

RVSPK— Vertikaler zylindrischer Stahltank mit schwimmendem Dach.

RIR- Reparatur- und Isolierarbeiten.

RITS— Reparaturtechnik und technischer Service.

RNPP- verzweigte Ölpipeline.

RPAP— Elektrischer Bohrervorschubregler.

RTB— Bohren mit Strahlturbinen.

RC- Reparaturzyklus.

SBT- Bohrgestänge aus Stahl.

SBTN— Bohrgestänge aus Stahl mit Nippelanschluss.

SG- eine Mischung aus Teeren.

VON BIS— Solardestillatverarbeitung. Gute Behandlung.

Wartungs- und PR-System— System zur Wartung und planmäßigen Reparatur von Bohrgeräten.

SQOL- Flüssigkeitszähler. Messgeräte für Flüssigkeitsmessungen direkt an den Brunnen zur Kontrollmessung am GZU.

SNA— statische Scherbeanspruchung.

LNG- verflüssigtes Erdgas.

SPO- Senk- und Hebevorgänge.

PRS- Sulfit-Alkohol-Schlempe.

SSC- ein Projektil mit abnehmbarem Kernempfänger.

T- Wartung.

MSW- Siedlungsabfälle.

TGHV— thermogaschemischer Effekt.

TDSH— Torpedo mit Sprengschnur.

TC- Zusammensetzung der Hinterfüllung.

MSW— Torpedo mit kumulativer Axialwirkung.

DAS- technischer Service.

TP- Warenpark. Ort der Sammlung und Verarbeitung von Öl (identisch mit UKPN).

TP- technologischer Prozess.

TRS— aktuelle Sanierung des Brunnens.

TEP— technische und wirtschaftliche Indikatoren.

EEDN— Gruppe für Techniken und Technologien der Erdölförderung.

UBT— warmgewalzte oder geformte Schwerstangen.

UBR— Management von Bohrarbeiten.

Ultraschall— Ultraschall-Fehlererkennung.

UKB— Installation von Kernbohrungen.

UKPN— Installation einer komplexen Ölaufbereitung.

USP- Sammelstelle des Bezirks.

UCG- beschwerter Ölquellenzement.

USC- beschwerter Schlackenzement.

USHR- Kohlenstoff-Alkali-Reagenz.

UPG— Gasaufbereitungsanlage.

UPNP— Management der verbesserten Ölförderung.

UPTO und CO— Produktionsmanagement, technischer Support und Gerätekonfiguration.

UTT- Management des technologischen Transports.

USHGN— Installation einer Saugrohrpumpe.

ESP- Installation einer elektrischen Kreiselpumpe.

HKR- Calciumchloridlösung.

CA- Zementiereinheit.

CDNG- Öl- und Gasproduktionswerkstatt. Angeln im Rahmen von NGDU.

CITS— zentraler Ingenieur- und technischer Dienst.

CKPRS— Werkstatt für die Überholung und Untertagesanierung von Brunnen. Ein Workshop im Rahmen des OGPD, der Workover und Workover durchführt.

CKS— Brunnenverrohrungswerkstatt.

TsNIPR— Werkstatt für Forschungs- und Produktionsarbeiten. Workshop im Rahmen von NGDU.

CPPD— Werkstatt für die Wartung des Behälterdrucks.

CA- Zirkulationssystem.

DSP- zentrale Sammelstelle.

SHGN— Saugstangenpumpe. Mit Schaukelstuhl, für Niedrigpreisbrunnen.

SHPM- Reifenpneumatische Kupplung.

SPCA- Hüttensandzement zum Fugenschleifen.

ESU- Elektrohydraulischer Schock.

EPOCHE- Elektrohydraulische Reparatureinheit.

ECP— elektrochemischer Schutz.

ESP- elektrische Kreiselpumpe. Für ertragreiche Brunnen.

UPSU

UPSU(Installation einer vorläufigen Wasserableitung) – zur Trennung von Wasser und Begleitgas aus Öl. UPSV besteht aus folgenden Ausrüstungskomplexen:

• Trenneinheit;
• Stauseepark;
• Pumpenblöcke.

Die Flüssigkeit durchläuft an der IWSU zwei aufeinanderfolgende Trennstufen. Vor der ersten Trennstufe wird der Flüssigkeit ein Reagenz – ein Demulgator – zugeführt. Gas aus beiden Trennstufen wird der Gastrocknungsanlage und dann dem Verbraucher oder dem GPP zugeführt

Die Flüssigkeit aus der zweiten Trennstufe gelangt in das Tanklager, wo eine teilweise Trennung mechanischer Verunreinigungen und eine Vorableitung des Wassers mit Zuführung zu einer Blockcluster-Pumpstation (BCPS) zur Einspritzung in das Reservoir erfolgt.

Im BKNS wird Wasser aufbereitet, abgerechnet und in Richtung Wasserverteilung (WRD) zu Batterien gepumpt. Vom VRB wird Wasser zu den Injektionsbrunnen geleitet.

Die Arbeit des SPM

Das Gas aus dem Depulsator wird durch den Gaseinlassanschluss in die Vorrichtung eingespeist, durchläuft das Beruhigungsblech, den Koaleszenzabschnitt, wo die zusätzliche Trennung der abtropfenden Flüssigkeit erfolgt. Die Endreinigung des Gases erfolgt durch einen Strangtropfenabscheider. Wasser mit einem geringen Ölgehalt wird vom Depulsator über den Wassereinlassanschluss in den unteren Teil der Vorrichtung geleitet. Im unteren Teil der Apparatur wird das Wasser schließlich vom Öl getrennt, bis zur Trennwand der Ölsammelsektion gesammelt und über die Wasserauslassarmatur abgeführt.

Öl mit einem unbedeutenden Gehalt an Gas und Wasser wird in die Einlassvorrichtung eingespeist, wo es gleichmäßig über den oberen Pegel der flüssigen Phase verteilt wird, ohne den Strom mit Wasser zu vermischen, und durch ein Beruhigungsblech und einen Koaleszenzabschnitt gelangt, wo die endgültige Trennung erfolgt von Gas- und Wasserrückständen erfolgt, in den Ölsammelbereich gelangt und von dort aus dem Gerät entfernt wird.

Abhängig von den Eigenschaften des Öl-Wasser-Gas-Gemisches ist es zulässig, die UPSU-Einheit ohne Depulsator zu versorgen.

Wikimedia-Stiftung. 2010 .

Sehen Sie, was „UPSV“ in anderen Wörterbüchern ist:

UPSU- Installation einer vorläufigen Wasserentsorgungsanlage zur vorläufigen Sammlung von Wasseröl. Energie Quelle: http://www.tnk bp.ru/press/glossary/ Wörterbuch: S. Fadeev. Wörterbuch der Abkürzungen der modernen russischen Sprache. S. Pb.: Polytechnic, 1997. 527 s ... Wörterbuch der Abkürzungen und Abkürzungen

UPSU- Installation einer Vorwasserableitung ... Wörterbuch der Abkürzungen der russischen Sprache

Die Daten in diesem Artikel sind aktuell und beziehen sich auf das Jahr 2009. Sie können helfen ... Wikipedia

Dieser Begriff hat andere Bedeutungen, siehe Öl- und Gasfeld Vankor. Rotationslager Vankor Land Russland ... Wikipedia

- (abgekürzt als Abteilung für Öl- und Gasproduktion) ein Unternehmen (oder eine strukturelle Unterabteilung eines Unternehmens), das sich mit der Gewinnung von Rohöl und Gas sowie deren Vorbereitung für den Transport und das Pumpen zu einer kommerziellen Abrechnungseinheit beschäftigt. Zur Infrastruktur der NGDU ... ... Wikipedia

NGDU (abgekürzt für Oil and Gas Production Department) ist ein Unternehmen (oder eine strukturelle Unterabteilung eines Unternehmens), das sich mit der Förderung und dem Pumpen von Rohöl und Gas zu einer kommerziellen Messeinheit beschäftigt. Die Infrastruktur von NGDU umfasst normalerweise DNS (Booster Pumping ... ... Wikipedia-Wörterbuch-Nachschlagewerk mit Begriffen der regulatorischen und technischen Dokumentation

Die Vorwasserableitungseinheit ähnelt einem vereinfachten Schema einer Ölaufbereitungsanlage. Der grundlegende Unterschied besteht im Fehlen einer Ausrüstung für die endgültige Öltrocknung gemäß GOST 51858-2002.

Am IWSU werden die Ölabscheidung und die Vorwasserableitung durchgeführt. Erdölbegleitgas aus dem Feld wird für den Bedarf von Kesselhäusern genutzt und der GTP zugeführt.

Die auf dem Feld produzierte Flüssigkeit wird in der Kläranlage einer vorläufigen Entwässerung unterzogen. Nach den Separatoren gelangt es in die parallel arbeitenden Absetzbecken, wo die Emulsion getrennt wird. Anschließend gelangt das teilweise entwässerte Öl in die Endtrennungseinheit (CSU), wo Gas bei niedrigerem Druck entnommen und dann zur Ölrückgewinnungseinheit oder CPS zur abschließenden Ölaufbereitung weitergeleitet wird. Das aufbereitete Wasser wird zur Cluster-Pumpstation geleitet, wo es in das Reservoir gepumpt wird, um den Reservoirdruck aufrechtzuerhalten.

Das technologische Schema des Prozesses sollte Folgendes vorsehen:

a) Vorbereiten der Ölemulsion für die Schichtung vor dem Eintritt in den „Absetz“-Apparat;

b) Trennung von Gas und Flüssigkeit mit vorläufiger Gasextraktion und abschließender Entgasung;

c) Vorentwässerung des Öls auf einen Wassergehalt von nicht mehr als 5 - 10 % (Masse).

Um die Ölemulsion für die Schichtung vorzubereiten, sollte die Zufuhr eines Reagens-Demulgators an den Endabschnitten der Öl- und Gassammlung (vor der ersten Stufe der Ölabscheidung) vorgesehen werden, und wenn entsprechende Empfehlungen von Forschungsorganisationen vorliegen, die Zufuhr von den Ölaufbereitungsanlagen zurückgeführtes Wasser.

Der Prozess der vorläufigen Ölentwässerung sollte mit einem Wasseranteil der eingehenden Bohrlochproduktion von mindestens 15-20 % vorgesehen und in der Regel ohne zusätzliche Erwärmung der Bohrlochproduktion unter Verwendung von Demulgatoren durchgeführt werden, die bei mittleren und niedrigen Temperaturen hochwirksam sind des Prozesses der vorläufigen Ölentwässerung.

Die Vorentwässerung von Öl sollte hauptsächlich in Anlagen zur gemeinsamen Aufbereitung von Öl und Wasser erfolgen.

Der Abfluss des Formationswassers aus den Vorölentwässerungseinheiten sollte unter Restdruck erfolgen, um die Versorgung der Pumpstationen des Wasserflutungssystems oder gegebenenfalls der Aufbereitungsanlagen ohne Installation zusätzlicher Pumpstationen sicherzustellen.

Auf Abb. In Abb. 10 zeigt eine der Varianten des grundlegenden technologischen Schemas der UPSU-Installation.

Reis. 10. Grundlegendes technologisches Schema der Anlage

Vorwasserableitung (UPSV):

Themen: I - Lagerstättenöl; II – Demulgator; III – Erdölbegleitgas; IV – Öl nach der ersten Trennstufe; V – Reservoirwasser; VI – aufgefangenes Öl aus dem Wassersumpf; VII – mechanische Verunreinigungen, Schlamm; VIII – von mechanischen Verunreinigungen und Öl gereinigtes Formationswasser; IX – Öl am CPF; X – Gas zur Fackel; XI - Wasser zur Cluster-Pumpstation;

Ausrüstung: 1 – Abscheider der ersten Trennstufe; 2 - Kompensator-Depulsator; 3 – Tropfenfänger (Gasabscheider); 4 - Rohrofen; 5 - Trennzeichen; 6 – Sumpf zur Ölentwässerung; 7 - Pufferkapazität; 8 – Formationswassersumpf; 9 - Entgaser; 10, 11 - Pumpen; 12 - Dosiereinheit für Erdölbegleitgas; 13 - Öldosiereinheit; 14 - Formationswasser-Dosiereinheit

Das Öl an der UPSU kommt aus einer automatischen Gruppendosiereinheit (AGZU), vermischt sich mit einem Demulgator und gelangt in den Abscheider 1, wo die erste Stufe der Ölabscheidung durchgeführt wird. In der Regel ist in der ersten Stufe ein Abscheider mit Gasvorabsaugung installiert, der über einen Kompensator-Depulsator 2 und einen externen Tropfenabscheider (Gasabscheider) 3 verfügt.

Anschließend gelangt das Öl zur Entwässerung sofort in den Sumpf 6. Für schwere und viskose Paraffinöle kann eine Beheizung im Ofen 4 vor dem Absetzbehälter 6 mit oder ohne zusätzliche Trennung (oder ohne) im Abscheider 5 vorgesehen werden. Bei Bedarf kann vor dem Ofen 4 eine Pumpe installiert werden (nicht dargestellt). im Diagramm). Im Sumpf 6 erfolgt die Entwässerung des Öls. Öl aus dem Sumpf 6 gelangt in den Puffertank 7 der Pumpe 10, die es über die Öldosiereinheit 13 an den CPF liefert.

Erfüllt das im Sumpf 6 abgeschiedene Lagerstättenwasser nicht die Voraussetzungen für eine Einspeisung in das Lagerhaus, wird das Wasser einer Reinigung unterzogen. Dazu wird zunächst im Absetzbecken 8 das Formationswasser von mechanischen Verunreinigungen, Schlamm und mitgerissenen Öltröpfchen befreit. Das aufgefangene Öl aus dem Sumpf 8 wird vor dem Tank 7 mit dem Hauptölstrom vermischt.

Als nächstes gelangt Formationswasser in den Entgaser 9, um Schwefelwasserstoff- und Kohlenwasserstoffgasrückstände zu entfernen, die zur Fackel abgegeben werden. Das aufbereitete Reservoirwasser wird dann von der Pumpe 11 durch die Wasserdosiereinheit 14 zur Cluster-Pumpstation (CPS) gepumpt, wo es in das Reservoir eingespritzt wird.

Mit einer hohen Produktivität der UPSU-Einheit kann eine Wasseraufbereitung in RVS-Tanks bereitgestellt werden. In einigen Fällen wird der Entgaser als Teil des SPS platziert.

Geräte wie NGVRP, Heater-Treater von Sivalls (USA) und andere können im UPSU-System verwendet werden.

Beschreibung

Vorentwässerungseinheiten UWSU werden in Erdölförder- und Erdölraffinerien sowie in Erdölaufbereitungsanlagen eingesetzt und sind bestimmt für:

• Entgasung von Leicht-, Mittel- und Schwerölemulsionen
• Entfernung, Sammlung und Reinigung von Erdölbegleitgas
• Einleitung von Formationswasser in das System zur Aufrechterhaltung des Formationsdrucks

Design der UPSV-Einheit

Vorentwässerungsanlagen UPSU werden in Form von horizontalen zylindrischen Tanks mit elliptischem Boden hergestellt. Das Gerät selbst ist ein Öl- und Gasabscheider mit Wasseraustragsfunktion. Im Gehäuse befinden sich Mannlöcher und Armaturen für den Einbau von technologischen Geräten und Instrumenten. Im Inneren des Gehäuses können interne Wärmetauscher eingebaut werden, um bei Bedarf die Ölemulsion zu erwärmen.

Zum Lieferumfang kann auch ein Schrank mit darin untergebrachten Instrumentierungs- und Automatisierungsgeräten gehören.

Im Inneren ist der Koffer in Fächer unterteilt, in denen der gesamte technologische Prozess stufenweise abläuft.

Die Ölemulsion oder das unter Druck stehende Gas gelangt über eine Einlassvorrichtung in die IWSU-Einheit. Als nächstes passiert das Arbeitsprodukt die beruhigende Schallwand. Im Koaleszenzbereich werden Feuchtigkeitströpfchen aus Öl und Gas zurückgehalten, gesammelt und entfernt. Wenn Erdölbegleitgas behandelt wird, wird es abschließend in einem Strahlabscheider gereinigt und entwässert. Bei der Ölaufbereitung gelangt die Emulsion nach dem Koaleszenzabschnitt in den Ölsammelabschnitt, von wo sie schließlich entfernt wird.

Beim Betrieb mit Formationswasser gelangt dieses in den unteren Teil des Abscheiders, wo Öl- und Gaströpfchen abgeschieden werden. Wenn der Pegel des behandelten Formationswassers die Höhe des Ölsammelabschnitts erreicht, wird es über den Wasserauslassanschluss aus dem Tank abgelassen.

Auf Wunsch des Kunden können die UPSV-Einheiten an den Einsatzort geliefert und mit einem Depulsator ausgestattet werden, der am Tankeinlass installiert wird. Der Depulsator ermöglicht es, nicht das Hauptvolumen des freigesetzten Gases durch den Trennbehälter zu leiten und auch die Ölemulsions- und Abwasserströme am Einlass abhängig von der Dichte der Flüssigkeit zu trennen. Darüber hinaus kann die UPSU-Einheit komplett mit einer Demulgator-Dosiervorrichtung geliefert werden, die die Trennung einer Ölemulsion mit einem Wassergehalt von mehr als 60 % ermöglicht.

Zum Pumpen von Wasser und Öl aus der Trenneinheit werden Pumppumpen verwendet, die nicht im Standardliefersatz enthalten sind.

Das Funktionsprinzip der Vorwasserentladungseinheit UPSV

Das Funktionsprinzip der PWSU besteht darin, die Arbeitsmedien aufgrund des Dichteunterschieds und des im Fach auftretenden Koaleszenzprozesses von rostfreien Platten und Paketen zu trennen.

Technische Eigenschaften der Vorwasserentladungseinheiten des UPSV

Optionen	UPSV-500	UPSV-1000	UPSV-3000	UPSV-10000
Flüssigkeitskapazität, t/Tag, nicht mehr	500	1000	3000	10000
Das Volumen des Geräts, m 3	25	50	100	200
Arbeitsumfeld	Öl, Lagerstättenwasser, Begleitgas
Medium in der Heizung	Begleitgas und Produkte seiner Verbrennung
Arbeitsdruck, MPa	0,6; 1,0; 1,6
Öldichte bei t=20 °C, kg/m 3	820-910
Viskosität des Öls bei t=20 °C, MPahsec.	bis 68
Wasserdichte bei t=20 °C, kg/m 3	1000-1050
Die Temperatur des Mediums am Eingang der Anlage, ºC	+10 bis +25
Die Temperatur des Mediums am Auslass der Anlage, ºC	von +25 bis +40
Bemessungswandtemperatur, ºC	100
Minimale Temperatur der Druckeinheit, ºC	-60
Methode zum Erhitzen einer Emulsion	unbeheizt für leichte Öle mit eingebauter Heizung für mittlere Öle mit autonomer Heizung für Schweröle
Ölemulsionswasseranteil am Einlass, Gew.-%, nicht mehr als	90
Gasgehalt in der Ölemulsion am Eingang der Anlage, nm 3 / t, nicht mehr als	50
Der Gehalt an mechanischen Verunreinigungen in der Ölemulsion am Eingang der Anlage beträgt mg/dm 3, nicht mehr	200
Der Wasseranteil der Ölemulsion am Auslass, % Gew.	3-5 (für Leichtöle mit einer Dichte bis zu 850 kg/m 3 , mit einer geschätzten Verweilzeit im Gerät bis zu 20 Minuten) 5-8 (für mittlere Öle mit einer Dichte von 850-870 kg/m 3, bei einer ungefähren Verweilzeit im Gerät bis zu 37 Minuten) bis zu 12 (für Schweröle mit einer Dichte von 870-895 gc/m 3, bei einer ungefähren Verweilzeit im Gerät bis zu 60 Minuten)
Ölgehalt im Wasser am Auslass, % Gew.
Der Gehalt an mechanischen Verunreinigungen im Auslasswasser, Gew.	entsprechend den Anforderungen des Kunden

Einführung

Technologische Prozesse zur Sammlung und Aufbereitung von Kohlenwasserstoff-Rohstoffen bestehen in einer sequentiellen Änderung des Produktionszustands einer Ölquelle und ihrer einzelnen Komponenten (Öl und Gas), die im Erhalt marktfähiger Produkte gipfelt. Der technologische Prozess nach der Trennung der Bohrlochförderung besteht aus Öl- und Gasstoffströmen.

Die wichtigsten technologischen Einheiten, die Teil des Sammel- und Aufbereitungssystems sind, sind:

Druckerhöhungspumpstation (BPS);

Druckerhöhungspumpstation mit Vorwasserableitungseinheit (DNS mit UPSV);

Installation einer vorläufigen Wasserableitung (UPSV);

Ölaufbereitungsanlage (OTU), die Teil des CPS ist.

Ziel des Kursprojekts ist die Berechnung der Stoffbilanzen der Prozessanlage UWSU.

Beschreibung des grundlegenden technologischen Schemas der Vorwasserableitungseinheit (USV)

allgemeine Informationen

Installation einer Vorwasserableitung UPSV

Zweck

Im Inneren der Vorrichtung befinden sich: ein Eingabegerät, ein Beruhigungsblech, ein Koaleszenzabschnitt, ein Strangtröpfchenabscheider zur Gasreinigung und ein Ölsammelabschnitt.

Schema der Installation des UPSV

Stoffbilanz Vorableitungswasser

NGS Öl- und Gasabscheider

GS Gasabscheider

Vertikaler GSV-Gasabscheider

Vertikaler RVS-Stahltank

USTN Schrägrohrtrenneinheit

RK-Expansionskammer

Von der Vorlaufleitung der Pumpen gelangt Öl über Filter in die Öldosiereinheit. Um die gepumpte Flüssigkeit zu berücksichtigen, ist die Öldosiereinheit mit Nordzählern ausgestattet. Die Messwerte der Sensoren „Nord“ werden auf der Instrumententafel angezeigt. Nach der Dosiereinheit wird Öl über eine Druckölleitung der zentralen Ölpumpstation zugeführt.

Vorläufige Wasserableitungseinheiten sind für die Ölentgasung, die Extraktion und Behandlung von Begleitgasen sowie die Ableitung von Formationswasser unter Überdruck konzipiert.

Das Design der Einheiten basiert auf dem bewährten Design von Öl- und Gasabscheidern mit Wasseraustrag NGV. Bei den Einheiten handelt es sich um horizontale Geräte, die mit Prozessanschlüssen und Armaturen zur Instrumentierung und Steuerung ausgestattet sind.

Im Inneren der Vorrichtung befinden sich: eine Eingabevorrichtung, ein Beruhigungsblech, ein Koaleszenzabschnitt, ein Strangtröpfchenabscheider zur Gasreinigung und ein Ölsammelabschnitt.

Um die Trennung des Öl-Gas-Gemisches zu verbessern, ist am Einlass des NGVW ein Depulsator installiert, der die Entfernung der Hauptmenge des freigesetzten Gases sowie der schichtweisen Ableitung unter Umgehung der Apparatur gewährleistet. Schichteinleitung der Wasser-Öl-Emulsion und des Abwassers in getrennten Strömen entsprechend ihrer Dichte in die mittlere und untere Absetzzone der Apparatur.

Technische Eigenschaften

Optionen:
Produktivität bei Flüssigkeiten, t/Tage, nicht mehr
Arbeitsdruck, MPa (kg / cm 2)	0,6 (6,0); 1,0 (10,0); 1,6 (16,0)
Methode zum Erhitzen einer Emulsion	Ohne Heizung (für leichte Öle) Mit eingebauter Heizung (für mittlere Öle) Mit autonomer Heizung (für schwere Öle)
Ölemulsionswasseranteil am Einlass, Gew.-%, nicht mehr als
Wasseranteil der Ölemulsion am Auslass, % Gew., innerhalb	3-5 (für Leichtöle mit einer Dichte bis 850 kg/m 3 , bei einer ungefähren Verweilzeit im Apparat bis 20 Min.) Apparat bis 37 Min.) bis 12 (für Schweröle mit einer Dichte von 870-895 kg/m 3, bei einer ungefähren Verweilzeit im Apparat bis zu 60 min.)
	Nach Kundenwunsch
Gerätevolumen m 3

Die Flüssigkeitskapazität wird für Leichtöl angegeben, bei anderen Typen verringert sie sich je nach Verweilzeit der Flüssigkeit im Gerät.

Die Arbeit des SPM

Das Gas aus dem Depulsator wird durch den Gaseinlassanschluss in die Vorrichtung eingespeist, durchläuft das Beruhigungsblech, den Koaleszenzabschnitt, wo die zusätzliche Trennung der abtropfenden Flüssigkeit erfolgt. Die Endreinigung des Gases erfolgt durch einen Strangtropfenabscheider.

Wasser mit einem geringen Ölgehalt wird vom Depulsator über den Wassereinlassanschluss in den unteren Teil der Vorrichtung geleitet. Im unteren Teil der Apparatur wird das Wasser schließlich vom Öl getrennt, bis zur Trennwand der Ölsammelsektion gesammelt und über die Wasserauslassarmatur abgeführt.

Öl mit einem unbedeutenden Gehalt an Gas und Wasser wird in die Einlassvorrichtung eingespeist, wo es gleichmäßig über den oberen Pegel der flüssigen Phase verteilt wird, ohne den Strom mit Wasser zu vermischen, und durch ein Beruhigungsblech und einen Koaleszenzabschnitt gelangt, wo die endgültige Trennung erfolgt von Gas- und Wasserrückständen erfolgt, in den Ölsammelbereich gelangt und von dort aus dem Gerät entfernt wird.

Abhängig von den Eigenschaften des Öl-Wasser-Gas-Gemisches ist es zulässig, die UPSU-Einheit ohne Depulsator zu versorgen.

Für die Regionen Westsibiriens Gemeinsam mit dem SibNIINP-Institut wurde speziell eine Vorwasserableitungseinheit (UPSV) entwickelt.

Das technologische Schema des UPSV wurde auf der Grundlage der von der PG „Generation“ hergestellten Prozessausrüstung „UPSV-200“ entwickelt, deren Design entsprechend den Anforderungen des Kunden finalisiert wird.

Zusätzlich zum Hauptgerät werden im Rahmen des UPSV folgende Hilfsgeräte verwendet:

Reagenzieneinheit mit Dosierpumpen mit einer Leistung von bis zu 10 l/h,

Rohrleitungen,

Absperrventil,

Kontroll- und Managementmittel,

Sicherheitssystem,

Kabelprodukte usw.

Die Auswahl der Instrumentierungs- und Automatisierungsgeräte erfolgt durch die Instrumentierungs- und Automatisierungsspezialisten der IG „Generation“ und wird mit dem Kunden abgestimmt.

Beschreibung der Technologie und Ausrüstung der Kläranlage für die Regionen Westsibiriens

Die geplante vorläufige Wasserentsorgungsanlage (PWSU) wird auf der Grundlage der vom vorgeschlagenen Kunden erhaltenen Inputmaterialien entworfen. Dabei werden die von der PG „Generation“ hergestellten Geräte sowie die dem Kunden zur Verfügung stehenden vorhandenen technologischen Geräte verwendet.

Die Technologie der IWSU basiert auf technischen Lösungen, die von SibNIINP für die Organisation der Vorableitung von Wasser in Sammelsystemen auf den Feldern Westsibiriens in einem gasgesättigten Zustand bei der natürlichen Temperatur des ankommenden Rohstoffs entwickelt wurden. Den bereitgestellten Informationen zufolge schwankt die natürliche Temperatur der in die Kläranlage gelangenden Rohstoffe im Laufe des Jahres zwischen +24 und +27 °C. Diese Temperatur reicht unter Einsatz eines Demulgators aus, um die durch das Öl gebildete Emulsion vorab zu trennen. Da mit zunehmendem Wasseranteil die Temperatur des in die Kläranlage gelangenden Ausgangsmaterials ansteigt, ist der Einsatz von Heizgeräten als Teil der Kläranlage nicht ratsam. Dies erhöht die Sicherheit und Zuverlässigkeit der USV, vereinfacht die Wartung und senkt die Kosten. Darüber hinaus entfällt das Problem der Ablagerungen, die beim Erhitzen wasserreicher Emulsionen auftreten.

Die Wasserphase enthält salzbildende Ionen (Kalzium, Bikarbonat), was typisch für die geförderten Wässer der westsibirischen Region ist.

Die Effizienz der PWSU-Anlagen hängt weitgehend von den Eigenschaften des einströmenden Öl-Wasser-Gemisches ab, vor allem von seiner Stabilität.

Es besteht die Möglichkeit, am BPS und am CPS eine Wasservorableitung durchzuführen. Die Verarbeitung von Öl im CPS erfolgt häufig nach vollständiger Entgasung, was eine Reihe von Vorteilen mit sich bringt.

Es gibt zwei verschiedene Möglichkeiten, Wasser im gasgesättigten Zustand in die BPS einzuleiten:

· die erste Möglichkeit, wenn die Trennung der Gas-, Öl- und Wasserphasen in einem Gerät (Dreiphasenabscheider) erfolgt. Diese Option wird verwendet, wenn keine erhöhten Anforderungen an die Qualität von Wasser, Öl und Gas, die die Anlage verlassen, sowie bei einer geringen (bis zu 10.000 m 2 /Tag) Produktivität des WWW bestehen;

· Bei der zweiten Variante erfolgt die Phasentrennung sequentiell in verschiedenen Geräten. Zuerst wird im Öl- und Gasabscheider freies Gas von der Flüssigkeit getrennt, dann wird die Flüssigkeit zum Apparat – Wasserabscheider (Abscheider) – geleitet, wo sie in die Öl- und Wasserphase getrennt wird. Diese Option ermöglicht die Gewinnung von Öl mit bis zu 5 % Wasser und Wasser,

Als Wasserabscheider (Abscheider) wird der Einsatz von 200 m2 großen WWPS-Geräten vorgeschlagen, deren Konstruktion die Trennung von Flüssigkeiten aufgrund von Dichteunterschieden und die Intensivierung des Prozesses durch Koaleszenzelemente in Form von Edelstahlbeuteln und -platten vorsieht (Abb. 1).

Der Pegel der Phasentrennung „Öl-Wasser“ in der UPSU wird mittels eines Pegelreglers und eines Ventils, das an der Wasserauslassleitung des Geräts installiert ist, auf der erforderlichen Höhe gehalten.

Der Druck in der UPSU wird durch ein Ventil aufrechterhalten, das in der Ölausgangsleitung installiert ist.

Entwässertes Öl aus Wasserabscheider-Absetztanks (WSUV) wird externen Pumppumpen oder vorhandenen Tanks zugeführt.

Um die Effizienz der Kläranlage zu steigern, wird vorgeschlagen, eine spezielle Technologie zur Dosierung von Demulgatoren einzusetzen, die die Verarbeitung von Rohöl vorsieht, dessen Wassergehalt 60 % übersteigt, d.h. Dabei handelt es sich in Wirklichkeit um eine Öl-in-Wasser-Emulsion.

Der Kern der Technologie zur Dosierung von Demulgatoren in stark wasserhaltiges Öl, bei dem es sich um eine Öl-in-Wasser-Emulsion handelt, ist wie folgt:

Nach der Entladung der externen Pumppumpe des BPS zur Dosierstation wird ein Teil des Öls entnommen, das über eine unabhängige Rohrleitung in den Gas-Flüssigkeits-Gemischstrom vor der Gasrückgewinnungseinheit zurückgeführt wird.

ein Reagenz - ein Demulgator in kommerzieller Form wird dieser Rohrleitung mit Hilfe einer Dosierpumpe einer Reagenzienspareinheit (BRH) zugeführt;

Diese Methode zum Einbringen eines Demulgators in stark verwässertes Öl ist im Vergleich zur Bereitstellung in Massenform, d. h. in konzentrierter Form verhindert es das direkte Eindringen des Demulgators in die Wasserphase, wenn dieser nicht in die Emulsion gelangt, sondern mit Wasser aus dem Sumpf abgeführt wird, ohne seine Funktionen zu erfüllen, was zu einem übermäßigen Verbrauch des Reagenzes führt und a Verschlechterung der Öl- und Wasserqualität.

Bei der Umsetzung dieser Technologie sollte man sich an die Empfehlungen des RD 29-0148070-225-88R „Technologie der Ölaufbereitung mit heimischen Demulgatoren für Felder in Westsibirien“ halten.

Zunächst muss der Durchmesser der Rohrleitung, durch die das Öl-Reagenzien-Gemisch vom BRH zum Versorgungspunkt vor dem GPOG transportiert wird, so gewählt werden, dass die Fluidgeschwindigkeit darin mehr als 1,5 m/s beträgt und die Die Konzentration der resultierenden Reagenzlösung beträgt 0,2–0,5 %.

Mit der Leistung des UPSV 10-15.000 m 2 /Tag. Es kann ein Rohr für eine Ölreagenzleitung mit einem Innendurchmesser von ~25 mm verwendet werden.

Der Vorteil der oben genannten Demulgator-Dosiertechnologie liegt darin, dass die Zufuhr in Form einer verdünnten Lösung im Vergleich zur Zufuhr in konzentrierter Form eine schnelle Verteilung im Volumen der Emulsion und einen Betrieb ermöglicht.

Das dabei produzierte Wasser, das in der Kläranlage abgetrennt wird, enthält neben gelösten Salzen auch gelöste Gase in einer Menge von etwa 90 l/m 2 . Dieses Gas besteht hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffbestandteilen (Methan). Diesbezüglich gemäß Absatz 2.48. VNTP 2-85 „Normen für die technologische Gestaltung von Anlagen zum Sammeln, Transportieren, Aufbereiten von Öl, Gas und Wasser auf Ölfeldern“ Dieses Wasser kann den BKNS-Pumpen nicht ohne vorherige Entgasung zugeführt werden. Für diese Zwecke verlangt das BKNS die Installation eines „Entgaserpuffers“.

Somit das vorgeschlagene technologische Schema Das IPSW bietet die folgenden Vorteile:

· Die Verwendung vorhandener Technologie- und Hilfsgeräte ermöglicht eine Reduzierung der Ausrüstungs- und Baukosten.

· Die Umsetzung des Prozesses bei der natürlichen Temperatur des eingehenden Rohmaterials ohne den Einsatz von Heizgeräten in der Technologie erhöht die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Kläranlage, vereinfacht ihre Wartung, senkt die Kosten und verringert die Probleme der Ablagerung;

Die Trennung von Öl und Wasser in einem gasgesättigten Zustand beim Druck der ersten Trennstufe aufgrund der Anwesenheit von gelöstem Gas im Öl verringert dessen Dichte und Viskosität und ermöglicht eine Erhöhung der Phasentrennungsrate und der Qualität des Öls resultierendes Öl und Wasser;

Die Organisation der Trennung des Gas-Flüssigkeits-Gemisches in Stufen (zuerst wird das Gas in den Abscheidern der ersten Stufe oder am GPOG getrennt, dann werden Öl und Wasser in den Absetzbehältern getrennt) ermöglicht es, auf jeder Stufe eine vollständigere Trennung zu erzielen und hochwertige Trennung der Phasen – Gas, Öl und Wasser;

· Der Einsatz einer speziellen Technologie zur Dosierung des Demulgators am Einlass der IWSU-Einheit in Form einer Reagenzlösung in Öl gewährleistet die schnellste und vollständigste Nutzung des Reagenzes und schließt seinen direkten Eintritt in die wässrige Phase, wo sich der Demulgator befindet, aus kann seine demulgierende Aktivität nicht zeigen. Dies ist in diesem Fall besonders wichtig bei der Verarbeitung stark wasserhaltiger Öle, wenn es darum geht, eine Emulsion mit einem Wassergehalt von 60 % oder mehr, d. h. eine Öl-in-Wasser-Emulsion;

· Das Fehlen von Pumpen und Bereichen mit großen Druckverlusten im Prozessablaufdiagramm der UWSU verhindert die Redispergierung der verarbeiteten Emulsion und gewährleistet so eine schnelle und vollständige Trennung der Phasen.

· Die Verwendung spezieller Abschnitte zur Koaleszenz von Partikeln der dispergierten Phase, die in Form von Paketen aus Edelstahlplatten hergestellt werden, in Absetzbecken verbessert auch die Qualität der Trennung von Öl und Wasser;

· Das Überwachungs- und Steuerungssystem des USV sorgt für die automatische Steuerung und Aufrechterhaltung des angegebenen Betriebsmodus der Ausrüstung, Warn- und Notfallsignale, Notfallschutz der Anlage und automatische Protokollierung von Ereignissen.

Technische Eigenschaften

Produktivität: m 3 / Tag (m 3 / h)	10000 - 15000 (416,6 - 625)
Die Verweilzeit der Flüssigkeit im Apparat beträgt min
Die Geschwindigkeit der horizontalen Bewegung der Flüssigkeit im Koaleszenzabschnitt, m/s
Absetzzeit von Wassertröpfchen in der Ölschicht des Koaleszenzabschnitts im geschätzten Spalt zwischen den Blättern, Durchmesser	d 200 Mikrometer – 2,45 Min. d 150 Mikrometer – 4,35 Min. d 100 Mikrometer – 9,87 Min.
Wassertropfen mit einem Durchmesser von	d 200 Mikrometer und mehr – 100 % d 50 Mikrometer – 46 %
Aufstiegszeit von Öltröpfchen in der Wasserschicht des Koaleszenzabschnitts im berechneten Spalt zwischen den Schichten, Durchmesser:	d 100 Mikrometer – 1,1 Min. d 50 Mikrometer – 4,3 Min. d 25 Mikrometer – 17,5 Min.
Öltropfen mit einem Durchmesser von	d 25 Mikrometer und mehr – 100 % d 10 Mikrometer – 17 %
Gewicht von UPSV - 1 Stück. /2200 m 3