Технологический процесс ДНС в режиме УПСВ и системы автоматизации

Технологический процесс ДНС в режиме УПСВ и системы автоматизации

Дожимная насосана станция в режиме установки предварительного сброса воды предназначена для разделения газонасыщенной водонефтяной эмульсии (флюид) на фазы. Для этого поступающая эмульсия проходит по технологическому процессу дегазации и отделении нефти от подтоварной воды методом отстоя в резервуаре. При протекании технологического процесса его упрощения, контроля и достижения наилучшего результата, предотвращения и предупреждения аварийных ситуация используются различные технологические приспособления  КИПиА.

        Разберем все поэтапно. Поступлении жидкости на ДНС начинается с УДР (узел дополнительных работ). Там происходит объединение поступающей с разных кустов и трубопроводов жидкости в единый поток. Происходит объединение потоков с одной скоростью и общей пульсацией.

        Далее жидкость поступает в УПОГ (узел предварительного отбора газа). Устройство УПОГА позволяет служить ему дипульсатором и за счет расширения трубы у газа есть возможность высвобеждения. В УПОГе происходит предварительный отбор газа который составляет до 80% от общего показателя из поступающей жидкости. После УПОГа газ поступает в ГС (газовый сепаратор) где происходит его осушка путем прохождения газа через сетки осушения/каплеуловителя. Образовавшийся газоконденсат по трубе сливается в НГС 1.  Газ далеепоступает в общий трубопровот газ на ГПЗ.

        Жидкость после УПОГа поступает в НГС1 (нефтегазовый сепаратор первой ступени) (рис 1, рис 2). На данном этапе технологического процесса происходит отделение газа от жидкости. В данном сепараторе есть ряд показателей за которыми необходимо следить в чем и помогают системы автоматизации. Для контроля уровня жидкости в сепараторе используется уровнемерная колонка в частности ДУУ (датчик уровня ультразвуковой). При использовании АСУ (автоматизированных систем управления) настраиваются уставки допустимых и режимных показателей наличия жидкости в сепараторе. Пример при достижении уровня жидкости в сепараторе 1м 60см срабатывает предупредительная сигнализация верхнего предела, при достижении жидкости 1м 90см срабатывает аварийная сигнализация верхнего предела. При понижении уровня жидкости до 70см срабатывает предупредительная сигнализация нижнего предела, при достижении 50см срабатывает аварийная сигнализация нижнего предела. Так же в сепараторе имеется ДПУ (датчик предельного уровня он срабатывает при достижении жидкостью уровня 2 метром. Так же в НГС 1 присутствует датчик температуры который позволяет следить за температурой жидкости в сепараторе. Датчик давления метран отправляющий информацию по давлению в сосуде на пульт управления и/или на ПК с програмным обеспечением для контроля и управления системами автоматизации технологического процесса. Имеется и манометр для контроля давления находясь в близости с сепаратором.

        Рис.1

        [pic 1]

        Рис.2

[pic 2]

После НГС газ поступает в ГС объединяясь с газом поступающим из УПОГа.

        По общему строению НГС 1, НГС 2 и ГС идентичны. Их универсальное строение позволяет выполнять контроль за протекающими в них процессами.

Жидкость после НГС 1 протекает через клапанную сборку. Данная клапанная сборка служит для регулирования уровня жидкости в НГС 1. Тут и вступает в работу системы автоматизации. По технологическому регламенту для улучшения выделения газа от жидкости последняя должна быть на уровне 1-1.20метра. Данные требования установлены на показания ДУУ. При достижении уровня жидкости верхней отметки т.е. 1м 20см на пульт поступает сигнал который в свою очередь подает сигнал на КРУ (клапан регулирующий уровень) который в свою очередь открывается увеличивая отток жидкости из НГС1. При понижении уровня в сепараторе ниже отметки в 1 метр после отправки сигналов клапан закрывается снижая отток жидкости из сепаратора, что позволяет держать уровень жидкости в необходимый пределах.