Технологические схемы НПС

Технологической схемой НПС называют безмасштабный рисунок, на котором представлена схема размеще­ния ее объектов, а также внутристанционных коммуни­каций (технологических трубопроводов) с указанием ди­аметров и направлений потоков.

Сооружения НПС могут быть разделены на две груп­пы: производственного и вспомогательного назначения. К объектам первой группы относятся: подпорная на­сосная, магистральная насосная, резервуарный парк, площадка фильтров-грязеуловителей, технологические трубопроводы, узлы учета, узел регуляторов давления, камеры приема и пуска средств очистки и диагностики, совмещенные с узлом подключения к магистральному трубопроводу, узел предохранительных устройств, ем­кость сбора утечек с погруженным насосом.

Объектами второй группы являются: системы энерго-, водо- и теплоснабжения, водоотведения, автоматики, те­лемеханики, узел связи, лаборатория, мех мастерские, пожарное депо, гараж, административное здание и т.д.

Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального нефтепровода приведена на рисун­ке ниже. Нефть с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел предохранительных уст­ройств, узел учета и направляется в резервуарный парк. Здесь осуществляется ее отстаивание от воды и мехпри- месей, а также замер количества. Для откачки нефти из резервуаров используется подпорная насосная. Из нее через узел учета нефть направляется в магистральную насосную, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска средств очистки и диагностики - в магист­ральный нефтепровод.

Принципиальная технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции

I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV, VII - узел учета; V - резервуарный парк; VI - подпорная насосная; VIII - магистральная насосная; IX - узел регуляторов давления; X - камера пуска средств очистки и диагностики; XI - емкость сбора утечек с погружным насосом; XII - байпасная (обводная) линия

Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мехпримесей, воды из камеры X периодически произво­дится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки.

Периодически возникает необходимость во внутри- станционных перекачках: при зачистке резервуаров, при их освобождении перед диагностикой и ремонтом, при компаундировании (приготовление нефтяных смесей с требуемыми свойствами) и т.д.

Таким образом, технологическая схема головной НПС позволяет выполнять следующие основные операции:

• прием нефти с промыслов;
• ее оперативный и коммерческий учет;
• хранение нефти;
• запуск очистных и диагностических устройств;
• внутристанционные перекачки.

Принципиальная технологическая схема промежуточ­ной НПС магистрального нефтепровода приведена на ри­сунке ниже. Она отличается от изображенной на рисунке выше тем, что не содержит узлов учета, резервуарного парка и подпорной насосной. Соответственно, на таких НПС не выполняются операции учета и хранения нефти.

Принципиальная технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции

I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV - емкость для сброса ударной волны; V - емкость сбора утечек с погружным насосом; VI - магистральная насосная; VII - узел регуляторов давления; VIII - камера пуска средств очистки и диагностики

Необходимо подчеркнуть, что такой состав сооруже­ний промежуточных НПС имеет место только при систе­ме перекачки «из насоса в насос», если: а) они не распо­ложены на границе эксплуатационных участков (и по­этому не являются для них головными); б) на них не производятся операции приема нефти с близлежащих месторождений.

Рассмотрим элементы технологической схемы. Узел подключения НПС к магистральному трубопроводу (первый рисунок) состоит из камер приема и пуска очистных и диагностических устройств, а также байпасной (обвод­ной) линии. В период между очистками задвижки I, II, IV, VI, VII закрыты, а задвижки III, V открыты. Поток нефти из предшествующего участка трубопровода через задвижку V поступает во всасывающую линию НПС, а из нагнетательной линии — через задвижку III в следующий участок трубопровода. При проведении очистки предше­ствующего участка трубопровода, после того как скре­бок пройдет линейный сигнализатор, открываются зад­вижки VI, VII и закрывается задвижка V. После того как скребок окажется в приемной камере, задвижка V открывается, а задвижки VI, VII закрываются. Далее нефть из приемной камеры самотеком сливается в под­земную дренажную емкость ЕП, концевой затвор прием­ной камеры открывается, и скребок извлекается из нее, а концевой затвор закрывается.

При необходимости очистки последующего участка трубопровода сначала при закрытых задвижках I, II от­крывается концевой затвор камеры, и в нее запассовывается скребок. Далее после закрытия концевого затвора открываются задвижки I, II, закрывается задвижка III, и скребок входит в очищаемый участок трубопровода.

При неработающей НПС открыты только задвижки III, IV, V, и поток нефти из предшествующего участка направляется в последующий, минуя станцию.

Площадка фильтров-грязеуловителей располагается на входе в НПС. Фильтры-грязеуловители предназначе­ны для улавливания крупных механических частиц, по­ступающих из магистрального (или подводящего) трубо­провода. Количество параллельно включенных фильтров выбирается таким образом, чтобы по мере засорения од­них можно было включить в работу другие. О работоспо­собности фильтров судят по разнице давлений на входе и выходе из них. При увеличении перепада давлений до величины более 0,05 МПа (что свидетельствует об их за­грязнении) или уменьшении до величины менее 0,03 МПа (свидетельствует о повреждении фильтрующего элемен­та) производится переключение на резервный фильтр.

Узел предохранительных устройств служит для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приеме станции, возникающих при ее внезапных отключени­ях. В качестве предохранительных устройств использу­ются либо система сглаживания волн давления, либо предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточ­ного давления производится в безнапорные технологи­ческие емкости. Принцип работы предохранительных устройств будет рассмотрен ниже.

Узел учета нефти состоит из нескольких параллель­ных линий, каждая из которых включает следующие элементы: отсекающие задвижки, манометры, фильтры, струевыпрямитель, счетчик, термометр, отводы к конт­рольному счетчику или пруверу, контрольный кран. Повышение точности замера расхода достигается допол­нительной очисткой нефти в фильтре, уменьшением тур­булентности потока в струевыпрямителе (представляющем собой пучок параллельных трубок малого диаметра, по­мещенных в основную трубу), а также внесением тем­пературной поправки на основе показаний термометра.

В зависимости от количества трубопроводов, подклю­ченных к резервуарам, различают однопроводную и двух­проводную (рисунок ниже) технологические схемы. В первом случае для приема и отпуска нефти используется один и тот же Трубопровод, во втором — разные. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколь­ко приемо-сдаточных патрубков.

Возможные схемы обвязки резервуаров

а - для головных и промежуточных станций; б - для головных станций; I-IV - номера резервуаров

Соединение насосов на НПС может быть параллель­ным, последовательным или комбинированным. При па­раллельном включении (рисунок ниже) насосы имеют общие всасывающий и нагнетательный коллекторы. Поэтому напор группы насосов равен напору одного из них, а по­дача увеличивается в число раз, равное количеству рабо­тающих насосов. При последовательном включении (рисунок ниже) нефть проходит один насос за другим, полу­чая в каждом из них приращение напора. Для предот­вращения работы насосов самих на себя их всасывающая и нагнетательная линии разделены обратным клапаном, который пропускает поток, двигающийся слева направо, но закрывается для потока, двигающегося в обратную сторону.

На современных нефте- и нефтепродуктопроводах параллельное включение чаще применяется для подпор­ных насосов, а последовательное - для магистральных. Нередко встречается комбинированное (последовательно­параллельное) соединение насосов (рисунок ниже).

Возможные схемы соединения насосов на НПС

а - параллельное; б - последовательное; в - комбинированное (параллельно-последовательное)

Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из насосных агрегатов станции.

Обратный клапан устанавливается также после по­следнего по ходу магистрального насоса. Делается это для защиты магистральной насосной от гидравлических уда­ров в последующем участке трубопровода.

Узел регуляторов давления служит для установле­ния требуемого начального давления в обслуживаемом участке трубопровода.

Все перечисленные объекты соединяются технологи­ческими трубопроводами. На НПС они служат для вы­полнения всех технологических операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью. Границы техноло­гических трубопроводов определяются входными и вы­ходными задвижками НПС.

На технологических схемах указывают диаметры тру­бопровода и направление движения нефти.