Работа упсв

Газ из депульсатора подается в аппарат через штуцер ввода газа, проходит успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости. Окончательная очистка газа производится струнным каплеотбойником.  Вода с незначительным содержанием нефти подается из депульсатора в нижнюю часть аппарата через штуцер входа воды. В нижней части аппарата вода окончательно отделяется от нефти, накапливается до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды.  Нефть с незначительным содержанием газа и воды подается в вводное устройство, где плавно распределяется по верхнему уровню жидкой фазы, не перемешивая поток с водой, проходит через успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит окончательное отделение остатков газа и воды, поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата. 

6. Нормальная эксплуатация и автоматическое регулирование

технологического процесса

Таблица 4

Нормы технологического режима

№ П/П	НАИМЕНОВАНИЕ СТАДИЙ ПРОЦЕССА, АППАРАТЫ, ПОКАЗАТЕЛИ РЕЖИМА	НОМЕР ПОЗИЦИИ ПРИБОРА НА СХЕМЕ	ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ	ДОПУСКАЕМЫЕ ПРЕДЕЛЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ	ТРЕБУЕМЫЙ КЛАСС ТОЧНОСТИ ПРИБОРОВ ПО ГОСТ 8.401-80	ПРИМЕ-ЧАНИЕ
1.	Трубопровод нефти до УПОГ-1, УПОГ-2
1.1	Температура	TIA 0141,0142	^0C	5…50	2.5
1.2	Давление (изб.) (до УПОГ1, УПОГ2)	PIA 0001,0002	МПа	0,1…0,8	2,5
2	Сепараторы первой ступени сепарации	С-1/1…С-1/5
2.1	Температура	TI	^0C	5…50	2,5
2.2	Давление (изб.)	PI	МПа	0,1…0,8	2,5
2.3	Уровень жидкости	LICA 0104, 0108, 0112, 0116,0120	м %	0,2…1,8 10…80
3	Сепаратор газовый	СГ-1/1
3.1	Температура	TI 0131	^0C	5…50	2,5
3.2	Давление (изб.)	PIA 0402 PICA 0403, 0404	МПа	0,1…0,8	2,5
3.3	Уровень жидкости	LIRA 0134 LI 0132	м %	0…1,2 0…50
4	Сепараторы буферы	С-1/6…С-1/10
4.1	Температура	TI	^0C	5…50	2,5
4.2	Давление (изб.)	PI	МПа	0…0,005	2,5
4.3	Уровень жидкости	LICA 0164, 0168, 0172, 0176, 0180	м %	0,2…1,8 10…80
5.	Установки предварительного сброса воды	УПСВ-1… УПСВ-4
5.1	Коллектор входа нефти на УПСВ
5.1.1	Температура	TIA 0003	^0C	5…55	2,5
5.1.2	Давление (изб.)	PIA 0006	МПа	0,1…0,7	2,5
5.2	Коллектор выхода нефти из УПСВ
5.2.1	Температура	TIA 0004	^0C	25…55	2,5
5.2.2	Давление (изб.)	PIA	МПа	0,1…0,7	2,5
5.3	УПСВ
5.3.1	Уровень нефти		м	0,25…0,40
5.3.2	Уровень воды		м	0,60…1,30
5.3.3	Температура		^0C	25…55
5.3.4	Давление		МПа	0,1…0,6
5.3.5	Расход жидкости		м^3/с	0…0,375
5.3.6	Расход нефти		м^3/с	0…0,125
5.3.7	Расход воды		м^3/с	0…0,25
5.3.8	Содержание воды на выходе		%	До 35
5.3.9	Давление газа на основные горелки		МПа	0,06…0,26
5.3.10	Давление газа на пилотные горелки		МПа	0,003…0,06
5.3.11	Температура дымовых газов		^0C	От 250 до 450		В зависимости от состояния жаровых труб
6.	Установка подготовки нефти	УТПН-1… УТПН-8
6.1	Коллектор выхода нефти с УТПН
6.1.1	Температура	TIA 0005	^0C	5…55	2,5
6.1.2	Давление (изб.)	PIA 0008	МПа	0,1…0,6	2,5
6.2	УТПН
6.2.1	Уровень нефти		м	0,25…0,40
6.2.2	Уровень воды		м	0,30…0,70
6.2.3	Температура		^0C	30…55
6.2.4	Давление		МПа	0,1…0,6
6.2.5	Расход жидкости		м^3/с	0…0,149
6.2.6	Расход нефти		м^3/с	0…0,125
6.2.7	Расход воды		м^3/с	0…0,024
6.2.8	Содержание воды на выходе		%	до 5,0
6.2.9	Напряжение на решетках		кВ	12… 25
6.2.10	Давление газа на основные горелки		МПа	0,05…0,26
6.2.11	Давление газа на пилотные горелки		МПа	0,003…0,06
6.2.12	Температура дымовых газов		^0C	От 250 до 450		В зависимости от состояния жаровых труб
7.1	Резервуар	РВС-1
7.1.1	Температура	TI-1601 TIA-1602	^0C	5…50	2,5
7.1.2	Давление	PIA-1603	МПа	-0,00025..0,002	2,5
7.1.3	Уровень жидкости	LIA-1606	м	0,87…9,50
7.1.4	Максимальный уровень	LSA-1609	м	9,50
7.1.5	Минимальный уровень	LIA-1606	м	0,87
7.1.6	Уровень раздела фаз <<нефть-вода>>	LIA-1607	м	0,4	5,0
7.1.7	Уровень сбросной воды (гидростатическое давление у дна)	РIA-1604	м	0,6	2,5
7.2	Резервуар	РВС-2
7.2.1	Температура	TI-1701 1702	^0C	5…50	2,5
7.2.2	Давление	PIA-1703	МПа	-0,00025..0,002	2,5
7.2.3	Уровень жидкости	LIA-1706	м	0,87…9,50
7.2.4	Максимальный уровень	LSA-1709	м	9,50
7.2.5	Минимальный уровень	LIA-1706	м	0,87
7.2.6	Уровень раздела фаз <<нефть-вода>>	LIA-1707	м	0,4	5,0
7.2.7	Уровень сбросной воды (гидростатическое давление у дна)	РIA-1704	м	0,6	2,5
7.3	Резервуар	РВС-3
7.3.1	Температура	TI-6201 TIA-6202	^0C	5…50	2,5
7.3.2	Давление	PIA-6203	МПа	-0,00025..0,002	2,5
7.3.3	Уровень жидкости	LIA-6206	м	0,8…9,50
7.3.4	Максимальный уровень	LSA-6209	м	9,50
7.3.5	Минимальный уровень	LIA-6206	м	0,8
7.3.6	Уровень раздела фаз <<нефть-вода>>	LIA-6207	м	0,4	5,0
7.3.7	Уровень сбросной воды (гидростатическое давление у дна)	PIA-6204	м	0,6	2,5
7.4	Резервуар	РВС-4
7.4.1	Температура	TI-6301 TIA-6302	^0C	5…50	2,5
7.4.2	Давление	PIA-6303	МПа	-0,00025..0,002	2,5
7.4.3	Уровень жидкости	LIA-6306	м	0,9…9,50
7.4.4	Максимальный уровень	LSA-6309	м	9,50
7.4.5	Минимальный уровень	LIA-6306	м	0,9
7.4.6	Уровень раздела фаз <<нефть-вода>>	LIA-6307	м	0,3	5,0
7.4.7	Уровень сбросной воды (гидростатическое давление у дна)	PIA-6304	м	0,6	2,5
8	Насосная нефти Насосы внешней перекачки
8.1	Насосные агрегаты ЦНС 300-420	НВТ-1… НВТ-7
8.1.1	Давление на входе	PIA 0505, 0515, 0525, 0535, 0545, 0555, 0565	МПа	0,01…0,1	2,5
8.1.2	Давление на выкиде	PISA 0506, 0516, 0526, 0536, 0546, 0556, 0566	МПа	До 4,2	2.5
8.1.3	Температура подшипников	TISA 0501…0504 0511…0514 0521…0524 0531…0534 0541…0544 0551…0554 0561…0564	^0C	До 70	2.5
8.2	Насосы внутренней перекачки	НВП-8… НВП-10
	Насосные агрегаты ЦНС 300-120
8.2.1	Давление на входе	PIA 0575, 0585, 0595	МПа	0.01…0.8	2.5
8.2.2	Давление на выкиде	PISA 0576, 0586, 0596	МПа	До 1.2	2.5