Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Как уже указывалось, жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (мас).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Рис. 1.3. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Установка предварительного сброса воды УПСВ (рис.1) предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН).

Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы.

Насосный блок может содержать как нефтяные, так и водяные насосы разных типов (плунжерные, центробежные, шестеренчатые и т.д.). Наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.

Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.

Продукция скважин нефть, газ и вода с кустовых замерных установок АГЗУ типа "Спутник" поступает на узел сепарации газа в нефтегазовый сепаратор НГС. На вход НГС подается демульгатор посредством дозировочного насоса, расположенного в блоке реагентного хозяйства БРХ. Расход химреагента производится согласно утвержденных норм.

В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру РК поступает в УСТН для окончательного отделения от газа.

Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки ГСВ и поступает потребителю или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденных норм.

После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар РВС, где происходит отделение нефти от подтоварной воды. Подтоварная вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.

Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы различных мех. примесей.

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

· датчиками температуры подшипников;

· электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;

· приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

Показания всех приборов выводятся на щит КИПиА. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются.

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

Запуск насосов после аварийной остановки производится только после снятия блокировки на щите КИПиА.

С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учета нефти. Для учета откачиваемой жидкости узел учета нефти оборудуется счетчиками " Норд ". Датчики показаний “Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.

Характеристика реагентов

На УПСВ применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии, реагенты-деэмульгаторы. Для предотвращения образования гидратных пробок в сборный газопровод подается метанол. Ингибиторы коррозии, подаваемые в систему сбора нефти для защиты трубопроводов от коррозии, не должны ухудшать реологических свойств, как исходных эмульсий, так и эмульсий, обработанных деэмульгаторами, а также не должны отрицательно влиять на процесс подготовки нефти. То есть ингибиторы должны быть совместимы с применяемыми деэмульгаторами. На установке применяются ингибиторы коррозии типа “Коррексит” 1106А и 6350, “Сипакор”. Для улудшения процесса предварительного обезвоживания нефти применяются деэмульгаторы “Сепарол”WF - 41, “Сепарол” ES – 3344, “Диссолван” 2830, 3408 и другие, аналогичные по характеристикам.

Дожимные насосные станции

Дожимные насосные станции (ДНС) Рис.1. применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

Жидкость

УРД Узел регулировки давления

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

· приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

· сепарации нефти от газа;

· поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3 , оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уравнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уравнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ.

Установки предварительного сброса пластовой воды, технологическая схема. Дожимные насосные станции. Состав дожимных насосных станций.

Установка предварительного сброса воды УПСВ (рис.1) предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН).

Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы.

Насосный блок может содержать как нефтяные, так и водяные насосы разных типов (плунжерные, центробежные, шестеренчатые и т.д.). Наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.

Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.

Продукция скважин нефть, газ и вода с кустовых замерных установок АГЗУ типа "Спутник" поступает на узел сепарации газа в нефтегазовый сепаратор НГС. На вход НГС подается демульгатор посредством дозировочного насоса, расположенного в блоке реагентного хозяйства БРХ. Расход химреагента производится согласно утвержденным нормам.

В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру РК поступает в УСТН для окончательного отделения от газа.

Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки ГСВ и поступает потребителю или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденным нормам.

После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар РВС, где происходит отделение нефти от подтоварной воды. Подтоварная вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.

Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы различных мех. примесей.

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

· датчиками температуры подшипников;

· электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;

· приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

Показания всех приборов выводятся на щит КИПиА. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются.

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

НГС Нефтегазосепаратор

ГС Газовый сепаратор

ГСВ Газовый сепаратор вертикального типа

РВС Резервуар вертикальный стальной

УСТН Установка сепарационная трубная наклонная

РК Расширительная камера

С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учета нефти. Для учета откачиваемой жидкости узел учета нефти оборудуется счетчиками " Норд ". Датчики показаний “Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.

Характеристика реагентов

На УПСВ применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии, реагенты-деэмульгаторы. Для предотвращения образования гидратных пробок в сборный газопровод подается метанол. Ингибиторы коррозии, подаваемые в систему сбора нефти для защиты трубопроводов от коррозии, не должны ухудшать реологических свойств, как исходных эмульсий, так и эмульсий, обработанных деэмульгаторами, а также не должны отрицательно влиять на процесс подготовки нефти. То есть ингибиторы должны быть совместимы с применяемыми деэмульгаторами. На установке применяются ингибиторы коррозии типа “Коррексит” 1106А и 6350, “Сипакор”. Для улучшения процесса предварительного обезвоживания нефти применяются деэмульгаторы “Сепарол”WF - 41, “Сепарол” ES–3344, “Диссолван” 2830, 3408 и другие, аналогичные по характеристикам.

Общие положения

Установка предварительного сброса воды (УПСВ) предназначена для отделения и сброса пластовой воды и очистки её от нефти и механических примесей до требуемых значений на кустовых площадках, установках подготовки нефти и площадках ДНС.

Комплектация УПСВ определяется на основании технического задания на разработку и поставку оборудования.

Установки УПСВ могут эксплуатироваться в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60 °С.

Оборудование выполняется в климатическом исполнении УХЛ, ХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150 – 69.

Основные показатели назначения работы станции УПСВ

Качество подготовки продукции на выходе

Состав оборудования

В зависимости от требований, предъявляемых заказчиком к качеству нефти и воды на выходе из УПСВ, комплект оборудования может включать следующее оборудование:

• сепаратор нефтегазовый со сбросом воды типа НГСВ V=25…200 м 3 ;
• сепаратор нефтегазовый V=12,5 м 3 …100 м 3 ;
• отстойник воды V=50…200 м 3 ;
• узел учета газа и нефти;
• депульсатор;
• подогреватели нефти;
• насосная станция перекачки нефти;
• блок дозирования реагента;
• факельная установка;
• емкость дренажная;
• комплект трубной обвязки, площадки обслуживания;
• комплект запорно-регулирующей арматуры и КИП;
• блок НКУ;
• блок управления.

Описание работы (см. технологическую схему)

На входе УПСВ предусмотрен байпасный трубопровод, в случае отключения электроэнергии на установке обеспечивающий отвод поступающей газожидкостной смеси на выход с установки. На входе байпасного трубопровода и входном трубопроводе УПСВ предусмотрены задвижки с электроприводом и устройством бесперебойного питания, обеспечивающим их открытие в случае отключения электроэнергии. После задвижки на входном трубопроводе предусмотрен узел подключения установки подачи реагента-деэмульгатора.

Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в нефтегазовый сепаратор (НГС), в котором происходит сепарация газожидкостной смеси от газа при давлении ~ 1,6 МПа и сброс газа в трубопровод выхода ГЖС с УПСВ на УПН. Давление в аппарате поддерживается регулятором давления «до себя» РД1, уровень жидкости в НГС поддерживается регулятором уровня РР1. Также, НГС оснащен блоком предохранительных клапанов СППК с ПУ.

Частично разгазированная ГЖС из НГС по трубопроводу поступает в нефтегазовый сепаратор со сбросом воды (НГСВ). В НГСВ при давлении в аппарате ~ 1,0 МПа, поддерживаемом регулятором давления «до себя» РД2, происходит дальнейшая дегазация ГЖС и отделение пластовой воды от нефти.

Уровень жидкости в аппарате поддерживается регулятором уровня РР2. Отделенная пластовая вода из НГСВ поступает на узел учета воды и далее подается на выход установки. На линии выхода воды из НГСВ предусмотрен регулятор уровня РР3.

Отделенная нефть поступает на выход с УПСВ на УПН.

Газ из НГСВ сбрасывается в трубопровод выхода ГЖС с УПСВ на УПН, после точки сброса газа с НГС.

На трубопроводе выхода ГЖС с УПСВ после линии сброса газа с НГСВ предусмотрен обратный клапан КОП.

Сепараторы НГС и НГСВ в комплекте с верхними площадками обслуживания, трубной обвязкой, запорной арматурой и приборами КИПиА располагаются на скидах (рамах-основаниях) на открытом воздухе. Узел учета воды размещается на раме-основании (скиде) на открытом воздухе, либо в блоке-укрытии. Блок управления и блок НКУ располагаются в блоках-укрытиях. После учета потоков газа и газового конденсата происходит объединение их в один трубопровод.

Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе в НГСВ предусмотрен успокоительный коллектор. Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в нефтегазовый сепаратор (НГСВ), в котором происходит сепарация газожидкостной смеси от газа и предварительное разделение жидкостной смеси на нефть и воду. Вода накапливается в нижней части аппарата до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды в отстойник воды (ОВ). Нефть с остаточным содержанием газа и воды поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата в трубопровод выхода газа из НГСВ и далее поступает на установку подготовки нефти. Давление в НГСВ поддерживается регулятором давления, уровень нефти и воды поддерживается регуляторами уровня.

Вода из НГСВ поступает в напорный отстойник воды, в котором происходит окончательное отделение воды от нефти. Нефть скапливается в верхней части аппарата и поступает из НГСВ в трубопровод выхода газа. Уровень нефти в верхней части ОВ поддерживается регулятором уровня. Отделенная пластовая вода из ОВ через узел фильтрации поступает на узел учета воды и далее подается на выход установки. При необходимости полного опорожнения аппаратов предусмотрен сброс жидкости в закрытую дренажную систему площадки УПСВ.

Принципиальная технологическая схема установки предварительного сброса воды

Электротехническая часть

Энергоснабжение УПСВ осуществляется от внешнего источника.

В составе электрооборудования УПСВ предусматриваются посты ручного местного управления системами вентиляции, электрообогрева и освещения. УПСВ оборудована полным комплектом кабельных конструкций и кабельной продукцией.

Автоматизация технологического процесса

Технологическое оборудование УПСВ комплектуется местными контрольно-измерительными приборами, первичными и вторичными преобразователями для автоматического контроля всех технологических параметров: давление, температура, уровень в сепараторах, расход воды.

В блоке управления располагается система автоматического управления на базе контроллера Direct Logic или Siemens с программным обеспечением для контроля и управления УПСВ.

Описание конструкции блоков

Конструкция блоков-укрытий представляет собой раму, сваренную из стального замкнутого профиля, обшитую трехслойными сэндвич-панелями с негорючим утеплителем. Основание блока-укрытия – сварной металлический каркас из стального горячекатаного профиля, покрытый листовым металлом и теплоизолированный базальтовым утеплителем.

Отопление в аппаратурном блоке и блоке управления осуществляется электрическими обогревателями общепромышленного исполнения. Температура внутри помещений обеспечивается не ниже плюс 18°С.

Вентиляция в аппаратурном блоке и блоке управления приточно-вытяжная с естественным побуждением. Естественная приточная вентиляция - из верхней зоны, рассчитанная на однократный воздухообмен и вытяжная, рассчитанная на удаление из нижней зоны 2,5 кратного объема воздуха по полному объему помещения.

Конструкция блоков обеспечивает возможность транспортирования их железнодорожным, водным и автомобильным транспортом.

Монтаж, демонтаж и эксплуатация УПСВ производятся в соответствии с требованиями проекта, выполненного специализированной проектной организацией, руководства по эксплуатации УПСВ, а также «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденных Госгортехнадзором и Госэнергонадзором соответственно.

Производство и приемка работ по монтажу технологического оборудования и технологических трубопроводов производятся в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84.

При нормальном технологическом режиме и при кратковременных нарушениях работы оборудование УПСВ не должно загрязнять выбросами вредных веществ окружающую среду (воздух, воду, почву) выше норм, установленных в стандартах и санитарных нормах:

ГОСТ 17.2.3.02-78 «Охрана природы. Атмосфера. Правила установки допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями».

ГОСТ 17.1.3.05-82 «Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами».

Сепарационная установка

Термин «УПСВ»

УПСВ – это условное обозначение установки предварительного сброса воды. Установка предварительного сброса воды используется для отделения от нефти попутного газа и пластовой воды. Также данная установка осуществляет подогрев нефти и увеличение удельной энергии потока добываемой нефти до следующей системы подготовки. Увеличение удельной энергии по-другому называют дожимом. Установка предварительного сброса воды состоит из следующих элементов – узла сепарации, насосного агрегата, резервуарного парка. Они обычно размещаются в местах расположения дожимных насосных станций. При этом используются уже имеющиеся узлы станции, только перерабатывается технологическая схема. На месторождении такой объект называют дожимной насосной станцией с установкой предварительного сброса воды. На устройстве жидкость последовательно проходит несколько ступеней сепарации или деэмульсации. На разных этапах могут в жидкость добавляться разные реагенты. Попутный газ со ступеней сепарации идет на узел осушки газа, а потом потребителю или же на завод. Жидкость без газа нагревается в печах подогрева и потом идет в деэмульсатор, где осуществляется разрушение водонефтяной эмульсии. Там же проводится гравитационный отстой нефти и последующий раздельный вывод нефти и воды. Затем нефть идет на последнюю ступень сепарации. Оттуда жидкость попадает в резервуарный парк и механические примеси отделяются из неё. После этого, осуществляется предварительный сброс воды и её подача в систему поддержания давления пласта. Для этой функции используется кустовая насосная станция или модульная станция. На насосной станции осуществляется подготовка пластовой воды, а также контроль расходы воды, которая идет в систему ППД. Вода со станций поступает на водораспределительные батареи и затем в нагнетательные станции. После этого нефть идет на следующие стадии её подготовки и переработки. Эти операции осуществляются на установках подготовки нефти, а уже потом на пункте сдачи или заводе.

Наиболее распространенными являются следующие виды установок предварительного сброса воды:
- резервуарного типа с отстаиванием;
- с аппаратным обезвоживанием;
- с комбинированным обезвоживанием.