Технологический процесс добычи и подготовки нефти и схема установки предварительного сброса воды

Направление поступления нефти на ЦППН (Я)

Таблица 7

4.2 Описание технологического процесса и технологической схемы УПСВ месторождения «Южный-Ягун»

Установка предварительного сброса воды предназначена для получения товарной нефти методом термохимической подготовки, путем предварительного обезвоживания, подогрева, добавки деэмульгатора и дегазации сырой нефти, поступающей с ДНС-2,10 Южно - Ягунского месторождения.

Сырая, частично дегазированная нефть, с температурой 5 - 20 С поступает на сырьевую гребенку УПСВ через задвижки № 141, 11, 11\3, 11\4.

Давление на сырьевой гребенке УПСВ поддерживается не более 6 кгс/см2 за счет насосов подачи сырой нефти с ДНС-2-5,10. Ответственность за техническую исправность, ремонт и эксплуатацию нефтепроводов от ДНС до задвижек №№11,11/1,11/2,11/3 на сырьевой гребенке УПСВ несут работники соответствующих ДНС. На месторождении для частичного разрушения эмульсии имеется возможность подавать деэмульгатор.

От сырьевой гребенки сырая нефть под давлением до 6 кгс\см2 по нефтепроводу Ду 700 мм поступает в блок предварительных отстойников О-1/1-5 параллельными потоками. В каждый отстойник нефть поступает через задвижки № 6 - 10 в маточники 2-мя потоками. В нефтепровод перед отстойниками врезаны через задвижки № 1,2 линия деэмульгатора и подачи теплой жидкости для поддержания температуры в отстойниках не ниже 25 градусов С. С сырьевого нефтепровода перед отстойниками имеется возможность через задвижку № 4 направить сырую нефть в резервуары товарного парка через концевую сепарационную установку (КСУ), помимо предварительных отстойников.

Объем каждого водоотстойника 200 м3, рабочее давление 6 кг/см2. Водоотстойники оборудованы запорной арматурой, предохранительными клапанами и техническими манометрами, устройствами для освобождения при подготовке к ремонту и контрольными кранами для визуального контроля за уровнями нефти и воды.

В водоотстойниках происходит предварительное отделение нефти и воды, частичная дегазация нефти (содержание воды понижается до 15 - 30% в зависимости от обводнения нефти, на трубопроводах выхода газа, нефти и воды установлены клапана - регуляторы давления, уровня нефти и воды. Высота воды должна составлять 20 - 95% от общей высоты жидкости в отстойнике.

Через маточники в верхней части водоотстойников частично обезвоженная и дегазированная нефть через задвижки № 14, 17, 20, 23, 26, 27 поступает через клапана регуляторы на подогрев в печи ПТБ-10/1,2,3,4. Попутный газ из водоотстойников по газопроводу, на котором установлен клапан-регулятор давления, направляется в газовый сепаратор С - 4 для улавливания газового конденсата и капель нефти. Отстоявшаяся пластовая вода выводится из водоотстойников через клапаны регуляторы уровней воды по водопроводу, расположенному в нижней части аппаратов, через задвижки № 131, 136, 141, 146, 151 на очистные сооружения в резервуары РВС - 8,10.

Часть пластовой воды направляется через задвижку № 156 в емкость теплоносителя Е-2 объемом 200 м3 для использования воды в качестве теплоносителя. Отстойник может освобождаться от продукта насосами теплоносителя Н - 3/1-3 по линии уловленной нефти в голову потока перед отстойниками О-1/1-5 через задвижку №1. После предварительных отстойников О-1/1-5 есть возможность направить поток нефти помимо печей ПТБ-10/1-4 , через задвижку № 5 , через КСУ в товарный парк.

После отстойников О-1/1-5 нефть под давлением до 5 кг/см2 и с температурой 10 - 25 С поступает в печи подогрева нефти ПТБ10-1,2,3,4 параллельными потоками через задвижки № 28, 30, 31, 32.

В печах нефть подогревается до 30 - 50 С.

Дымовые газы с температурой до 650 С сбрасываются в атмосферу. На нефтепроводах входа и выхода печей установлены задвижки с целью оперативного переключения или отключения печей при необходимости.

Змеевики печей имеют линии освобождения в подземную емкость Е-1. На трубопроводах входа, выхода установлены термопары, манометры и расходомеры.

Эксплуатация печей: пуск, остановка, ревизия, производится согласно «Производственной инструкции по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту газопровода топливного газа, газорегуляторного пункта /ГРП/ печи ПТБ - 10».

Подогретая в печах нефть с деэмульгатором при давлении до 4 кг/см2 и при температуре до 60 0С направляется 2-мя параллельными потоками через задвижки № 34, 35 на ступень горячей сепарации, в сепараторы С-1/1,3. Объем сепаратора 100 м3, рабочее давление до 4 кг/см2. Сепараторы С-1/1,3 оборудованы запорной арматурой, предохранительными клапанами, техническими манометрами, уровнемерами типа ДУЖЭ-200м, сигнализирующими о высоком уровне нефти, уровнемерами типа УБПВ, регулирующими промежуточное положение уровня, а также устройством для освобождения сепараторов при подготовке к ремонту.

В горячих сепараторах С-1/1,3 нефть освобождается от попутного газа при давлении до 4 кг/см2 и температуре 30 - 60 0С.

Попутный газ из сепараторов поз. С-1/1,3 сверху через задвижки № 103 - 105 поступает через клапан-регулятор давления в сепаратор поз. С-3 и через байпасную задвижку № 92 в сепаратор поз. С-4.

Из сепаратора С-3 газ поступает на ГКС, а при избытке давления сбрасывается через задвижку № 127 на факел высокого давления. Из сепаратора С-4 газ поступает на горелки печей ПТБ-10/1-4. Имеется возможность подачи газа на котельную.

Газовый конденсат из сепараторов С-3,4 через задвижки № 209, 213 сбрасывается в промканализацию. Имеется возможность сброса газового конденсата в факельную емкость К-1, конденсат из которой откачивается в трубопровод некондиционной нефти.

Уровень нефти в сепараторах С-1/1,3 регулируется уровнемерами УБПВ. Клапаны регуляторы уровня установлены на нефтепроводах выхода из дегидраторов О-2/1-3.

Дегазированная нефть из горячих сепараторов С-1/1,3 с давлением до 3 кг/см2 и температурой 60 0С поступает через задвижки № 42 - 44 в дегидраторы О-2/1-3, объемом 200 м3 каждый. Нефть в дегидраторах отделяется от воды, содержание воды в нефти понижается до 0,5 - 5%.

Уровень воды поддерживается и регулируется уровнемерами УБПВ и клапанами регуляторами уровня, установленными на трубопроводах выхода пластовой воды из дегидраторов.

Отделившаяся пластовая вода через задвижки № 161, 165, 169 направляется на очистные сооружения в резервуары РВС - 8 - 10 или в емкость теплоносителя Е-2 через задвижку № 157.

Освобожденная от воды нефть по трубопроводам, расположенным в верхней части дегидраторов, выходит через задвижки № 47, 50, 54.

Отстойники - дегидраторы оборудованы запорной арматурой, уровнемерами и линиями опорожнения при подготовке дегидраторов к ремонту. Для периодического визуального контроля уровня воды на дегидраторах установлены контрольные краники. На нефтепроводах после дегидраторов установлен пробоотборник для отбора нефти на анализ. Имеется возможность отбирать для анализа пластовую воду через краники, установленные на трубопроводах выхода пластовой воды.

Обезвоженная нефть после дегидраторов с давлением до 2 кгс/см2 и температурой до 40 0С поступает через задвижки № 57, 58, 59 в концевые сепараторы С-2/1-3, объемом 100 м3 каждый.

В концевых сепараторах нефть освобождается от газа при давлении до 1,05 кг/см3. Газ сверху сепараторов С-2/1-3 через задвижки № 118, 120, 122, 123 поступает в газовый сепаратор С-5, откуда откачивается компрессорами через задвижку № 125 на вакуумную КС, расположенную на установке ЦПС.

Сепараторы С-2/1, С-2/2, С-2/3 концевой сепарационной установки переведены на пониженные параметры на основании результатов проведенного технического освидетельствования. Дальнейшая безопасная эксплуатация согласно прочностных расчетов возможна с рабочим давление не более 3 кгс/см2.

Имеется возможность сброса газа на факел низкого давления через задвижку № 124 после сепаратора С-5. Газовый конденсат и капли нефти из С-5 сбрасываются через задвижку № 205 в дренажную емкость Е-3.

На факельном трубопроводе низкого давления имеется дренажная емкость К-2, конденсат из которой откачивается через задвижку № 149 в трубопровод некондиционной нефти.

Сепараторы оборудованы запорной арматурой, предохранительными клапанами, манометрами и линией освобождения при подготовке их к ремонту. Уровень нефти регистрируется и регулируется уровнемерами типа УБПВ и ДУЖЭ-200м. Клапаны-регуляторы уровня установлены на трубопроводах выхода нефти.

Подготовленная нефть через задвижки № 63, 68, 73 отводится после КСУ в резервуары РВС 1-7. Имеется возможность направлять нефть после дегидраторов помимо концевых сепараторов по байпасной линии через задвижку № 88 в технологические резервуары РВС 1-7. Нефть в технологические резервуары поступает в маточники на отметке 0,6 м для полного отстоя воды.

Имеется возможность для перепуска нефти из технологических резервуаров РВС-1, 3, 5 с отметки 7,5 м в резервуары РВС-2, 4, 6 из которых с отметки 5,5 м нефть поступает на прием насосов внешней откачки нефти и далее через узел учета нефти № 540 нефть откачивается в магистральный нефтепровод совместно с подготовленной нефтью установки ЦПС.

Пластовая вода, которая накапливается в резервуарах РВС 1-7 периодически откачивается насосами Н-11,12 в резервуары очистных сооружений.

В качестве теплоносителя на установке используется пластовая вода, которая накапливается в емкости теплоносителя Е-2 после предварительных водоотстойников О-1/1-5 и дегидраторов О-2/1-3. Емкость Е-2 используется качестве буферной, объем Е-2 200 м3. Емкость оборудована запорной арматурой, уровнемерами, системой освобождения. Пластовая вода из емкости Е-2 насосами теплоносителя Н-3/1-3 подается в «голову» потока через задвижку №1.

На выкидном коллекторе насоса Н-3/1-3 установлен клапан -регулятор уровня воды в емкости теплоносителя Е-2.

Система промышленных колодцев и дождеприемников промышленно-ливнеевой канализации имеет подземную емкость ЕП-62 откуда скопившиеся нефтепродукты откачиваются в линию некондиционной нефти.

Схема приготовления и подачи реагента деэмульгатора. Для обезвоживания и обессоливания сырой нефти на установке УПСВ применяется деэмульгаторы хорошо растворимые в нефти. На установке УПСВ имеется реагентное хозяйство БРХ , состоящее из четырех отдельных блоков-боксов, блока технологических емкостей. Блок технологической емкости включает в себя емкости ЕР-2,3,4. Емкости предназначены для хранения реагента.

Блок разделен на два отсека: технологический и приборный. В технологическом отсеке смонтированы дозировочные насосы НД-2,5 и агрегат насосный Ш-5-25-3,6/4Б-1, а также электронагреватели и указатель уровня.

Дозировочный насос с регулируемый вручную подачей, подает деэмульгатор в концентрированном виде из емкости в сырую нефть через задвижку № 2 перед водоотстойниками О-1/1-5. Производительность насоса до 25 л/час, давление 40 кгс/см2. Агрегат насосный Ш-5-25-3,6/;Б-1 это шестеренчатый насос и предназначен для заполнения емкости. В зимнее время реагент подогревается. В блоках имеется вентиляция и электрообогрев.

Схема подачи топлива на печи нагреватели ПТБ-10. В качестве топлива для печей ПТБ-10 № 1, 2, 3, 4 используется попутный нефтяной газ. Газ на топливо отбирается после отстойников газового конденсата с С-3, 4 , где газ освобождается от газового конденсата с давлением до 0,6 кгс/см2 по газовому трубопроводу поступает на форсунки печей.

Регулирование топливного газа перед форсунками печей производится в ГРП регулятором давления типа РДГ-80-Н, он поддерживает давление 0,6 кгс/см2. На линии поступления газа в ГРП у каждой печи установлен предохранительный клапан и клапан отсечной газовый, фильтр и манометры. Газ, поступающий для топлива, может быть подогрет дымовыми газами, что в зимнее время предотвращает замерзание газа перед форсунками. Удельный вес газа 0,956 кг/м3, теплотворная способность 10000 ккал/м3, элементарный состав газа представлен в таблице.

Таблица 8

Трубопровод подачи топливного газа после монтажа или ремонта продувается газом в атмосферу для вытеснения воздуха в течение 15 минут и содержания кислорода в газе не более 0,5%.

Автоматический контроль технологического процесса. На установке УПСВ для контроля и автоматизации технологического процесса смонтированы пневматические и электрические приборы, предусмотренные проектом.

Для снабжения сжатым осушенным воздухом средств КИП и А на установке имеется блочная компрессорная станция БКС А 10М-1.00.00.000 смонтированная в утепленном блок-боксе и состоящая из двух компрессоров типа 4ВУ-2/9, блока подготовки воздуха, безнагревного блока осушки воздуха и разветвленной по установке системы трубопроводов воздуха, проведенных к средствам КИПиА. Блок-бокс обогревается теплофикационной водой от котельной. В блоке имеется вытяжная вентиляция.

Эксплуатация компрессорной станции осуществляется согласно «Инструкции по пуску, эксплуатации, ревизии и ремонту станции компрессорной БКСА10М-1.00.00.000».

Производительность компрессорной станции при работе одного компрессора составляет 0,083 м3/сек ( 5м3/мин), давление воздуха избыточное 8 кгс/см2 (0,8 МПа), температура воздуха I ступени сжатия при температуре всасываемого воздуха 20 С не более 165 С, Температура внутри бокса +10 С. Производительность блока подготовки БП-100/250 составляет 0,028 - 0,07 м3/сек (1,6-4,2 м3/мин), рабочая температура на входе до +60 С, на выходе до + 25 С.

Производительность блока осушки воздуха автоматического БОВ-100/250 составляет 0,028-0,07 м3/сек, рабочее давление 8 кгс/см2, рабочая температура на входе до +25 С. При этих условиях точка росы осушенного воздуха составляет до -10 С.

Количество воздуха для регенерации осушителя при стабильном режиме составляет 1/5 часть объема воздуха, поступающего на установку.

В качестве адсорбента для осушки воздуха применяется селикогель марки КОМ ГОСТ 3956-76. На одну загрузку расходуются 140 кг селикогеля.

Имеется возможность приема воздуха КИП с установки ЦПС.

Система приборов КИПиА предназначена для поддержания заданных значений параметров технологического процесса, предотвращения возникновения аварийных ситуаций. Температура подогрева нефти после печей ПТБ -10 № 1, 2, 3, 4 контролируется термосопротивлением ТСМ, установленными на трубопроводах выхода нефти из печей. Показание значений температуры выведены в БУС и операторную УПСВ.

В предварительных водоотстойниках О-1/1-5 проектом предусмотрено регулирование уровней пластовой воды на границе раздела фаз вода-нефть и рабочего технологического давления в водоотстойниках. Для регулирования в каждом отстойнике смонтированы уровнемеры типа УБПВ и клапаны-регуляторы уровня воды, установленные на трубопроводах выхода воды из каждого отстойника. При этом уровень пластовой воды поддерживается 20 - 95%. В сепараторах нефти С-1/1,3 смонтированы уровнемеры типа УБПВ и ДУЖЭ-200 М на каждом сепараторе.

Уровнемеры ДУЖЭ сигнализируют о высоком и аварийно высоком уровне в сепараторах, а уровнемеры УБПВ с клапанами регуляторами уровня, установленными на нефтепроводах выхода из дегидраторов 0-2/1-3, регулируют уровень нефти в сепараторах в пределах 20 - 95 %. Показания уровней выведены в операторную УПСВ.

Давление в сепараторах С-1/1,3 регулируется клапаном регулятора давления, установленным на газопроводе из сепараторов в газовый сепаратор С-3. Показания давления выведены в операторную, вмонтированы уровнемеры УБПВ и ДУЖЭ-200М на каждом отстойнике, регулирующие и регистрирующие уровни пластовой воды в пределах 20-95% на разделе фаз нефть-вода. Клапаны-регуляторы уровней воды установлены на трубопроводах выхода пластовой воды из дегидраторов. В концевых сепараторах С-2/1-3 смонтированы уровнемеры УБПВ и ДКЖЭ-200М, регистрирующие и регулирующие уровни нефти (нормальный уровень, высокий и аварийно высокий). Клапаны-регуляторы уровней нефти смонтированы на трубопроводах выхода нефти из сепараторов. Давление в концевых сепараторах контролируются техническими манометрами, установленными на сепараторах.

В емкости теплоносителя Е-2 уровень контролируется и регистрируется уровнемерами УБПВ и ДУЖЭ-200М. Показания выведены в операторную.

В газовых сепараторах С-3, 4, 5 уровни контролируются, регистрируются и регулируются этими же приборами, показания выведены в операторную. Клапаны-регуляторы установлены на трубопроводах вывода газового конденсата в подземные емкости Е-1, 3. Давление контролируется техническими манометрами.

На трубопроводах факела высокого давления и факела низкого давления УПСВ установлены расходомеры Метран-350 предназначенные для измерения расхода и количества газа методом перепада давления с использованием осредняющих напорных трубок в качестве первичных измерительных преобразователей и первичных измерительных преобразователей и передачи информации для управления технологическими процессами и использования в учетных операциях.

На горелках печей ПТБ-10/1-4 УПСВ установлены тягонапоромеры ТНСП-16СгВ3Т4 взрывозащищенные, сильфонные, показывающие, сигнализирующие предназначены для непрерывного измерения избыточного и вакуумметрического давления газообразных сред и управления внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства.

В подземных емкостях Е-1, 3, К-1, 2, Е-62 световая и звуковая сигнализации об аварийно-высоких уровнях выведена в операторную. Погружные насосы включаются автоматически при достижении максимального уровня.

Значение уровней в нефтяных резервуарах, в резервуарах очистных сооружений контролируются уровнемерами типа ВМ-100 с выводом данных на монитор ЭВМ в операторной УПСВ, ДУЖЭ контролирует максимальный аварийный уровень в резервуарах. Для дополнительного контроля давления на всех аппаратах, на нагнетательных линиях насосов, на газопроводах установлены технические манометры.

Пункт налива нефти расположен за территорией УПСВ. Насосная пункта нефтеналива оборудована двумя насосами Н-9/1, 9/2. Максимальное давление на выкиде насосов 8,0 кгс/см2, минимальное - 2,0 кгс/см2, расход до 50 м3/час. Перекачка нефти осуществляется с линии приема насосов внешней откачки. Включение отключение насосов производится дистанционно с операторной ДНС-1. Оператор пункта налива нефти в своей работе должен руководствоваться: инструкцией по охране труда и промышленной безопасности при обслуживании пункта налива нефти, инструкцией по пожарной безопасности для пункта налива нефти ЦППН, а также регламентом по отпуску нефти с пунктов налива нефти предприятий ТПП «Когалымнефтегаз».

Для регулирования частоты оборотов насосных агрегатов НА-2,5 насосной внешней откачки нефти ДНС-1, установлен блок частотных преобразователей состоящий из понижающего трансформатора, преобразователя частоты и выходного синус фильтра. Пуск, остановка и регулирование частоты оборотов электродвигателей насосных агрегатов НА-2, 5 производится с панели управления АСУ ТП из операторной ЦПС и из операторной ДНС-1. Регулирование частоты оборотов производится в диапазоне от 0 до 100 % нагрузки электродвигателя, что позволяет вести регулирование откачки нефти от минимальной до максимальной пропускной способности узла учета нефти № 540.

4.3 Нормы технологического режима

Нормы технологического режима при эксплуатации установки предварительного сброса воды приведены в таблице.

Технологическая карта УПСВ ЦППН (Я)

Таблица 9