2.3 Технологическая площадка и площадка отстойников упн

Нефть со стороны кустов северной части месторождения поступает на узел подключения УПН. Узел подключения - приемный коллектор диаметром 1020 мм, предназначается для усреднения состава нефти. Давление на приемном коллекторе составляет 5,4 – 7,0 кгс/см². Нефть с узла подключения двумя потоками (Ø 530 × 7; 426 × 6) направляется на I ступень сепарации.

На площадке узла подключения кроме приемного коллектора размещаются блочные установки БР для раздельного дозирования в поток нефти деэмульгатора и ингибитора коррозии, а также подземная емкость V 25 м³ для приема дренажа при освобождении приемного коллектора для ремонтных работ.

Неразгазированная нефть поступает в сепарационный блок нефтегазовых сепараторов I ступени. Сепарационный блок состоит из устройства предварительного отбора газа - УПОГ, диаметром 1020 мм и нефтегазовых сепараторов НГС 1, НГС 2 объемами соответственно 100 и 50 м³. УПОГ представляет собой нисходящий трубопровод Ø 1020 мм с углом наклона 6-8 0 , снабженный четырьмя вертикальными газоотводящими патрубками, которые соединены с горизонтальным сборным коллектором. Газонефтяная смесь в УПОГ разделяется на жидкую и газовую фазу. Газ отводится по газосборному коллектору в газовые сепараторы Г 1; Г 2; нефтеводяная эмульсия - в сепараторы НГС1, НГС2/1,2.

Отделившийся в УПОГ, сепараторах НГС1, НГС2/1,2 нефтяной газ для очистки от капельной жидкости поступает в газовые сепараторы Г2, Г1/1,2. Давление газа на выходе Г2, Г1/1,2 составляет 5,4 (6,1) кгс/см². Жидкость, отбитая в газосепараторах, стекает обратно по трубопроводам в сепараторы НГС1, НГС2/1,2/2.

Уровень нефти в нефтегазовых сепараторах поддерживается и равен 0,5 Ø аппарата, давление сепарации 5,1-5,8 кгс/см². Система автоматики I ступени сепарации обеспечивает:

• предупредительную сигнализацию в операторную при верхнем и нижнем предельно-допустимом уровне в нефтегазовых сепараторах НГС1, НГС2/1,2;

• предупредительную сигнализацию появления уровня в газовых сепараторах Г1/1,2; Г2;

• аварийную сигнализацию при отклонениях рабочего давления в системе сепараторов НГС-ГС в большую или меньшую сторону на 15%;

• при отказе в работе регулирующих клапанов с УЭРВМ - автоматическое регулирование уровня, давления электрозадвижками либо дистанционно со щита электрозадвижками.

Частично разгазированная нефтеводяная эмульсия под давлением I ступени сепарации минуя печи ПТБ-10/2,3, поступает в напорный отстойник О-1, работающий в режиме полного заполнения. Давление на входе в О-1 составляет 4,9-5,6 кгс/см², на выходе – 4,8-5,4 кгс/см². После О1 нефть, минуя печи ПТБ-10/2,3, поступает на II ступень сепарации в нефтегазовые сепараторы СГ-1 (СГ-2). Рабочее давление сепарации, равное 2,1-2,6 кгс/см², уровень в сепараторах поддерживаются автоматически клапанами с УЭРВМ или в ручном режиме задвижками на выходе нефти с сепараторов СГ-1,2.

При отказе в работе клапанов, процесс регулируется вручную. На вторую ступень сепарации предусмотрена подача фракции С5 и выше со стороны ректификационной колонны ГКС и возврат конденсата по трубе Ø 114 мм со стороны слаг-кетчеров ГКС.

Газ после первой ступени сепарации под собственным давлением направляется на узел переключения газа УПН II очереди и далее на вторую ступень компрессоров газо-компрессорной станции, газ со второй ступени сепарации вместе с газом третьей ступени сепарации после компремирования на бустерной компрессорной станции до давления II ступени поступает на 1 ступень компрессоров газокомпрессорной станции. Регистрация количества газа производится на узле учета газа, расположенном рядом с технологической площадкой. Давление на узле переключения газа после I ступени составляет 4,2-4,6 кгс/см², давление на узле переключения газа после II и III ступеней сепарации составляет 1,3 – 2 кгс/см².

Для исключения гидратообразования в газовые трубопроводы предусматривается подача метанола. Подача осуществляется из блоков дозирования реагентов «Озна-дозатор» типа БДР-25-3 двумя насосами-дозаторами типа НД-4/63. Расход метанола составляет 0.2л на 1000 м³ газа.

Один блок дозирования осуществляет ввод метанола в трубопроводы на площадке подготовки топливного газа, второй блок – в факельные трубопроводы в начале эстакады УПН – ГКС, ФВД. Жидкость, отбившаяся в ВГС (рис.2.2), собирается в конденсатосборнике Е-1 и под собственным давлением направляется в аварийные емкости АЕ-1÷10.

Рисунок 2.2 Схема вертикального газонефтяного сепаратора

1 – ввод газонефтяной смеси; 2 – раздаточный коллектор; 3 – регулятор давления; 4 – каплеуловительная насадка; 5 – предохранительный клапан; 6 – наклонные плоскости; 7 – датчик регулятора поплавкового типа; 8 – исполнительный механизм сброса нефти; 9 – ратрубок; 10 – успокоительные перегородки; 11 – водомерное стекло; 12 – отключающие краны; 13 – дренажная трубка; 14 – пузырьки газа; 15 – капельки жидкости, уносимые с газом.

I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция; III – секция сбора нефти; IV – каплеуловительная секция.

Нефтяная эмульсия после сепараторов СГ-1, СГ-2 поступает в отстойник обезвоживания нефти 0-2. Отстойник 0-2 работает в режиме полного заполнения. Давление на входе в О-2 составляет 2-2,5 кгс/см², давление на выходе 1,8-2,1 кгс/см².

Отстойник представляет собой емкость объемом 200 м³, разделенную перегородками на три отсека: 1 отсек служит для отделения воды из нефтяной эмульсии, отсек 2 – для окончательного обезвоживания нефти, отсек 3 – для сброса отделившейся воды.

Нефтяная эмульсия поступает в нижнюю часть отстойника по двум перфорированным коллекторам, проходит через отверстия и поднимается в верхнюю часть аппарата. При этом происходит промывка нефти пластовой водой и ее обезвоживание. Обезвоженная нефть поступает в сборные коллекторы и выводится через верх аппарата.

Отделившаяся пластовая вода под давлением отстойника сбрасывается, минуя очистные сооружения, в РВС-2000 очищенных стоков, откуда самотеком поступает на БКНС. Отстойник обезвоживания 0-2 может быть использован в качестве отстойника обессоливания, так как на прием предусмотрена подача пресной воды.

Нефть с остаточной влажностью направляется на III ступень сепарации в сепараторы КС-1 (КС-2), где происходит ее окончательное разгазирование. Давление на III ступени сепарации составляет 1,6-1,8 кгс/см². Газ после третьей ступени сепарации направляется в газовый сепаратор Г-3, а затем на дожимную (бустерную) компрессорную станцию.

Назначение Г-3 – защита входных фильтров бустерных компрессоров от заброса нефти с концевых сепараторов нефти КС-1,КС-2. Дренирование нефти производится по дренажной линии в аварийные емкости ЕА1-10. Защита газосепаратора от чрезмерного повышения давления осуществляется предохранительным клапаном со сбросом газов на факел давления. Давление газа на выходе после III ступени составляет 0,2-0,5 кгс/см².

При остановке газокомпрессорной станции газ с I и II ступеней направляется на ФВД №№ 1,2, газ с III ступени направляется на ФНД УПН II очереди. Переключение газа I и II ступеней сепарации на факела осуществляется на узле переключения газа в ручном и автоматическом режиме. В начало факельных коллекторов предусмотрена подача продувочного газа. В качестве продувочного газа используется газ I ступени сепарации с плотностью 0.841 кг/м³. Минимальный расход продувочного газа рассчитан на скорость продувки ≥ 0.05 м/с.

Факельная установка низкого давления оснащена наземным сепаратором «сухого» типа с постоянным отводом конденсата через обогреваемый трубопровод-гидрозатвор.

Сбор конденсата осуществляется в подземную дренажную емкость, опорожнение конденсатосборника происходит автоматически или по местному включению погружным электронасосным агрегатом НВ 50/50 по трубопроводу в одну из аварийно-дренажных емкостей ЕА /1…10 с дальнейшим возвратом в процесс подготовки нефти.

После III ступени сепарации нефть поступает в РВС №1, где смешивается с нефтью, пришедшей со стороны УПН I очереди и со стороны Гураринского месторождения. Предусмотрена подача нефти после III ступени сепарации непосредственно в товарный парк (РВС№№ 5,6).

Давление в НГС-50 № 1, 2 поддерживается путем прикрытия и открытия задвижек на выходе вручную. Давление составляет 2,0-2,6 кгс/см². Уровень нефти в НГС-50 № 1, 2 контролируется уровнемерами (ДУЖ-1) по минимальному и максимальному с выводом сигнала в операторную. Газ из газового сепаратора (ГС-50) через узел учета газа поступает на факелы высокого давления ФВД №1, № 2. Давление составляет 1,0 – 2,0 кгс/см². Часть газа из ГС-50 поступает по трубопроводу на узел подготовки газа для печей нагрева нефти ПТБ-10; предусмотрена подача газа на узел подготовки топливного газа по газопроводу на котельную.

Частично разгазированная нефть из нефтегазовых сепараторов первой ступени сепарации за счет остаточного давления по трубопроводу поступает в нефтегазовый сепаратор (НГС-100) второй ступени сепарации,

В нефтегазовом сепараторе (НГС-100) второй ступени сепарации происходит окончательное разгазирование холодной нефти. Давление нефти в НГС-100 составляет 1,5-2,0 кгс/см². Уровень в НГС-100 замеряется с помощью уровнемера ДУЖ-1М. Световая сигнализация, минимальный, средний и верхний уровень выведены в операторную. Из НГС-100 разгазированная нефть поступает в технологический резервуар РВС №1 3000 м³ (РВС №2-2000м³). Газ из НГС-100 через узел учета газа поступает на факел низкого давления (ФНД) Давление составляет 0,1-0,3 кгс/см².