Задача №5 Технологическая схема уппн «Куеда»

Установка подготовки и перекачки нефти (УППН) предназначена для обработки нефтяной эмульсии и подготовки ее до товарной кондиции согласно ГОСТ Р 51858-2002 г. На УППН «Куеда» поступает эмульсия с Красноярско-Куединского, Степановского, Гондыревского месторождений ЦДНГ-2, с месторождений ООО «Аксаитовнефть», ООО «Урал-Ойл», ЗАО «Институт РОСТЭК», ООО НК «Сайгас», ООО «Футэк», УППН «Гожан» ЦДНГ-3.

Эмульсия Куединской площади через успокоительный коллектор поступает в устройство предварительного отбора газа (УПОГ), где происходит отделения газа от жидкости при давлении 0,15 – 0,45 МПа. Для контроля за давлением установлены датчики давления А-100. Показание прибора выведены в операторную. В поток эмульсии предусмотрена подача деэмульгатора «Рекод-752А». Отделившийся газ утилизируется через газосепаратор и конденсатосборник на ГКС. Отсепарированная жидкость поступает на ТДФ. При выходе с УПОГ эмульсия смешивается с нефтяной эмульсией поступающей с ДНС №№ 20,21,22,23,25,26 после первой ступени сепарации. В трубопровод ДНС №25 – УППН «Куеда» поступает эмульсия месторождений ООО «Урал - Ойл»

Объединенным потоком эмульсия поступает в трубный делитель фаз (ТДФ). В ТДФ при давлении 0,15 – 0,4 МПа. происходит разделение жидкости на три фазы: нефть, воду, газ. При условии эффективной путевой деэмульсации в ТДФ происходит частичное отделение воды.В зимний период разделение эмульсии происходит при температуре 5-10градусов,летом температура увеличивается до 20 градусов. ТДФ оснащен приборами контроля за давлением на входе и выход. Данные с прибора А-100 выведены в операторную. Уровень раздела фаз контролирует прибор ВК-1200,значения которого выведены в операторную. Частично обезвоженная нефть с ТДФ поступает в отстойники глубокого обезвоживания О – 1,2, объемом 200 м³. Газ, отделившийся в ТДФ поступает через газосепаратор на ГКС и отстойники О – 1,2 для поддержания давления. Отделившаяся вода поступает на блок очистки сточных вод и РВП. В О – 1,2 происходит глубокое обезвоживание при давлении 0,15 – 0,4 МПа. Отстойники оснащены приборами , контролирующими давление на входе и выходе отстойников, уровень раздела фаз. Давление контролирует прибор А-100,уровень раздела фаз контролирует ВК-1200. данные с приборов выведены в операторную.

Обезвоженная нефть поступает на вторую ступень сепарации КСУ сырьевые (№5 – 8). Сепарация газа происходит при давлении 0,005 - 0,05 МПа и температуре 15-20 градусов летом , 5-10 градусов зимой. На КСУ установлены ЭКМ, контролирующие давление в сосуде, при увеличении давления выше допустимого в операторную поступает сигнал «высокое давление» Для контроля за уровнем жидкости на КСУ установлен ДУЖЭ-200, сигнал с прибора выведен в операторную. Отделившийся газ утилизируется через газосепаратор на ГКС Газосепаратор оснащен датчиками РОС. контролирующими давление и уровень конденсата. Сигнал с датчиков выведен в операторную. Учет газа ,утилизируемого на ГКС осуществляется прибором СВГ-800. Дегазированная эмульсия после КСУ (сыр.) поступает в резервуар предварительного сброса №7,8,9 V=5000 м³. Для контроля текущего уровня в РВС в операторной установлены приборы ВК-1200 ,по месту на РВС установлен прибор ДУЖЭ-200, сигнал с которого выведен в операторную. Поступление в РПС осуществляется на уровень 2,5 м. Скорость поступления водонефтяной эмульсии в резервуар составляет – 316 м³/час. Технологической схемой предусмотрена поочередная и одновременная работа резервуаров.

Из РПС нефтяная эмульсия с уровня 8 м и обводненностью 10 – 30% поступает на прием технологического насоса 8НДВ-Н. На насосе установлены манометры ,контролирующие давление на входе и выходе, так же установлен прибор УКТ-38,контролирующий температуру подшипников. Показания данного прибора выведены в операторную. При выходе из РПС эмульсия смешивается с нефтью, поступающей с УППН «Гожан» обводненностью 0 – 10%. Схемой предусмотрена подача деэмульгатора «Сепарол WF» в трубопровод поступления на технологические насосы.

Отделившаяся в РПС вода с уровня 0,5 м поступает в отстойники с гидрофобным фильтром (ОГФ), в РВП №11,13. ОГФ оснащены межфазными уровнемерами показания которых выведены в операторную но прибор ВК-1200М. Давление в сосуде контролирует ЭКМ, сигнал с которого выведен в операторную.

Нефть технологическим насосом перекачивается через нагреватели типа ПТБ-10 или БТП-10, где нагревается до температуры 65 - 70°С. , При работе ПТБ (БТП) контролируется с помощью ЭКМ давление на входе и выходе печи, температуру нагрева жидкости контролирует ТСМ-50 м, установленный на выкидном трубопроводе. Показание прибора выведено в «Сатурн», так же в «Сатурн» выведена температура уходящих газов ,контролируемая прибором ТХА. Контроль за пламенем производит прибор ПУИ. Давление напора воздуха контролирует прибор ДН-2,5. Сигналы со всех приборов выведены в блок «Сатурн». При поступлении эмульсии на ПТБ (БТП) в поток поступает эмульсия с пункта приема ЗАО «Институт РОСТЭК». Поступление эмульсии осуществляется насосом НБ-32 с емкости V=25 м³, в которую сливается эмульсия нефти обводненностью 0 – 15% с автоцистерн месторождений ЗАО «Институт РОСТЭК», ООО НК «САЙГАС», ООО «ФУТЭК». После нагревателей нефть поступает в отстойники второй ступени обезвоживания УДО №1 – 5, V = 200 м³, где происходит отделение воды при избыточном давлении 0,3 – 0,5 МПа. После второй ступени обезвоживания нефть с содержанием воды до 10 – 15% поступает на ЭГ №1 – 6, V= 160 м³. Схемой предусмотрена работа УДО последовательно с ЭГ №1 – 6 и минуя ЭГ №1 – 6. ЭГ №1 – 6 могут работать параллельно и поблочно ЭГ №1 – 3, ЭГ №3 – 6. После ЭГ №1 – 6 нефти с обводненностью 0 – 10% поступает на КСУ товарные (№1 – 4), V=50 м³, где происходит горячая сепарация при температуре 45-50 градусов. КСУ оснащена датчиком предельного уровня ДПУ-1 и ЭКМ, сигналы с приборов выведены в операторную. Отсепарированная нефть поступает в товарные резервуары V=5000 м³ №№1,2,3,4,5,6. Отделившийся газ с КСУ (тов.) поступает на ГКС.

Поступившая в РТН дегазированная нефть подвергается 2-х часовому отстою, затем готовится до достижения анализов нефти согласно ГОСТ Р 51858-2002 . Товарная нефть со стояков 1,3,5м насосами внешнего транспорта ЦНС 300/300 откачивается через СИКН №270 на ПСП.

В процессе глубокого обезвоживания в УДО, ЭГ отделившаяся вода по трубопроводу рециркуляции возвращается в РПС №7- 9. Подтоварная вода, выделившаяся в РТН, подрезается насосом 8НДВ-Н и возвращается по трубопроводу подрезки в РПС №7 – 9 для дальнейшей обработки.