Северо-Красноярского месторождения

Консорциум н е д р а

Технологическая схема установки подготовки нефти на Красноярском месторождении.

Рис.1.4

Характеристика исходного сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции.

На Красноярскую установку подготовки нефти поступает два вида «Сырой» продукции: газоводонефтяная эмульсия и обезвоженная нефть.

В процессе обработки сырья, получают следующие виды готовой продукции: обессоленная товарная нефть и топливный газ.

Консорциум н е д р а

2.Состав газа, ГОСТ 13379-77:

Краткая характеристика основных химических реагентов, применяемых на Красноярской УПН На Красноярской УПН для осуществления технологического процесса подготовки нефти используются химические

реагенты-деэмульгаторы.

В зависимости от состава активного компонента деэмульгаторы подразделяются на ионогенные, неионогенные и высокомолекулярные ПАВ.

Деэмульгаторы условно подразделяются на водорастворимые и нефтерастворимые в зависимости от типа растворителя и растворимости в водной или нефтяной фазе.

Всвязи с тем, что химические реагенты-деэмульгаторы содержат вредные для здоровья людей вещества, при работе

сними требуются особые меры предосторожности, которые приводятся в инструкции по применению каждого реагента-

деэмульгатора.

Краткая характеристика основных деэмульгаторов, применяемых на Красноярской УПН представлена в таблице

2.12.

Консорциум н е д р а

Примечание: реагенты, не внесенные в данную таблицу, используются согласно Инструкции о применении.

Описание технологической схемы УПН «Красноярская» и технологического процесса.

Подготовка нефти на Красноярской УПН включает в себя следующие основные стадии:

•учет поступающей нефтяной эмульсии;

•обработка поступающего сырья реагентом-деэмульгатором;

•сепарацию нефти от газа;

•предварительное обезвоживание нефти;

•нагрев сырой нефти;

•глубокое обезвоживание нефти;

Консорциум н е д р а

33

•приём нефти и нефтешлама на установку из автоцистерн;

•обработка ловушечной нефти;

•обезвоживание и обессоливание с использованием пресной воды;

•сепарацию товарной нефти (стабилизация);

•хранение и откачка товарной нефти потребителю.

Технологической схемой предусмотрено поступление продукции скважин на УПН двумя потоками:

Iпоток (Н1) – водогазонефтяная эмульсия с участков Красноярского, Северо-Красноярского, Ново-Михайловского

иЗавьяловского месторождений;

IIпоток (Н2) - обезвоженная нефть с Карповской УПСВ

БЛОК КОНЦЕВОЙ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ Поток Н1 водогазонефтяная эмульсия, по трубопроводу Ду – 250 направляется в емкость Е-2/1 (1 ступень

сепарации), где производится разгазирование эмульсии, уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8», выделившийся газ через газовый трап ТГ используется в котельной и на собственные нужды для работы ПП-1,6 №№ 1,2. Высота уровня раздела фаз и давление сепарации задаются в карте технологического режима. Оперативный контроль давления сепарации осуществляется визуально по манометру типа ОБМ – 160, Р – 0-0,4Мпа; 1,5 периодически (при обходах). Температура эмульсии и газа соответствует окружающей среде (летом +16 - +180С; зимой +4 - +60С) и в технологическом процессе не контролируется. Возможно направлять поток Н1 напрямую в Е-2/4, минуя Е-2/1.

Отсепарированная в Е-2/1 эмульсия направляется в Е-2/4 (на 2-ю ступень сепарации), или минуя её на ступень предварительного сброса воды (в РВС-12, отстойники Е-6/1,2).

Консорциум н е д р а

34

Выделившийся газ направляется на факельную свечу. Уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8». Высоты уровней раздела фаз и давления сепарации задаются в карте технологического режима. Оперативный контроль давления сепарации осуществляется визуально, по манометру типа ОБМ-160, Р-0-0,4 МПа; 1,5

БЛОК ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ Блок предварительного сброса пластовой воды состоит из РВС-1000 № 1/1 (12), подпорных и дренажных насосов К-

160/30 3 шт. и емкостей Е-6/1,2 (V-100 м3).

Водонефтяная эмульсия со 2-й ступени сепарации может направляться или в РВС-1/1(12) или в емкости Е-6/1,2.

Возможна совместная работа сырьевого РВС -1/1(12) и емкостей Е-6/1,2.

Нефть со 2-й ступени сепарации (Е-2/4) по трубопроводу Ду-200 мм поступает на вход в РВС-1/1(12). В эту же линию подается горячая дренажная вода с отстойника глубокого обезвоживания О-1, с остаточным содержанием деэмульгаторов. Контроль уровня жидкости в РВС и раздел фаз «нефть-вода» осуществляется по прибору «Гамма-7», показания которого выведены в операторную. Для визуального контроля за разделом фаз и отбора проб резервуар оборудован смотровыми краниками, расположенными на уровнях 1, 2,3, 4, 5м от днища РВС. Отстоявшаяся в РВС, вода насосами К-160/30 НВ-3,4 сбрасывается на ОЧС для последующей закачки в систему ППД[8].

Нефть, через подъёмную трубу (позволяющую производить отбор с разных уровней) подпорным насосом К-160/30

НН-7 подается на прием сырьевых насосов НН-1,2.

Предусмотрены 2 варианта работы отстойников Е-6/1,2: последовательная и параллельная. В емкостях Е-6/1, Е-6/2

происходит частичное разделение водонефтяной эмульсии на нефть и воду. Вода скапливается в нижней части аппарата,

Консорциум н е д р а

35

откуда сбрасывается по линии напорной (герметизированной) канализации в общий трубопровод Ду=200 и на очистные сооружения, где после очистки закачивается в систему ППД.

Частично обезвоженная (до 5%) и разгазированная эмульсия из верхней части аппарата, совместно с потоком Н2(обезвоженная нефть с Карповской УПСВ), направляется по трубопроводу Ду=200 на прием сырьевых насосов НН-

1,2. Для регулирования уровня раздела фаз нефть – вода применяется прибор «Элита», который поддерживает уровень водяной подушки с помощью электрозадвижки. Допускается ручное регулирование уровня раздела фаз (задвижкой) при контроле за водяной подушкой по прибору «Элита» или пробоотборным краникам.

Давление в Е – 6/1,2 контролируется оперативно (при обходах) по манометру ОБМ – 160; 0-0,6 МПа; 1,5. БЛОК СЫРЬЕВЫХ НАСОСОВ

На прием сырьевых насосов НН – 1,2, в трубопровод Ду=200 подается частично обезвоженная водонефтяная эмульсия из Е-6/1,2 или в трубопровод Ду-150 частично обезвоженная водонефтяная эмульсия из РВС-1/1(12)

подпорным насосом НН-7.

Кроме того, в трубопровод перед приемом насосов НН – 1,2 поступает обезвоженная нефть с Карповской УПН, которая по трубопроводу Ду=100 перепускается от узла учета ОУУН в трубопровод Ду-200 от емкостей Е-6/1,2. Также в этот трубопровод подаётся горячая дренажная вода по трубопроводу Ду-100 из дегидраторов ДГ-1,2.

С сырьевых насосов НН – 1,2 вся нефтяная эмульсия, содержащая дренажную воду поступает на блок нагрева на ПП-1,6 № 1,2.

На выкиде насосов НН – 1,2 необходимо поддерживать определенное давление, величина которого задается в карте технологического режима. При понижении и превышении давления сверх заданного на выкиде насосов НН – 1,2

Консорциум н е д р а

36

осуществляется световая и звуковая сигнализация. Кроме того, для визуального оперативного контроля за давлением на выкиде насосов НН – 1,2 установлен манометр типа ОБМ – 160; Р – 0-1,6 МПа; 1,5

Возможно использовать насос НН-8 в качестве резервного сырьевого насоса. БЛОК ПУТЕВЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ПП-1,6

Подогрев нефтяной эмульсии осуществляется на блоке путевых подогревателей ПП-1,6 № 1,2. Топливом служит газ, выделившийся на 1-й ступени сепарации. Тип горелок - инжекционный. Количество горелок – 2. Подогреватель нефти ПП-1,6 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования СА-ПНГ.М-2И, обеспечивающими:

Технологический контроль:

-Уровень теплоносителя внутри сосуда – ДРУ1ПМ;

-Температуры теплоносителя - ТСМУ;

-Тяги в топке.

-Давления топливного газа перед горелкой и запальником - ДМ2005Сг;

-Повышения или понижения давления топливо перед грелками - ДМ2005Сг;

-Наличие пламени в горелках – СЛ-90-1/220;

-Температура нефти на выходе из ПП-1,6 – ТКП-100Эк;

-Давления нефти на входе в ПП-1,6 - ДМ2005Сг;

-Температура нефти на выходе из ПП-1,6 – ТКП – 100Эк;

-Загазованностью – СГГ6М;

Оперативный контроль температуры и давления на ПП-1,6 осуществляется визуально периодически (при обходах)

соответственно по термометрам (0 – 1000С) и манометрам типа ОБМ – 160; Р– 0-1,6 МПа; 1.

Управление внешними исполнительными устройствами электромагнитными клапанами подачи топливного газа,

клапаном – отсекателем топлива, питание датчиков пламени, управление светозвуковой аварийной сигнализацией,

индикацией работы и вывод текстовых сообщений на дисплей,

БЛОК ОБЕЗВОЖИВАНИЯ и ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ Нагретая в путевых подогревателях ПП-1,6 водонефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор поступает в

отстойник О – 1, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду.

Для контроля за уровнем раздела фаз используются прибор «Элита» с выводом показаний в операторную. Контроль за давлением в О - 1 осуществляется по манометру типа ОБМ – 160; Р – 0-1,6 МПа; 1,5. Выделившаяся вода дренируется на вход в РВС-1/1(12)(ступени предварительного сброса) или в ёмкость Е-7 ловушечного хозяйства. Обезвоженная нефть по трубопроводу Ду=150 направляется на обессоливание в ДГ-2. В трубопровод Ду=150 перед дегидратором