Султангулово-Заглядинского месторождения 2

30

Продолжение таблицы 2.6

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

32

Компонентный состав нефти

Таблица 2.7

Компонентный состав нефтей, поступающих на УПН

Описание технологического процесса и технологической схемы установки На Заглядинскую установку подготовки нефти поступает два водонефтяных потока – турнейский и девонский.

Обработка поступающей продукции скважин осуществляется на следующих технологических ступенях:

-предварительное обезвоживание нефти (раздельно по потокам);

-глубокое обезвоживание нефти (совместно);

-электрообессоливание нефти (совместно);

Консорциум « Н е д р а »

33

-дополнительная обработка дренажных эмульсий и ловушечной нефти (совместно);

-товарный парк (совместно).

Для обеспечения процесса подготовки нефти в состав установки подготовки нефти входят реагентное хозяйство, узел подачи пресной воды для обессоливания, компрессорное хозяйство, станция пенотушения.

Консорциум « Н е д р а »

34

Турнейский поток Ступень предварительного обезвоживания

Предварительно обезвоженная нефть ЦДНГ-2 и 5, бригады № 5 ЦДНГ-3 по нефтепроводу «Тархановская УПСВ-

Заглядинская УПН» и нефтяная эмульсия бригады № 4 СДНГ-3 раздельно по потокам, через узлы учета поступают на ступень предварительного обезвоживания турнейского потока.

Пройдя узел учета пластовая продукция со скважин Заглядинского месторождения по трубопроводу Ду100 в количестве 665 м3/сут поступает на первую ступень сепарации в сепараторы Свх-1 и Свх-2 (НГС1-1,6-2400-2-И) V = 50

м3, работающие параллельно.

В сепараторах Свх-1 и Свх-2 при давлении 0,25 МПа и температуре 5-15 0С осуществляется разделение продукции скважин на жидкость и газ.

Давление в сепараторах Свх-1 и Свх-2 регулируется клапанами РСV-01 и РСV-02, установленными на линиях выхода газа из сепараторов. Выходящий из сепаратора газ используется на собственные нужды или сбрасывается на факел.

Установленные средства автоматизации позволяют осуществлять:

-контроль и регистрацию текущих значений давления газа в сепараторах с отслеживанием и сигнализацией предельных значений Свх-1 (РYIA1б) и Свх-2(РYIA3б);

-контроль и сигнализацию текущих значений уровня жидкости в сепараторах с отслеживанием и сигнализацией предельных значений Свх-1 (LY2б) и Свх-2(LY4б);

-автоматическое регулирование давление газа в сепараторах Свх-1, Свх-2 с помощью регулирующих клапанов PCV01, PCV-02 соответственно;

Консорциум « Н е д р а »

35

- автоматическое регулирование уровня жидкости в сепараторах Свх-1, Свх-2 с помощью регулирующих клапанов

LCV-01, LCV-02 соответственно;

- местный контроль давления и температуры жидкости в сепараторах (манометр технический МП4-У и термометр биметалический А5526-63-50-G1/2А-230).

Для защиты сепараторов Свх-1 и Свх-2 от превышения давления на аппаратах установлены предохранительные клапаны. Для сброса давления из сепараторов Свх-1 и Свх-2 предусмотрена перемычка между линией выхода газа и линией сброса газа на факел.

Через клапаны-регуляторы уровня LCV-01 и LCV-02 дегазированная нефть из сепараторов Свх-1 и Свх-2 поступает на гребенку. Туда же через существующие узлы учета раздельно по потокам поступает предварительно обезвоженная нефть с Тарханской УПСВ, а нефтяная эмульсия с Султангуловского месторождения - в теплообменник Т-1.

Т-1 кожухотрубчатый теплообменник типа «нефть-нефть» с площадью теплообмена 519 м2.

В теплообменнике поз.Т-I эмульсия, проходящая по трубкам, нагревается до 19 0С теплом горячей обессоленной нефти, проходящей по межтрубному пространству . В поток нефти, после теплообменника Т-I, со ступени дополнительной обработки дренажных эмульсий и ловушечной нефти подается горячая дренажная вода.

После теплообменника Т-I поток нефти обрабатывается деэмульгатором и направляется в сепаратор поз.С-I.

Сепаратор поз.С-I - горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами объемом 100 м3.

В сепараторе поз.С-I при давлении 0,10 МПа происходит отделение газа от нефти. Газ сверху сепаратора поз.С-I

уходит на сооружения по утилизации газа.

Установленные средства КИПиА позволяют контролировать:

Консорциум « Н е д р а »

36

-максимальный уровень в С-I (LSA-33);

-уровень раздела фаз в С-I (LYA-34A);

-давление в С-I (РIA-I, 2-24).

С целью защиты сепаратора поз.С-I от разрушения при аварийном повышении давления выше расчетного установлен предохранительный клапан СППК-4. Сброс после клапана осуществляется в факельный сепаратор поз.С-6.

После сепаратора поз.С-I нефтяной поток поступает в резервуары поз.P-I/1,2,3 – вертикальные стальные цилиндрические емкости объемом 2000 м3 каждый.

В резервуарах поз.Р-I/I,2,3 под воздействием деэмульгатора и температуры происходит отделение части пластовой воды от нефти. Отделившаяся пластовая вода через регулирующий клапан сбрасывается на очистные сооружения, откуда после очистки методом отстаивания, утилизируется в системе ППД (поддержание пластового давления), а частично обезвоженная нефть направляется в приемную линию насосов поз.Н-I/1,2,3.

Имеется схема обработки нефти с применением блока БУОН-200/1,6-Г (блок унифицированный обезвоживания нефти). При этом нефть из С-1 подается в аппарат БУОН под давлением 0,10 МПа, где происходит отделение от нефти пластовой воды. Пластовая вода под контролем уровня через регулирующий клапан LCV направляется в линию пластовой воды. Нефть после отстоя под давлением системы направляется на всас насосов Н1/1,2,3 и далее по технологической схеме.

Девонский поток Ступень предварительного обезвоживания

Консорциум « Н е д р а »

37

Обводненная нефтяная эмульсия с девонских скважин Султангулово-Заглядинского месторождения по трубопроводу Ду100 в количестве 214 м3/сут и обводненности 70-75 % масс.пройдя узел учета поступает на первую ступень сепарации

всепаратор Свх-3 (НГС1-1,6-2400-2-И) V = 50 м3.

Всепараторе Свх-3 при давлении 0,5 МПа и температуре 5-15 0С осуществляется разделение продукции скважин на жидкость и газ.

Давление в сепараторе Свх-3 регулируется клапаном РСV-03, установленным на линии выхода газа из сепаратора.

Газ из сепаратора используется на собственные нужды в качестве топливного газа или сбрасывается на факел.

Установленные средства автоматизации позволяют осуществлять:

-контроль и регистрацию текущих значений давления газа в сепараторе с отслеживанием и сигнализацией предельных значений Свх-3 (PYIA5б);

-контроль и сигнализацию текущих значений уровня жидкости в сепараторе с отслеживанием и сигнализацией предельных значений Cвх-3 (LY6б);

-автоматическое регулирование давления газа в сепараторе Свх-3 с помощью регулирующего клапана PCV-03

соответственно;

- автоматическое регулирование уровня жидкости в сепараторе Свх-3 с помощью регулирующего клапана LCV-03

соответственно;

- местный контроль давления и температуры жидкости в сепараторе.

Консорциум « Н е д р а »

38

Для защиты сепаратора Свх-3 от превышения давления на аппарате установлены предохранительные клапаны. Для сброса давления из сепаратора Свх-3 предусмотрена перемычка между линией выхода газа и линией сброса газа на факел после ППК.

Через клапан-регулятор уровня LCV-03 дегазированная нефть из сепаратора Свх-3 поступает на гребенку, куда, через существующий узел учета также поступает нефтяная эмульсия с Султангуловского месторождения, и далее в подогреватель поз.П-3/1,2,3.

Опорожнение технологических трубопроводов, сбор дренажных сливов, образующихся в результате пропарки трубопроводов и сепараторов Свх-1,2,3 предусмотрена подземная дренажная емкость Е-6 V= 40 м3 с электронасосным агрегатом НВ 50/50.

Откачка дренажных сбросов производится либо на вход сепаратора Свх-1,2, либо в автоцистерну для вывоза на очистные сооружения.

Емкость поз.Е-6 снабжена средствами автоматизации:

-местный контроль уровня в емкости;

-сигнализация максимального и минимального уровня дренажа (LYS7б);

-автоматический останов погружного насоса дренажной емкости по минимальному уровню (НS12а);

-сигнализация рабочего состояния насоса.

Поток нефти под давлением 0,5 MПa поступает в подогреватель нефти поз.П-3/1,2,3. Перед подогревателем подается

деэмульгатор от реагентного блока БР-10 поз.БР-3.

Консорциум « Н е д р а »

39

Подогреватель поз.П-3/1,2,3 с водяным теплоносителем служит для нагрева нефтяной эмульсии. Производительность по нефти - 2350 т/сут. Тип горелок - инжекционный. Количество горелок – 2. Система автоматики и контроля поставляется комплектно вместе с подогревателем и устанавливается по месту, кроме блока автоматизации безопасности

«Аргус», который монтируется в операторной.

В составе средств КИПиА имеются:

-манометр электроконтактный – МПЧ-IV;

-термометр электроконтактный – ТПП4-IV;

-регулятор давления РДУК-26-50/35 на ГРП;

-регулятор температуры РТ-П50-2;

-манометры, термометры, указатели уровня (по месту).

Комплекс приборов КИПиА обеспечивает:

-автоматическое регулирование давления топливного газа перед горелкой, температуру теплоносителя;

-автоматическое отключение топливного газа от горелок при погасании пламени запальника и горелки;

-регулирование давления в змеевике;

-повышение давления в змеевике;

-контроль давления, температуры и уровня;

-сигнализацию в операторной об аварийном состоянии подогревателя в виде одного нерасшифрованного сигнала.

Подача топливного газа в газогорелочную систему подогревателя осуществляется из газосепаратора поз.С-7 и далее

через ГРП (газораспределительный пункт).

Консорциум « Н е д р а »