Кушниковского месторождения

52

Обработка поступающей продукции осуществляется на следующих технологических ступенях:

-сепарация (раздельно по потокам турнейский и девонский);

-предварительное обезвоживание нефти (раздельно по потокам девонский и турнейский);

-глубокое обезвоживание нефти (совместно – девонский, турнейский, турней Тарханы, нефть подрядных организаций);

-электрообессоливание нефти (совместно);

-очистка нефти от сероводорода;

-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, узел налива нефти, блок подачи нейтрализатора сероводорода.

Турнейский поток

Ступень предварительного обезвоживания

Предварительно обезвоженная нефть с Тарханской УПСВ по нефтепроводу «Тарханская УПСВ-Заглядинская УПН» и газоводонефтяная эмульсия Султангулово-Заглядинского месторождения ЦДНГ-3 раздельно по потокам, через узлы учета (на входе с Тарханской УПСВ и после Свх-1,2) поступают на ступень предварительного обезвоживания

Консорциум « Н е д р а »

53

турнейского потока в РВС-1/1,2,3. Предусмотрена возможность направлять частично обезвоженную нефть с Тарханской УПСВ на приём «сырьевых» насосов НН-1/1,2,3, минуя ступень предварительного сброса.

Пластовая продукция со скважин Султангулово-Заглядинского месторождения поступает на первую ступень сепарации в сепараторы Свх-1 и Свх-2, работающие параллельно.

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

Давление и уровень жидкости в сепараторах Свх-1 и Свх-2 регулируется клапанами, 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-1,2;

-контроль и сигнализацию текущих значений уровня жидкости в сепараторах с отслеживанием и сигнализацией предельных значений Свх-1,2;

-автоматическое регулирование давление газа и автоматическое регулирование уровня жидкости в сепараторах Свх-1, Свх-2 с помощью регулирующих клапанов;

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

-местный контроль давления и температуры жидкости в сепараторах.

Консорциум « Н е д р а »

54

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, LCV-02 частично разгазированная нефтяная эмульсия из сепараторов Свх-1 и Свх-2 поступает на узел учета № 2.

С узла учета частично разгазированная нефтяная эмульсия Султангулово-Заглядинского месторождения поступает через электроприводную запорную арматуру XV-023/2 в теплообменник Т-1 или через электроприводную запорную арматуру XV-023/1 во вновь запроектированные теплообменники – рекуператоры Т-104 (Т-101/3) - резервный) для подогрева горячей товарной нефтью и далее поступает в сепаратор С-1.

В случае необходимости, нефтяная эмульсия может непосредственно подаваться в сепаратор С-1.

Через узел учета № 1 в теплообменник Т-1 или в теплообменник Т-104 (Т-101/3) может поступать предварительно обезвоженная нефть с Тарханской УПСВ.

Примечание . Теплообменник Т-1 отключен для замены на теплообменник Т-104.

Т-104 - пластинчатый теплообменник с площадью теплообмена 65 м2, Т-101/3 - пластинчатый теплообменник с площадью теплообмена 63 м2,

В теплообменнике поз.Т-I04 нефтяная эмульсия нагревается до 25 - 40 0С теплом горячей очищенной нефти, подаваемой из рибойлеров Т-102/1,2 насосами Н-102/1,2,3 через теплообменники Т-101/1,2 и теплообменники Т-105/1,2.

Консорциум « Н е д р а »

55

В теплообменнике поз.Т-I01/3 нефтяная эмульсия нагревается до 50 - 60 0С теплом горячей очищенной нефти,

подаваемой насосами Н-102/1,2,3 из рибойлеров Т-102/1,2.

Температура сырой нефти на выходе из теплообменника Т-104 (Т-101/3) контролируется по прибору ТТ-034 (ТТ-

032)с сигнализацией предельных параметров.

Сепаратор С-1 - горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами объемом 100 м3.

Всепараторе С-1 при давлении 0,02-0,15 МПа происходит 2- я ступень сепарации нефтяной эмульсии. Газ с верха сепаратора С - 1 уходит на сооружения по утилизации газа (факельная свеча).

Установленные средства КИПиА позволяют контролировать:

-максимальный уровень в С-1;

-уровень раздела фаз в С-1;

-давление в С-1.

С целью защиты сепаратора С-1 от разрушения при аварийном повышении давления выше расчетного установлен предохранительный клапан СППК-4. Сброс после клапана осуществляется в факельный сепаратор С-6.

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

В резервуарах Р-I/I,2,3 под воздействием гравитации, деэмульгатора и температуры происходит отделение части пластовой воды от нефти. Отделившаяся пластовая вода сбрасывается на Заглядинские очистные сооружения, а

частично обезвоженная нефть направляется в приемную линию насосов Н-I/1,2,3. Для сброса отделившейся пластовой

Консорциум « Н е д р а »

56

воды, в случае необходимости включается в работу подпорный насос К-160/30, смонтированный на линии сброса пластовой воды с Р-1/1,2,3 на Заглядинские очистные сооружения..

Девонский поток

Ступень предварительного обезвоживания

Газоводонефтяная эмульсия с девонских скважин Султангулово-Заглядинского месторождения поступает на первую ступень сепарации в сепаратор Свх-3. Перед сепаратором Свх-3 или после него подается деэмульгатор от реагентного блока БР-10 установкой БР-3.

В сепараторе Свх-3 при давлении 0,25-0,55 МПа и температуре 5-15 0С осуществляется разделение продукции скважин на жидкость и газ.

Давление и уровень жидкости в сепараторе Свх-3 регулируется клапаном, 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;

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

Консорциум « Н е д р а »

57

-автоматическое регулирование давления газа и уровня жидкости в сепараторе Свх-3 с помощью регулирующего клапана;

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

-местный контроль давления и температуры жидкости в сепараторе.

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 нефтяная эмульсия с Султангулово - Заглядинского месторождения из сепаратора Свх-3 поступает на узел учета № 2, и далее через электроприводную запорную арматуру

XV-025/2 в подогреватель поз.П-3/1 или через электроприводную запорную арматуру XV-025/1 во вновь запроектированный теплообменник – рекуператор Т-103 (Т-101/3 – резервный).

Втеплообменнике - рекуператоре Т-103 (Т-101/3) дегазированная нефтяная эмульсия подогревается горячей товарной нефтью.

Т-103 - пластинчатый теплообменник с площадью теплообмена 85 м2, Т-101/3 - пластинчатый теплообменник с площадью теплообмена 63 м2,

Втеплообменнике поз.Т-I03 нефтяная эмульсия нагревается до 45 - 65 0С теплом горячей очищенной нефти, подаваемой из рибойлеров Т-102/1,2 насосами Н-102/1,2,3 через теплообменники Т-101/1,2 и теплообменники Т-105/1,2.

Консорциум « Н е д р а »

58

Температура сырой нефти в Т-103 регулируется клапаном TCV-037, установленным на линии подачи товарной горячей нефти в Т-103.

В теплообменнике поз.Т-101/3 нефтяная эмульсия нагревается до 50 - 60 0С теплом горячей очищенной нефти,

подаваемой насосами Н-102/1,2,3 из рибойлеров Т-102/1,2.

Температура сырой нефти на выходе из теплообменника Т-103 (Т-101/3) контролируется по прибору ТТ-037 (ТТ-

032)с сигнализацией предельных параметров.

После теплообменника Т-103 (Т-101/3) подогретая нефть направляется в отстойник поз.О-2.

Опорожнение технологических трубопроводов, сбор дренажных сливов, образующихся в результате пропарки трубопроводов и сепаратора Свх-3 предусмотрено в подземную дренажную емкость Е-6, V= 40 м3.

Откачка дренажных сбросов производится в автоцистерну для вывоза на очистные сооружения.

Емкость Е-6 снабжена средствами автоматизации:

-местный контроль уровня в емкости;

-сигнализация максимального и минимального уровня дренажа;

Поток нефти под давлением 0,3-0,5 MПa поступает в подогреватель нефти П-3/1.

Подогреватель П-3/1. с водяным теплоносителем служит для нагрева нефтяной эмульсии. Производительность по нефти - 2350 т/сут. 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:

Консорциум « Н е д р а »