Кушниковского месторождения

67

Сепаратор С-2 горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами объемом 50 м3. Сепаратор снабжен предохранительным клапаном СППК. Сброс газа от предохранительного клапана осуществляется в факельный

сепаратор С-6.

Сепаратор С-6 горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объемом 4 м3.

В аппарате контролируется уровень жидкой фазы, которая периодически сбрасывается в емкость поз.Е-3, а газ на

подогревателем. Объем - 5 м3 . В аппарате контролируется уровень жидкой фазы, которая зa счет давления топливного газа от газосепаратора поз.С-7 периодически передавливается в линию из С-5. Избыток газа сбрасывается на факел.

Дополнительная обработка факельного газа осуществляется в подземной емкости поз.Е-3А , объем емкости V=8

м3. Конденсат из Е-3А под давлением топливного газа передавливается в передвижную емкость (автоцистерну).

- Отсепарированная обессоленная нефть после сепаратора поз.С-2 через клапан регулятора уровня с сигнализацией минимума и максимума направляется в товарные резервуары поз.Р-2/1, Р-2/2, Р-2/3, Р-2/4, Р-2/5, 2/6, 7.

Газовая фаза сверху сепаратора поз. С-2 через задвижку направляется в факельный сепаратор поз.С-6, а затем сжигается на факеле.

Установленные на С-2 средства КИПиА позволяют контролировать:

-максимальный уровень нефти;

-уровень нефти в сепараторе;

Консорциум « Н е д р а »

68

- давление газа в сепараторе.

Дренажи аппаратов установки, а также жидкая фаза сбросов СППК из аппаратов О-I, О-1/1 и О-2 собираются в емкость Е-1 или в емкость Е-8, Е-8А .

Емкость подземная Е-1 – горизонтальный цилиндрический аппарат с подогревателем объемом 40 м3. Откачка емкости Е-1 осуществляется насосом НБ-125 № 1 на прием насосов Н-1/1,2,3.

Емкость Е-8 и Е-8А подземные с контролем уровня жидкости, откачка которых производится насосом НБ-125 № 2 на выход печей П-3/2,3,4

Дренажные эмульсии (сточные воды) со ступени глубокого обезвоживания (из отстойников O-I и О-1/1) проходят дополнительную обработку в отстойнике О-3, а дренажные эмульсии с электродегидраторов Э-1,2 подаются на прием насосов Н-1/1,2,3 для чего в составе установки имеется специальная технологическая линия.

Поток дренажных эмульсий из отстойников О-1, О-1/1 поступает в отстойник О-3.

Отстойник-разделитель поз. О-3 – горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объемом –

200м3.

Вотстойнике-разделителе за счет тепла происходит разделение дренажных эмульсий на нефтяную и водную составляющие.

Нефть сверху аппарата может быть направлена на прием насоса Н-1/1,2,3 или в трубопровод на концевую ступень сепарации в С-2.

Консорциум « Н е д р а »

69

Горячая дренажная вода из отстойника-разделителя О-3 поступает на подогрев сырой нефти турнейского потока на входе в С-1.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в отстойнике-разделителе О-3 контролируется с помощью прибора «Элита».

Очистка нефти от сероводорода Процесс очистки нефти от сероводорода на Заглядинской УПН производится методом отпарки.

Установка очистки нефти от сероводорода включает в себя следующие блоки:

–Блок отпарной колонны;

–Блок нагрева промежуточного теплоносителя;

–Блок рекуперации тепла товарной нефти.

Для очистки нефти от сероводорода обессоленная нефть после электродегидратора ,поз.Э-1 (Э-2), подается на колонну очистки К-101 через ручную задвижку 39, клапан-регулятор давления PIR-23б, электроприводную задвижку

ZV-002.

Нефть подается на верх отпарной колонны К-101. Колонна - вертикальный цилиндричес-кий аппарат с насадкой типа АВР 60×80. D=2000 мм и Н=29900 мм.

Процесс отпарки осуществляется при следующих параметрах:

–температуре верха колонны 45 - 65 °С;

–давление верха колонны 0,14 - 0,16 МПа;

–температура куба колоны 70 - 80 °С;

Консорциум « Н е д р а »

70

–давление куба колонны 0,16 - 0,18 МПа.

Для колонны К-101 схемой автоматизации предусматривается:

•измерение давления в средней по PIT-004 и кубовой по PIT-003 частях колонны;

•измерение температуры в средней по ТТ-002 и кубовой по ТT-003 частях колонны;

•измерение расхода газа по FE-001 с верха колонны;

•измерение и сигнализация аварийно-высокого и аварийно-низкого значений давления газа по PIT-002 в верхней части колонны;

•измерение, автоматическое регулирование и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-

низкого значений давления газа - по PIT-001 в верхней части колонны;

• измерение и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры газа -

по ТТ-001 в верхней части колонны;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого, предупредительно-низкого и аварийно-высокого значений уровня нефти по LE-001 в кубовой части колонны;

•сигнализация аварийно-высокого значений уровня нефти по LS-012 в кубовой части колонны (система ПАЗ).

При достижении уровня нефти в кубовой части К-101 аварийно-высокого значения (2400 мм по LS-012)

автоматически открыть электрозадвижку ZV-101 на существующую концевую ступень сепарации в сепаратор С-2 и

автоматически закрыть электрозадвижку ZV-002 на входе в К-101 (система ПАЗ).

Консорциум « Н е д р а »

71

При достижении давления газа в верхней части К-101 аварийно-высокого значения (0,85МПа по PIT-002)

автоматически открыть электрозадвижку ХV-003 на факел.

Для К-101 поддержание давления на заданном значении обеспечивается регулирующим клапаном PCV-005 на трубопроводе выхода газа из С-101.

Для обеспечения процесса отпарки и поддержания необходимого температурного режима колонны К-101

предусмотрены два рибойлера Т-102/1,2. Рибойлер - горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами с паровым пространством и U-образными трубными пучками. F теплообмена =585 м2; D внутр.кожуха=2000

мм.

Нагрев и испарение легких нефтяных фракций осуществляется за счет промежуточного теплоносителя

(силиконовый теплоноситель SYLTHERM 800), который позволяет осуществлять «мягкий» нагрев нефти, исключающий термическое разложение сернистых соединений углеводородов с образованием вторичного сероводорода и меркаптанов.

При этом температура в рибойлере, равная 95-115 °С, поддерживается клапаном-регулятором температуры,

установленным на выходе теплоносителя из рибойлеров.

Для рибойлеров Т-102/1,2 схемой автоматизации предусматривается:

• измерение, автоматическое регулирование и сигнализация предупредительно-высокого, предупредительно-

низкого и аварийно-высокого значений температуры нефти в кожухе рибойлера Т-103/1,2;

• измерение, сигнализация предупредительно-высокого, предупредительно-низкого, аварийно-высокого и аварийно-низкого значений давления нефти по РIТ-008,

Консорциум « Н е д р а »

72

РIТ-009 в кожухе рибойлера Т-103/1,2;

•измерение, сигнализация предупредительно-высокого, предупредительно низкого, и аварийно-низкого значений уровня нефти по LЕ-003, LЕ-006 в нефтяном отсеке рибойлера Т-103/1,2;

•измерение, автоматическое регулирование и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-

низкого значений уровня нефти по LЕ-004, LЕ-007 в нефтяном отсеке рибойлера Т-103/1,2;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений уровня по LЕ-005, LЕ-008 нефти в испарительном отсеке рибойлера

Т-103/1,2;

•измерение, сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры прямого теплоносителя по ТТ-009;

•измерение, сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры обратного теплоносителя ТТ-012;

•измерение, сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры нефти по ТТ-008, ТТ-011 на выходе из рибойлера Т-103/1,2.

•При достижении давления в испарительном отсеке рибойлера аварийно-высокого значения (0,85МПа по РIТ-008,

РIТ-009) автоматически открыть электрозадвижки ХV-005/1,2 на факел.

Поддержание уровня нефти по LЕ-004, LЕ-007 в нефтяном отсеке рибойлера

Консорциум « Н е д р а »

73

Т-102/1,2 на заданном значении обеспечивается регулирующим клапаном LCV-004 на коллекторе нагнетания насоса Н-102/1,2,3.

При достижении уровня нефти по LЕ-003, LЕ-006 в нефтяном отсеке предупре-дительно-низкого значения (800мм)

автоматически отключить рабочий насос Н-102/1(2,3), при дальнейшем снижеии уровня до аварийно-низкого значения

(600мм) автоматически отключить рабочий насос Н-102/2(1,3).

Поддержание температуры по ТТ-007, ТТ-010 в нефтяном отсеке рибойлера

Т-102/1,2 на заданном значении обеспечивается регулирующим клапаном ТCV-001 на трубопроводе обратного теплоносителя.

Очищенная нефть из нефтяной части рибойлера насосом Н-102/1,2,3 (2 рабочих и 1 резервный), через узел учета и клапан-регулятор уровня подается в блок рекуперации тепла, после которого с температурой около 40 °С - в

существующий трубопровод подачи нефти на С-2 и по существующей системе в резервуары товарной нефти. Н- 102/1,2,3 - центробежный насос, Q=65÷135 м3/ч и Н=120÷140 м.

На линии откачки товарной нефти также предусмотрен блок контроля качества, обеспечивающий контроль содержания сероводорода в нефти.

Блок контроля качества нефти (Комплекс) для анализа сероводорода, метил - и этилмеркаптанов в нефти КС 50.240-

000 (КС 50.240-000-01) с парофазным пробоотборником проточного типа предназначен для измерения содержания сероводорода, метил- и этилмеркаптанов в товарной нефти на потоке в автоматическом режиме.

Функции Комплекса:

Консорциум « Н е д р а »