Описание технологической схемы УПН-1 ЦППН-7

От УДР через задвижки №№ 131, 133 и электроприводные шаровые краны КШ-1,2 нефтяная эмульсия двумя параллельными потоками направляется на сепарацию в «Устройства предварительного отбора газа» (УПОГ-1, УПОГ-2). Схема управления электроприводными шаровыми кранами КШ-1,2 предусматривает режим дистанционного управления, обеспечивающий оперативное закрытие задвижки при аварийных ситуациях. В УПОГ-1,2 отбирается примерно 80% газа, поступающего на сепарацию. Устройство предварительного отбора газа повышает качество сепарации нефти и сокращает ее потери.

Частично отсепарированная эмульсия из УПОГ-1,2 поступает далее в сепараторы I ступени сепарации С-1/1…С-1/5.

Обвязка сепараторов I ступени сепарации С-1/1…С-1/5 предусматривает объединение потоков нефти через секущую задвижку установленную на коллекторе входа нефти.

На коллекторах Ду 500мм перед входом в сепараторы С-1/1…С-1/5 установлены пробоотборники.

Температура нефти на входе в сепараторы контролируется приборами контура TIA 0141,TIA 0142. Значение температуры выносится на экран компьютера.

В сепараторах первой ступени при давлении 0,1-0,8 МПа (изб) происходит отбор попутного газа.

Давление сепарации поддерживается приборами регулирующего контура PICA 0403 c воздействием на выход газа из сепаратора газового СГ-1 (КР-3). Для сигнализации аварийного значения давления предусмотрен отдельный электроконтактный манометр PIA 0402. Для контроля за уровнем на выходном трубопроводе каждого сепаратора 1 ступени С-1/1…С-1/5 установлен клапан регулирующий. Регулирующие клапаны c пневмоприводами фирмы “FISHER” КР4…КР8 располагаются в блоке БЗРН‑1. (Регулирующий контур LICA 0101,0108,0112,0116,0120–EY 021…025). Для сигнализации верхнего аварийного и нижнего уровней в сепараторах С-1/1…С-1/5 предусмотрены сигнализаторы уровней LSA-0103,0107,0111,0115,0119. Температура и давление в сепараторах контролируются местными манометрами и термометрами PI-0102,0106,0110,0114,0118; TI-0101,0105,0109,0113,0117.

Газ из сепараторов С-1/1…С-1/5 вместе с газом, выделившимся в УПОГ-1 и УПОГ-2, направляется в сепаратор газовый СГ-1. В сепараторе газовом при давлении 0,1-0,8МПа от газа отделяется жидкая фаза и отводится в каждую из линий выхода нефти из сепараторов С-1/1…С-1/2.

Для сигнализации верхнего аварийного уровня в сепараторе газовом СГ-1 предусмотрен сигнализатор уровня LSA 0133 и дистанционный контроль уровня LISA 0134.

Температура и давление в сепараторе СГ-1 контролируются местным манометрами и термометрами PI 0132, TI 0131.

Газ из СГ-1 направляется в блок запорно–регулирующий газовый БЗРГ-1.

В блоке БЗРГ-1 размещено устройство с клапаном регулирующим КР-3 с пневмоприводом Ду250мм, Ру6,3МПа фирмы «Фишер Роземаунт» предназначенное для поддержания давления в заданных пределах в сепараторах I ступени С-1/1…С-1/5 и в сепараторе газовом СГ-1 контур регулирования PICA 0403,0404.

Из блока БЗРГ-1 поток газа первой ступени сепарации вместе с газом от аппаратов УПСВ направляется затем в блок учета газа БУГ1.

В блок учета газа БУГ-1 осуществляется учет количества газа, идущего потребителю или сбрасываемого на факел высокого давления.

В блоке БУГ-1 расположено три диафрагмы УСБ-500-16. Две диафрагмы УСБ-500-16 FQI 1506, FQI 1507 предназначены для замера газа, идущего к потребителю (КС-1), а одна диафрагма для замера газа, сбрасываемого в аварийных случаях на факел ФВД FQI 1505. В тех же коллекторах контролируется давление PIA 1502; 1503; 1504 и температура TIA 1521; 1522; 1523.

Часть газа отбирается до регулирующего клапана на выходе из сепаратора газового СГ-1 (в блоке БЗРГ-1) на собственные нужды и поступает в блок узла улавливания конденсата БУУК-1.

На выходе нефтяной эмульсии после блока БЗРН-1 установлен блок арматурный БАР-1. С помощью задвижек, установленных в данном блоке нефтяная эмульсия, пройдя первую ступень сепарации, может направляться:

на прием насосов внешней перекачки;

на установку предварительного сброса воды;

в буферы-сепараторы.

Нефтяной поток от установок предварительного сброса воды через блок БАР-1 может поступать сразу в буферы-сепараторы, минуя установки УТПН.

В случае необходимости в трубопровод внешнего транспорта нефти подается ингибитор коррозии, дозировочными насосами входящими в состав БРХ-4.

После сепарации нефтяная эмульсия поступает на установки сброса воды УПСВ-1…4.

В качестве отстойников предварительного сброса приняты аппараты типа "Хитер-Тритер" тип‑1(импорт).

Установка предназначена для сброса основного количества воды из поступающей жидкости с помощью нагрева. Паспортная мощность по жидкости одного аппарата УПСВ составляет 6730 м³/сут.

В емкость аппарата поступает нефть, вода и попутный газ. Жидкая фаза попадает во входной отсек установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Отделившийся газ через коалесцирующий фильтр выводится из емкости. Эмульсия, нефть и связанная вода проходят вокруг жаровой трубы. Несвязанная вода собирается на дне емкости в зоне отстоя.

Температура в жаровых трубах или топке поддерживается путем сжигания попутного нефтяного газа. В установках УПСВ в качестве топливного газа может быть использован собственный газ, выделившийся в процессе сепарации. Чтобы в систему подачи топливного газа не попадала жидкость, топливный газ проходит скруббер, расположенный в блоке управления.

С торца емкости находится блок управления, представляющий собой помещение, в котором располагаются задвижки, трубы и приборы для контроля, измерения и управления потоками жидкости в емкости, процессом нагрева и сжигания газа.

В УПСВ-1…4 идет нагрев эмульсии до температуры 55⁰С, сепарация попутного газа при давлении 0,1-0,7 МПа и сброс отделившейся воды.

Газ данной ступени сепарации направляется к узлу учета газа, где производится его совместный учет с газом первой ступени сепарации.

Пластовая вода направляется на очистные сооружения.

Пройдя установку предварительного сброса воды нефтяная эмульсия с остаточным содержанием воды до 30%…35% направляется на установку подготовки нефти (УТПН-1…8), где происходит подготовка нефти до остаточного содержания воды не более 5% при температуре до 55⁰С и давлении Р=0,1-0,6 МПа.

В установках подготовки нефти УТПН-1…8 происходит, кроме нагрева эмульсии, ее электрохимическая обработка. Установки подготовки нефти оборудованы трансформатором, создающим высокое напряжение между двумя решетками внутри аппарата, что способствует качественному отделению воды от нефти.

Установки подготовки нефти (УТПН-1…8) оснащены средствами автоматики и системой подачи топливного газа.

С торца аппаратов располагаются блоки управления, представляющие собой помещение, в котором размещаются задвижки, трубы и приборы для контроля, измерения и управления потоками жидкости в емкости, процессом нагрева и сжигания газа. Паспортная мощность по жидкости одного аппарата УТПН составляет 2560 м³/сут.

При необходимости эмульсия из аппаратов «Хитер-Тритер» сбрасывается в емкости Е-6…Е-9. На линии аварийного сброса жидкости установлены задвижки с электроприводом, управление которыми осуществляется дистанционно из операторной. Так же дистанционно происходит управление задвижками с электроприводом, расположенными на линии выхода газа из аппаратов.

Для снабжения установок подготовки нефти топливным газом используется газ из отдельного источника. Для осушки поступающего на топки газа используется скруббер топливного газа СТГ-1 поставки фирмы "Sivalls. Inc", оснащенный дренажным клапаном, позволяющим периодически сбрасывать накопившуюся жидкость вручную. Расход топливного газа зависит от многих внешних факторов и находится в пределах 0 – 40000 м³/сут.

В скруббере топливного газа СТГ-1 выполняется контроль следующих параметров:

давление газа в сепараторе СТГ-1 при помощи регулятора давления РД1 (поставка фирмы "Sivalls. Inc");

уровень жидкости в сепараторе СТГ-1 при помощи сигнализаторов уровня LS-LSH12 последний включен в схему противоаварийной защиты и поставляется комплектно с технологическим аппаратом;

расход, давление и температуру топливного газа к УТПН при помощи преобразователей FQI-7203, PIA-7202, TIA-7201.

Скруббер оборудован блоком предохранительных клапанов, газ от которых поступает на факел низкого давления. Накопившийся конденсат вручную по сигнализатору уровня сбрасывается в емкость Е-4. На площадке скруббера расположены задвижки №№ 2/137, 2/138, отключающие поступление газа к топкам аппаратов «Хитер Тритер» в аварийном случае.

Для обеспечения эффективного ведения процесса обезвоживания в поток нефтяной эмульсии вводится деэмульгатор. Согласно рекомендациям науки предусмотрена подача деэмульгатора в одну точку перед сепараторами I ступени (в каждый входной коллектор нефтяной эмульсии). Удельный расход реагента-деэмульгатора зависит от марки реагента, стойкости поступающей эмульсии, её температуры, объёма.

На вход нефти перед УПОГ-1,2 для предотвращения образования солей на стенках труб вводится ингибитор солеотложения.

Газ, выделившийся в установках подготовки нефти УТПН-1…8, поступает на ГКНС и далее на КС-1.

Пластовая вода совместным потоком воды первой ступени обезвоживания общим объёмом 900 - 1200 м³/ч и температурой 20-55^оС направляется на очистные сооружения. Объём воды, откачиваемой насосами блочной насосной станции в систему ППД, замеряется FQI 651, FQI 652.

Нефть от установок подготовки нефти УТПН 1…8 общим объёмом 18000 – 19500 м³/сут. направляется в сепараторы–буферы С-1/6…С-1/10. Сепараторы–буферы работают в качестве концевой сепарационной установки (КСУ).

Уровень в сепараторах-буферах С-1/6…С-1/10 поддерживается регулирующими клапанами с пневмоприводами КР 9…КР 13, расположенными в блоке БЗРН2 – контур регулирования LICA 0164,0168,0172,0176,0180. Для сигнализации верхнего аварийного и нижнего уровней в сепараторах С-1/6…С-1/10 предусмотрены сигнализаторы уровней LSA-0163,0167,0171,0175,0179. Температура и давление в сепараторах контролируются местными манометрами PI 0162,0166,0170,0174 и термометрами TIA 0161,0165,0169,0173,0177.

Нефть из сепараторов КСУ С-1/6…С-1/10 сбрасывается в резервуары РВС-1…8. Резервуары РВС-1…8 емкостью 10000 м³ предназначены для подготовки и приема нефти в аварийной ситуации, а также для хранения подготовленной.