Файл: Кочергиной Марины Андреевны идо, группа р 520 Вид работы Аттестационная работа слушателя идо пояснительная записка.docx

Сбрасываемая из трехфазных сепараторов подтоварная вода направляется на подготовку во второй технологический модуль БМК-2 - в аппараты ОВ-1, 2 (V=200 м³ каждый), работающие в параллельном или последовательном режимах. Аппараты ОВ-1, 2 работают под давлением полным сечением, что обеспечивает максимальную эффективность очистки воды. Поступающая вода распределяется равномерно по сечению аппарата с помощью системы распределения и коалесценции. За счет небольшого сопротивления движению эмульсии происходит образование вихревых следов в потоке жидкости, в которых интенсифицируется слияние капель нефти.

После системы распределения вода проходит через систему коалесцирующих насадок. При движении воды по насадкам происходит гравитационное улавливание, коалесценция и отделение нефти и механических примесей. В каждой насадке имеются окна (прорези), расположенные в пространстве таким образом, что между всеми насадками по высоте образуются вертикальные каналы для вывода уловленной нефти и механических примесей.

Далее вода проходит через систему распределения и попадает во вторую фильтрующую зону аппарата.

Вода из коробов проходит по трем перфорированным трубам, через слой уловленной нефти (принцип работы гидрофобного отстойника) к самоочищающимся фильтрующим элементам.

Каждая зона аппарата оборудована независимой системой промывки и дренажа.

Уловленная в отстойниках воды нефть собирается в нефтесборных колпаках, где ее уровень контролируется межфазным уровнемером и через регулирующие клапаны LCV-07, LCV-09 сбрасывается в подземную дренажную емкость ЕД-4. Контроль уровня нефти в ЕД-4 осуществляется с помощью уровнемера LT-539 и при достижении в ней заданного верхнего уровня включается насос НП-4 для откачки нефтяной эмульсии на вход в ТФС-1, 2. Подтоварная вода через регулирующие клапаны LCV-08 и LCV-10 поступает из отстойников на дегазацию (в аппарат буфер-дегазатор воды БДв-1).

Буфер-дегазатор воды БДв-1 V=200 м ³ предназначен для разгазирования пластовой воды и очистки от нефти и механических примесей. Внутренние устройства БДв-1 имеют возможность дополнительного улавливания тонкого слоя нефти, незначительное количество которой может выделиться из воды в результате флотационного процесса возникающего при разгазировании подтоварной воды. Собираемая нефть из нефтесборника БДв-1 по мере накопления отводится в ЕД-4. Выделившийся в БДв-1 газ направляется в коллектор газа низкого давления (НД) и поступает на ГКС «ТАКАТ».

---

Насосная внешней перекачки нефти состоит из трех насосов Н-1,2 типа ЦНС 180/383 и Н-3 типа ЦНС 180/297 с асинхронными электродвигателями мощностью по 315 кВт и напряжением питания 0,4 кВ, режим работы - два рабочих, один резервный. Насосная станция используется в технологическом процессе на установке предварительного сброса воды как активный элемент управления уровнем в аппарате дегазации нефти БДн-1. Два рабочих нефтяных насоса перекачивают нефть по нефтепроводу Савельевка-Бобровка на расстояние 14 км до установки подготовки нефти Бобровского месторождения. Диапазон расхода нефтяной насосной станции от 65 м³/ч до 260 м³/ч. Диапазон давлений, необходимый для прокачки нефти по нефтепроводу, от 0,7 МПа до 3,8 МПа.

Работа 2-х насосных агрегатов обеспечивает откачку максимального расхода нефти из буфера-дегазатора БДн-1.

Обезвоженная до 40 % нефть насосами Н-1, 2, 3 через узел оперативного учета нефти (СИКН) под давлением до 3,8 МПа направляется на дальнейшую подготовку на Бобровскую УПН. Выделившийся при дегазации в аппарате БДн-1 газ направляется в коллектор газа НД и далее на ГКС и после компримирования в магистральный газопровод «Бобровка-Кулешовка».

На всасывающей линии насосов Н-1, 2, 3 установлены фильтры жидкостные ФЛ-6, 7 для извлечения механических примесей из перекачиваемой нефти.

Газ из трехфазных сепараторов ТФС-1, 2 и газовых сепараторов ГС-1, 2 поступает в газовый сепаратор ГС-3, объемом 4 м³ для отделения углеводородного конденсата.

Перед узлом измерения количества газа СИКГ-1 установлены фильтры газовые ФЛ-3, 4.

Узел учета газа СИКГ-1

Система измерения количества газа СИКГ-1 предназначена для учета газа первой ступени сепарации, подаваемого под давлением сепарации в магистральный газопровод Бобровка-Кулешовка или на ГКС.

Газовый сепаратор ГС-4, объемом 8 м³ предназначен для отделения конденсата от газа на выходе с ГКС транспортируемого до Нефтегорского ГПЗ. Нижняя часть сепаратора теплоизолирована и обогревается саморегулируемым электрокабелем. Газ поступает в ГС-4. Конденсат из ГС-4, через регулирующий клапан LCV-13, дренируется в ЕД-4 откуда полупогружными насосами отправляется на вход в сепараторы ТФС-1, 2. ГС-4 имеет байпасную линию с отсекающей арматурой, позволяющей отключить ГС-4 от газопровода для производства ремонтных работ на аппарате и ревизию.

При невозможности приема жидкости на подготовку в БМК-1, 2 жидкость перенаправляется в аварийные аппараты ЕА-1…4, V=200 м³ каждый, С-1/1, БУОН, О-1/1, О-1/2, АГОВ, объемом по V=100 м

---

³ каждый, для аварийного приема жидкости.

При возобновлении нормальных условий работы УПСВ, накопленная в аварийных емкостях нефть, насосами Н-6, 7 (в объеме 60÷65 м³/час – ограничение по пропускной способности узла учета нефти) под давлением до 2,1 МПа смешивается с потоком нефти от насосной внешней перекачки (насосы Н-1, 2, 3) и вместе с основным потоком, через узел оперативного учета нефти (СИКН) направляется на Бобровскую УПН, или, через дренажную емкость ЕД-1, нефть насосами НП-1/1, 1/2 подается на вход в сепараторы ТФС-1, 2.

Факельная система УПСВ предназначена для сброса и последующего сжигания горючих углеводородных газов при:

• 
  аварийных сбросах при срабатывании предохранительных клапанов;
  
• 
  аварийного сброса с аппаратов давления при остановке ГКС;
  
• 
  дыхании емкостей.
  

Факельная система Савельевского месторождения включает в себя:

1. Предохранительные клапаны, установленные на аппаратах и трубопроводах;

2. Сепарационно-дренажный узел, состоящий из 2 емкостей - сепараторов ФС-1 и ФС-2, работающих без поддержания уровня и 2 дренажных емкостей ЕДф-1 и ЕДф-2.

Каждая из емкостей оснащена двумя полупогружными насосами НПф-1, 2 (емкость ЕДф-1) и НПф-3, 4 (емкость ЕДф-2);

Для обеспечения стабильного горения в широком интервале расходов газа предусматрена установка факельная Ф-1 - автоматизированная совмещенная факельная установка высокого и низкого давления СФНР УФА ТУ 3667-002.

Газ, поступающий на сжигание от всех подключенных технологических аппаратов на факельную установку Ф-1, проходит через факельные сепараторы ФС-1, 2, предназначенных для улавливания жидкости, унесенной газом, при срабатывании предохранительных клапанов и аварийной разгрузке аппаратов по давлению. Сброс газов осуществляется по герметичной системе трубопроводов. Давление на выходе из сепараторов ФС-1, 2 соответствует величине гидравлических потерь при максимальном сбросе газа в факельный коллектор на участке от ФС до выхода из оголовка факельного ствола и составляет 0,02 МПа.

На площадке факельного сепаратора предусмотрен дистанционный контроль загазованности в 2 точках в зонах входа обслуживающего персонала с выводом предупредительной сигнализации в операторную, а аварийный - по месту.

Из факельного сепаратора ФС-1,2 жидкость поступает в подземные дренажные емкости ЕДф-1, 2. Дренажи с площадок факельного сепаратора ФС-1, 2 предусмотрены в подземные дренажные емкости ЕДф-1, 2. Каждая емкость оснащена двумя полупогружными насосами НПф-1, 2, 3, 4 с автоматическим включением одного или двух насосов по уровню жидкости.

---

Из факельных сепараторов ФС-1, 2 газ поступает на факельную установку Ф-1.

Узел учета газа СИКГ-2

Система измерения количества газа СИКГ-2, предназначена для учета топливного газа на дежурные горелки совмещенной факельной установки.

Узел учета газа СИКГ-3

Система измерения количества газа СИКГ-3, предназначена для учета газа высокого давления на факел.

Узел учета газа СИКГ-4

Система измерения количества газа СИКГ-4, предназначена для учета газа низкого давления на факел.

В технологической схеме предусматривается стационарный подвод газа азота для продувки факельного коллектора в качестве второго источника (при отсутствии собственного газа).

Бобровская УПН расположена в Курманаевском районе Оренбургской области.

Покровская установка подготовки нефти (УПН) предназначена для получения:

- обезвоженной, обессоленной и стабильной нефти 1 группы качества;

- газа 1, II и термической ступени сепарации, направляемого в качестве сырья на Покровскую газокомпрессорную станцию (ГКС);

• 
  - очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в системе заводнения Покровского месторождения. УПН «Покровская» входит в состав ЦППН-1 АО «Оренбургнефть»..
  

Технологическая схема УПН «Покровская» приведена на рисунке 2.5

Процесс подготовки нефти на Покровской УПН осуществляется в несколько ступеней:

• 
  Сепарация и предварительное обезвоживание.
  
• 
  Полная (нулевая) сепарация.
  
• 
  Нагрев.
  
• 
  Глубокое (термохимическое) обезвоживание.
  
• 
  Обессоливание.
  
• 
  Отдувка легких фракций и частичное удаление сероводорода.
  

Установка построена в соответствии с проектом института «Гипровостокнефть» и введена в эксплуатацию в 1972 году.

Покровская УПН расположена в Грачевском районе Оренбургской области.

Производительность установки:

- по товарной нефти – 7 млн. 913,343 тыс. тонн / год;

- по жидкости – 12 млн. 439,8 тыс. тонн / год;

- по воде – 4 млн. 526, 6 тыс. тонн / год;

- по газу 85 млн. м³ / год.


Рисунок 2.6 – Технологическая схема Покровской УПН
Характеристика готовой продукции

Готовой продукцией установки являются:

• 
  газ с давлением 0,25– 0,6 МПа и точкой росы плюс 11 ^оС;
  
• 
  обезвоженная и обессоленная нефть 1 группы качества;
  
• 
  пластовая сточная вода, дегазированная и очищенная до установленных норм, которая используется в качестве рабочего агента для заводнения Покровского месторождения, так как пластовая вода содержит сероводород, ее не рекомендуется использовать для заводнения продуктивных пластов, не содержащих сероводород.
  

---

Сырьем для УПН является газонасыщенная и обводненная (до 60-70%) смесь нефтей Покровского, Пронькинского, Воробьевско-Никифоровского, Рябинового, Пасмуровского месторождений с общим названием «Покровская нефть», а также сепарированная и обезвоженная до 25 % нефть с Сорочинско-Никольской установки предварительного сброса воды – «Сорочинская нефть». Готовой продукцией является обезвоженная и обессоленная нефть 1 группы качества согласно ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды до 0,5 % и солей до 100 мг/л.

В качестве вспомогательных продуктов, используемых в процессе подготовки нефти, применяется деэмульгатор LML-4312M.

Попутно добываемая пластовая вода, отделяемая в процессе обезвоживания и обессоливания нефти, после очистки от нефти и механических примесей используется в качестве рабочего агента при заводнении продуктивных пластов.

Попутно добываемая пластовая вода, отделяемая в процессе обезвоживания и обессоливания нефти, после очистки от нефти и механических примесей используется в качестве рабочего агента при заводнении продуктивных пластов. Характеристика сырья, нефтяного газа, деэмульгаторов, пластовой воды и ингибиторов солеотложений приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Характеристика сырья, материалов, реагентов и готовой продукции по компонентам, вызывающим коррозию металлов


Продолжение таблицы 2.7

Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)	Область применения изготовляемой продукции
Товарная нефть По ГОСТ Р 51858-2002	ГОСТ 3900-85 изм. №1, поправки ГОСТ 2477-83,изм. №1,2,3 ГОСТ 21534-76, изм. №1,2 ГОСТ Р 50802 95 ГОСТ 6370-83 Изм. №1 ГОСТ 1437-75, изм. №1,2,3 ГОСТ 9965-76 изм. №1,2, поправка дополнение	Плотность, г/см3 Вода, % масс Соли, мг/дм3 Сероводород Мех. примеси, % масс. Содержание серы, % масс. Давление насыщенных паров, мм рт. ст.	Не более 0,85 Не более 0,5 Не более 100 Не регламентируется Не более 0,05 Не более 0,6 Не более 500
Углеводород-ный газ	ГОСТ 22985-90	Сероводород Оксид углерода	Не регламентируется Не регламентируется	Сырье для получения топливного газа
Пластовая сточная вода	ОСТ 39-225-88 ОСТ 39-133-81 ОСТ 39-231-89	Сероводород Оксид углерода Общая мине- рализация Нефть Мех. примеси	Не регламентируется Не регламентируется Не регламентируется До 15 мг/л До 15 мг/л	Рабочий агент для заводнения продуктивных пластов

---