Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 121
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
исунок 2 - Схема движения автотранспорта и маршрута эвакуации с технологической площадки АО «ВЧНГ»
5. Описание технологического процесса УПН-1.
Подготовка нефти до I группы качества (ГОСТ Р 51858-2002) на УПН-1 (ОРН) заключается в выделении растворенного газа, отделении пластовой воды, снижении количества растворенных солей и механических примесей.
На УПН-1 (ОРН) предусмотрены две технологические линии подготовки нефти, каждая из которых включает в себя:
-
аппараты I ступени сепарации газа и сброса свободной воды; -
системы нагрева нефти; -
аппараты II ступени сепарации газа и сброса воды; -
электродегидраторы.
Технологические линии объединяются в одну перед КСУ. В КСУ нефть стабилизируется и направляется в резервуарный парк, где за счёт прохождения через слой воды и отстоя производится её доподготовка до I группы качества (ГОСТ Р 51858-2002). Из резервуарного парка товарная нефть посредством насосных агрегатов системы внешнего транспорта УПН-1 (ОРН) направляется на ПСП.
Стадии процесса подготовки нефти на УПН-1 (ОРН) изложены в Таблице 2.
Таблица 2. Стадии процесса подготовки нефти на УПН-1.
| № стадии процесса | Описание стадии процесса |
| I | Скважинная продукция от нефтесборных коллекторов поступает на БМ-1,2 где разделяется на 2 основные линии. Во входные потоки скважинной продукции подаётся деэмульгатор, а для II технологической линии дополнительно предусмотрена подача слабоминерализованной воды. Предварительная сепарация скважинной продукции происходит на входных сооружениях. Входные сооружения позволяют обеспечить депульсацию и первичную сепарацию скважинной продукции (сброс свободой воды, отделяемой за время нахождения жидкости в аппаратах входных сооружений, и выделение основной части газа). |
| II | Вторая стадия процесса предусматривает нагрев и отстой нефти, обеспечивает необходимые условия для разрушения нефтяной эмульсии. Понижение давления в условиях повышения температуры обеспечивает дальнейшую дегазацию сырой нефти. Первый поток сырой нефти нагревается в теплообменниках Т-1/1,2 до температуры 5…7 °С, далее в теплообменниках Т-1/3А, 3В ,4 производится нагрев до 10 С. Затем поток сырой нефти отстаивается в аппаратах Хитер-Тритер I типа (С-2/1,2,5,8). Перед аппаратами Хитер-Тритер I типа в поток сырой нефти предусмотрена подача пресной воды. В конструкции каждого аппарата Хитер-Тритер предусмотрена камера сжигания топливного газа и жаровая труба для подогрева поступающей жидкости отходящими дымовыми газами. Нагрев и отстаивание потока позволяет достичь остаточной обводнённости нефти на выходе из аппаратов не выше 5 % масс. При подаче пресной воды в количестве до 5 % масс. от количества нефти и слабоминерализованной воды с первой ступени обессоливания (аппараты Хитер-Тритер II типа) обеспечивает минерализацию остаточной воды не выше 1600…2000 мг/л. Второй поток сырой нефти направляется в ПТБ-1/1,2,3,4, где нагревается до температуры 40…55 °С, далее направляется в ТФС-1,2,3 объемом 200 м3, где происходит отмыв солей за счет прохождения через водяные подушки аппаратов, динамический отстой эмульсии со сбросом выделившейся после нагрева свободной воды. Далее сырая нефть дегазируется в БЕ-1 объемом 150 м3. |
| III | Электрохимическое обессоливание сырой нефти осуществляется в аппаратах Хитер-Тритер II типа (С-2/3,4,6,7,9,10) для первого потока и в ЭДГ-1/1,2 − для второго потока. Температура процесса 40…55 °С обеспечивает остаточную обводнённость нефти до 1,0 % масс. Подача пресной воды в смесители в количестве 12,5 % масс. от количества нефти обеспечивает минерализацию остаточной воды 200...2000 мг/л. |
| IV | Концевая ступень сепарации сырой нефти осуществляется в трех нефтегазовых сепараторах С-3/5,6,7 (объемом 150 м3 каждый) при давлении не выше 0,02 МПа (изб.) и температуре не ниже 38 °С, что обеспечивает упругость паров товарной нефти не выше 66,7 кПа. |
| V | Процесс доподготовки сырой нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002 осуществляется в резервуарном парке (РВС-6/1,2 и РВС-7/1,2). Общий объем резервуарного парка обеспечивает гидростатический отстой нефти в течение не менее 3 ч, что обеспечивает остаточную обводнённость товарной нефти до 0,5 % масс. За счет наличия в резервуарах постоянно опресняемой водяной подушки, происходит обессоливание нефти до 20...100 мг/л. Насосы резервуарного парка обеспечивают подачу товарной нефти на насосы внешнего транспорта нефти, сброс водных «подушек», а также внутрипарковую перекачку товарной нефти, в случае необходимости. |
Внешний транспорт нефти, осуществляемый насосами Н-1/5…9 (производительностью 250 м3/ч каждый), обеспечивает подачу товарной нефти в нефтепровод Ду 500 мм.
Очистка пластовой воды, перед подачей ее в систему ППД, осуществляется на установке подготовки подтоварной воды.
Для поддержания оптимальной температуры 18…30 С в системе ППД предусмотрен подогрев пресной воды в ПТБ-1/5,6,7.
Подготовка газа, выделившегося в процессе сепарации нефти, производится в ГС-1, ГС-1/3,4, ГС-4. Газ направляется для использования на собственные нужды УПН-1(ОРН) в качестве топливного и продувочного газа, а также как топливо ЭСН-1, ЭСН-2 после сепарации в двухступенчатом трубном расширителе ТР-1/1,2 и ЭСН-3 после прохождения системы подготовки и компримирования газа на ГКС. Утилизация сбросных газов на УПН-1 (ОРН) производится через факельные установки высокого и низкого давления, а так же через систему ГКС на ВПХГ.
Для поддержания необходимой температуры продукта, предотвращения его застывания, конденсации, образования гидратных пробок предусмотрена тепловая изоляция трубопроводов и оборудования. Для нефтепроводов, газопроводов, трубопроводов сброса с предохранительных клапанов, сбросов на факельные установки высокого и низкого давления, наземных дренажных трубопроводов предусмотрен обогрев электронагревательными элементами. Для обогрева газовых сепараторов и ТГР-1, используются наружные электронагревательные элементы. Для обогрева резервуаров товарной и некондиционной нефти, сепаратора факельного высокого давления СФ-1, емкостей дренажных предусмотрены внутренние змеевики с подводом теплофикационной воды.
6. Описание технологической схемы.
6.1. Первичная сепарация и сброс воды.
Пластовая смесь от нефтесборных коллекторов поступает в БМ-1,2.
На входных коллекторах к БМ-1,2 предусмотрен замер давления 0,5…1,2 МПа и температуры 0…12 °С с показаниями по месту и на АРМ. Предусмотрена также сигнализация предельных значений давления в трубопроводах.
Расчетное давление БМ-1 до отсечной электрозадвижки № 5 равно 4,0 МПа, аналогично, расчетное давление БМ-2 до отсечной электрозадвижки № 11 равно 4,0 МПа. Расчетное давление коллектора сбора скважинной продукции и аппаратов входных сооружений – 1,6 МПа, в связи с чем на коллекторе предусмотрены предохранительные клапаны PSV-004A,В со сбросом газожидкостного потока в СФ-3 объемом 100 м3.
Газ из СФ-3 поступает в ФКВД, а жидкость по уровню отводится в ЕД-10/1, 2 объемом по 100 м3.
В коллектор скважинной продукции после БМ-1 и БМ-2 подается дозировочным насосом деэмульгатор от БДР-1,2,4. Также предусмотрена подача воды из БЕ-2 насосами Н-9/1,2,3.
От БМ-1,2 скважинная продукция под давлением 0,5…1,2 МПа поступает в УПОГ-1,2. Параллельно пластовая смесь, проходя расширитель Р-1 и смесители СМ-4/1,2, поступает в УПОГ-3,4. В УПОГ-1,2,3,4 происходит отделение основного количества газа первой ступени сепарации, который отводится в ГС-1, ГС-1/3,4 объемом 50 м3 каждый. На выходе газа с УПОГ-1,2,3,4 предусмотрен замер давления с показанием по месту.
Далее после УПОГ-1,2,3,4 нефтегазовая смесь направляется во входные сооружения, состоящие из пяти сепараторов С-1/1,2,3,4,5.
В сепараторах С-1/1,2,4,5 осуществляется разделение водонефтяной эмульсии со сбросом воды через клапаны-регуляторы межфазного уровня LCV-01, LCV-03, LCV-232, LCV-234 на УППВ.
Сырая нефть из сепараторов С-1/1,2,3 через клапаны-регуляторы уровня LCV-02, LCV-04 и LCV-05 направляется на подогрев в теплообменники Т-1/1,2,3А,3В,4 и далее на обезвоживание в аппараты Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 объемом 96,3 м3 каждый по первой технологической линии подготовки нефти.
Сырая нефть из сепараторов С-1/4,5 через клапаны-регуляторы LCV-231, LCV-233 отправляется на подогрев в ПТБ-1/1,2,3,4 и далее на обезвоживание в ТФС-1,2,3 по второй технологической линии подготовки нефти.
Газ из сепараторов С-1/1,2,3,4,5 отводится в ГС-1, ГС-1/3,4. Давление газа 0,5…0,95 МПа в сепараторах поддерживается регулирующим клапаном PCV-189, установленным на линии выхода газа из БИР на факельную установку высокого давления. Сброс газа из сепараторов С-1/1,2,3,4,5 производится в ФКВД.
В сепараторах С-1/1,2,3,4,5 предусмотрен замер давления, температуры, уровня с выводом показаний по месту и на АРМ оператора. Предусмотрена также сигнализация предельных значений давления и уровней в сепараторах.
При достижении аварийного минимального значения уровня в нефтесборных отсеках сепараторов С-1/1,2,4,5 автоматически закрываются электрозадвижки №№ 31, 38, 54, 64 на линии выхода нефти из сепараторов для набора уровня.
При достижении аварийного минимального значения уровня в водонефтяных отсеках сепараторов С-1/4,5 автоматически закрываются электрозадвижки на выходе воды из аппаратов №№ В25, В30.
При достижении максимального уровня в водонефтяном отсеке в сепараторах С-1/4,5 закрываются электроприводные задвижки №№ 50, 60 на линии подачи водонефтяной эмульсии в сепараторы.
На сепараторах С-1/1,2,3,4,5 установлены предохранительные клапаны, защищающие сепараторы от превышения давления.
Предусмотрена возможность сброса продувочного газа (азота) из сепараторов С-1/4,5 на свечу рассеивания.
Дренаж от сепараторов С-1/1,2,3 и УПОГ-1,2 поступает в ЕД-2, а дренаж от расширителя Р-1, УПОГ-3,4 и сепараторов С-1/4,5 поступает в ЕД-10/1,2.
6.2. Термохимическое обезвоживание.
6.2.1. Первый поток.
Сырая нефть от сепараторов С-1/1,2,3 поступает в теплообменники Т-1/1,2,3А,3В,4, где нагревается за счет теплофикационной воды до температуры ≈10°С.
Перед теплообменниками предусмотрена подача в поток водонефтяной эмульсии реагента от БДР-1,2, включающих в себя расходные емкости, насосы дозаторы с подачей реагента в три направления (к сепараторам С-1/1,2, к сепараторам С-1/3, в РВС-6/1,2, РВС-7/1,2), а также системы отопления, вентиляции и освещения. В БДР-1,2 предусмотрен контроль загазованности и пожара. При достижении в помещении 10% НКПРП предусмотрена сигнализация на АРМ и включение вытяжной вентиляции, при достижении 50% НКПРП или при наличии пожара – сигнализация и останов вентиляции, а также останов всех электродвигателей. Наличие пожара сигнализируется в операторную.
В теплообменниках Т-1/1,2,3А,3В,4 предусмотрен замер давления и температуры прямых и обратных потоков с показанием по месту. Предусмотрена сигнализация предельных значений температуры подготовленной нефти на выходе из теплообменников.
Подогретая в теплообменниках Т-1/1,2,3А,3В,4 сырая нефть поступает на стадию обезвоживания в аппараты Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8.
Равномерность загрузки аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 обеспечивается контролем расходов нефти на выходе из каждого аппарата, а также контролем расходов воды и изменением давления в аппаратах клапанами-регуляторами давления в зависимости от количества жидкой фазы на выходе из каждого аппарата.
Каждый аппарат Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 имеет камеру сжигания топливного газа и жаровую трубу, обеспечивающую нагрев обрабатываемой нефти на 20...25 °С за счет температуры отходящих дымовых газов. В камеру сжигания аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 предусмотрена подача топливного газа из ГС-2. Учет газа осуществляется с помощью СИКГ-3, установленного в БИР. Входящий в аппараты Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 поток жидкости попадает во входную секцию аппарата, где происходит отделение газа от жидкости. Газ, отделившийся от жидкости, поднимается вверх и через туманоуловитель поступает к выпускному газовому фланцу. Далее газ из аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 через клапаны-регуляторы BPV-1/1,2,5,8. поддерживающие в сепараторе давление 0,17…0,60 МПа, отводится в ФКВД.
Для защиты аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,3,4,5,6,7,8,9,10 от превышения давления над расчетным, равным 0,69 МПа, предусмотрены предохранительные клапаны со сбросом потока в ЕД-14 объемом 63 м3, оснащенную полупогружным насосом НП-14, который подает жидкость из емкости в РВС-6/1,2, 7/1,2.
В аппаратах Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 поддерживается давление топливного газа, подаваемого на горелки, 0,2…0,4 МПа с показаниями по месту и регистрацией на АРМ.
В аппаратах Хитер-Тритер сырая нефть спускается по желобам вдоль стенки аппарата на дно и далее проходит через нагретую водяную подушку. Подтоварная вода собирается на дне аппарата под жаровыми трубами в отстойной секции. Нагрев эмульсии при прохождении её в секции аппарата, где размещены жаровые трубы, вызывает быстрое коагулирование капель воды и разбивание эмульсии. Капли воды, выделившиеся из эмульсии, оседают на дно емкости и соединяются с водяной подушкой.
Далее водонефтяная нефть из секции нагрева поступает в секцию-коагулятор. Коагулятор состоит из множества расположенных друг над другом рифленых полипропиленовых пластин. В условиях ламинарного потока капли нефти поднимаются и скапливаются на пластинах. Затем эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение близко расположенных рифленых пластин создает большую площадь для коагуляции, на которой собираются капельки нефти, и этот отсек способствует большему столкновению капель. Отделенная нефть поднимается вверх и поступает в нефтяной отсек, откуда отводится через клапан-регулятор.
В коагуляторе аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 поддерживается температура 15…55 °С с показанием по месту и регистрацией на АРМ оператора, кроме того, предусмотрено регулирование температуры, расхода топливного газа, подаваемого на горелки через клапан-регулятор.
В коагуляторе поддерживается уровень раздела фаз "нефть-вода" c выводом воды из аппарата через клапан-регулятор межфазного уровня в отстойном отсеке. Уровень нефти в нефтяном отсеке поддерживается клапаном-регулятором, установленным на линии выхода нефти из аппарата.
В каждом аппарате Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 предусмотрен контроль пламени дежурных горелок, температуры отходящих дымовых газов с показаниями параметров на АРМ оператора, сигнализацией погасания пламени и максимальной температуры отходящих дымовых газов.