 |
Описание технологического процесса и технологической схемы установки
|
|
|
|
Технологическая схема УПСВ на ДНС-3.
Описание потока сырья.
Обводненная газонефтяная смесь от замерных установок поступает на узел дополнительных работ ДНС–3, далее по трубопроводу Ду-426 через задвижки №135,136,137,138,13,9,232,233 поступает в сепараторы Ι ступени сепарации С – 1/1,2,3 где происходит первичная сепарация при Р=0,4-0,6 Мпа и температуре t = 30-40°С.
Регулирование уровня в сепараторах С-1/1,2,3 происходит с помощью регулирующего клапана № 237 поддерживающего уровень жидкости в сепараторах Н = 1,2-1,6 м.
Газ из сепараторов I ступени через открытые задвижки №25,28,37,40,140,225а поступает в газосепараторы Г-1,2
Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС–3 после сепараторов С–1/1,2,3 через открытую задвижку № 187,189,142,230,14,15 поступает на УПСВ, задвижка №17 на ДНС при этом должна быть закрыта.
Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трехфазном аппарате ТС - № 1 (HEATER-TREATER) производства фирмы СИВАЛС (США).
Нефтегазоводяная эмульсия поступает в трехфазный сепаратор ТС-№1 через открытую задвижку №150 расположенную наверху емкости.
Жидкая фаза попадает во входной отсек установки на зонт-распределитель потока, где происходит первичное отделение газа и свободной воды от жидкости. Выделившийся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе, соприкасаясь с металлической сеткой, коагулируется и сливается с жидкой фазой вниз емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления BPV, контролирующий рабочее давление газа в установке и выводится в сепараторы С –2/1,2 через открытые задвижки №151,31,35; так же имеется возможность сбросить выделившийся из нефти газ на факел, для чего необходимо открыть задвижки №149,5а и закрыть задвижку № 151.
|
|
|
Температура в жаровых трубах поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры газ подается из газопровода на ГПЗ. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.
Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляция капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.
Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалессирующие фильтры (коалессоры).
Коалессирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных вертикальных пластин, расположенных друг над другом.
В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалессора. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на нижней поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул нефти. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода за счет разности плотности, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию аппарата ТС - № 1 откуда через механический клапан-регулятор и через запорные клапаны выводится из аппарата.
Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты через открытые задвижки № 18,19,20,21,24,100,190 поступает в сепараторы-буферы С–2/1,2, где происходит дальнейшее разгазирование нефти при давлении 0,05-0,3 МПа и температуре до 45°С. Уровень в сепараторах С–2/1,2 поддерживается с помощью клапана-регулятора №234. После сепараторов-буферов разгазированная нефтяная эмульсия через задвижки № 32,36 направляется на прием насосов Н–4,5. На входе насосов установлены задвижки: №183,182; на выходе №184,185. Нефть с нефтяной насосной поступает на узел учета нефти через задвижки № 90,105,106. На узле учета нефти предусмотрены две рабочие замерные линии и контрольная линия с массовыми расходомерами. После замера нефть через открытые задвижки № 113,115 транспортируется по напорному нефтепроводу на КСП-2 ЦППН.
|
|
|
При возникновении аварийных ситуаций установка переводится на резервную схему работы в режиме резервуарной подготовки нефти. При остановке аппарата ТС-1 поток сырья, поступающий с кустовых площадок, проходит сепараторы I и II ступени через задвижки № 17,18,20,21,22,32,36,75,162 поступает в резервуары отстойники РО-1,2. Далее после отстоя жидкости при уровне нефтянной пленки 1м нефть через задвижки № 158,159,160,161,165,186,182,183 задвижка № 150 при этом должна быть закрыта, подается на прием насосов внешней откачки и далее через узел учета в напорный трубопровод.
Освобождение аппаратов, сбор дренажных стоков, утечек с сальников насосов осуществляется в дренажные емкости ДЕ-1,2,3,4. При достижении в емкости максимального уровня автоматически включается насос НВ–50/50, который откачивает жидкость на прием насосов внешней откачки или на вход в РО-1,2.
Отвод газа.
Попутный нефтяной газ, выделившийся в сепараторах С-1/1,2,3 направляется через открытые задвижки № 25,28,140,225а,37,40 в газосепаратор Г-1,2 со встроенным каплеуловителем. Задвижка № 223 должна быть закрыта. Конденсат из газосепаратора по мере накопления сбрасывается через задвижки №39,42,43,44 в дренажную емкость ДЕ-1. В газосепараторе установлен сигнализатор верхнего предельного уровня жидкости. Давление поддерживается с помощью клапана-регулятора №238 который поддерживает давление в Г-1,2 Р=0,4…0,6 МПа. После узла регулирования давления газ направляется на узел учета газа. Пройдя узел замера расхода, газ подается в трубопровод подачи газа в систему газосбора УВСИНГ. Газ, выделившийся в трехфазном аппарате ТС-1 через задвижки № 151,31,35 поступает в сепараторы II ступени С-2/1,2. Газ из сепараторов-буферов С-2/1,2 направляется через задвижки № 29,33,215,215а на Г-3 для использования на собственные нужды. При этом давление в сепараторах-буферах поддерживается при помощи регулирующего клапана № 235. Часть газа отбирается из газопровода после Г-1,2 и подается на площадку подготовки топливного газа через задвижки №67,68,167,168. Подготовка газа осуществляется в центробежном газосепараторе Г-3. Конденсат, выделившийся в газосепараторе Г-3, собирается в емкость ДЕ-3, откуда по мере накопления, через задвижку №166 откачивается в РО-1,2 Газ, поступающий в качестве топлива на «Хитер-тритер» подается из вертикального газосепаратора Г-3 на площадке топливного газа через задвижки №11,173,174,11.Газ поступающий на газовую котельную в качестве топлива подается из сепаратора Г-3 через задвижки №176,177,177а (задвижка №68а должна быть закрыта). Все аппараты С-1/1, С-1/2, С-1/3 С-2/1, С-2/2, Г-1, Г-2,Г-3, ТС-1,Скруббер, снабжены предохранительными клапанами. При срабатывании предохранительных клапанов газ по системе трубопроводов подается на факел.
|
|
|
Сброс пластовой воды.
Вода, выделившаяся в установке из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалессоре, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Далее вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два механических клапана-регулятора сброса пластовой воды, далее через открытые запорные клапана №18н,19н,23н,24н и задвижки № 139,152,153 поступает в РО-1 РО-2 где подготавливается для использования в системе ППД.
После динамического отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров подготовки пластовой воды РВС-3000 №1,2 через задвижки №125,128,129,157,194,240,241 самотеком поступает на прием насосов КНС-3а.
Уловленная нефть с уровня Н= 7 м по трубопроводу через задвижки № 139а с уровня Н=7м, № 154а с уровня Н= 8 м из РО-1, через задвижки № 157а с уровня Н=6м, № 153а с уровня Н= 7 м из РО-2 поступает самотеком в заглубленную емкость уловленной нефти ДЕ-4 или откачивается заглубленным насосом через задвижку № 164 на прием насосов внешней откачки Н-4,5 (ЦНС-60-264) и откачивается в напорный трубопровод.
|
|
|
Для работы резервуаров в последовательном режиме проектом предусмотрен трубопровод перетока с задвижками № 154,155. При закрытии задвижки № 153,194 и открытии задвижек № 152,154,155,157 вода поступает из одного резервуара в другой последовательно.
Жидкость из аппарата ТС № 1 при регламентных работах, а также в аварийных случаях поступает в заглубленную емкость ДЕ-3 и далее откачивается в РО-1,2 погружным насосом (АХП-45-31) через задвижку 166.
Насосная пластовой воды оборудована технологическими насосами Н-1,2,3, которые предназначены для повышения давления пластовой воды на приеме агрегатов КНС-3а.
Подача реагентов.
Для эффективного расслоения жидкости, поступающей на ДНС-3 УПСВ-6, в трубопровод входа подается деэмульгатор. Все реагенты-деэмульгаторы дозируются в виде нефтеводореагентной эмульсии. Содержание деэмульгатора в эмульсии до 15 г/тонну.
Деэмульгатор готовится по следующей технологии. В смеситель реагентного блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25» подается через открытую задвижку №245 частично обезвоженная (с содержанием воды до 10%) нефть с насосов внешней откачки и концентрированный реагент дозировочными насосами.
Доза концентрированного деэмульгатора, количество нефти на приготовление раствора деэмульгатора подается из расчета объема поступающей на площадку жидкости.
Технологическая схема обвязки оборудования блока БДР
«ОЗНА-ДОЗАТОР-25» позволяет подавать в систему концентрированный реагент.
Раствор деэмульгатора подается через задвижку № 232 во входной трубопровод жидкости перед первой ступенью сепарации при работе ДНС в режиме УПСВ.
Все реагенты - деэмульгаторы являются пожароопасными, взрывоопасными и токсичными веществами, требующие особых мер предосторожности при получении, перевозке и заправке емкостей реагентов.
Пуск и установку блочной установки дозирования реагентов БРХ необходимо проводить согласно технического описания и инструкции по эксплуатации на блок дозирования реагентов БДР-«ОЗНА-Дозатор» ПДРК 062841.003 ТО завода-изготовителя.
|
|
|
