Подготовка нефти к транспортировке

При срабатывании предохранительных  клапанов ППК на технологических  аппаратах, работающих под давлением  С-101/1, С-101/2; УПС №1, 2; КСУ №1, 2, 3 (сырьевые); КСУ № 1, 2 (товарные); ГО №2, ГО-101; ОГ №1, 2, 3 - газ или газовый конденсат  поступает в аварийные емкости  АЕ №1,2. Газы из АЕ №1,2 поступают на УУЛФ и направляются на сжигание в  печи ПТБ-10, а жидкость откачивается насосом НБ-50 на прием технологических  насосов №1, 2, 3 для повторной подготовки через печи ПТБ-10.

В составе установки имеется  аварийно-технологический амбар  объемом 2000 м3, предназначенный для приема нефтесодержащей жидкости образованной в результате проведения текущего и капитального ремонтов скважин, зачисток канализационных емкостей производственных объектов, зачисток аппаратов и резервуаров при выводе в ремонт, аварийных ситуаций на нефтепроводах и нефтепромысловом оборудовании, нарушений технологического процесса подготовки нефти.

Технологической схемой предусмотрена  откачка нефтесодержащей жидкости из аварийно-технологического амбара насосами НБ-32 и НБ-125 в РВС № 8 объемом 5000 м3 .

 

 Блок подготовки и очистки пластовой воды

 

Пластовая вода из УПС № 1 и с  первой ступени сепарации С-101 №1,2 отводится в отстойники с гидрофобным  фильтром ОГФ №1, 2, 3. В ОГФ при  давлении 0,065÷0,2 МПа ((0,65-2,0 кгс/см2) происходит отстой пластовой воды с накоплением слоя (пленки) нефти наверху и осадка твердых взвешенных частиц внизу аппарата.

 При накоплении пленки нефти  более 0,7 м эмульсия сверху отстойников ОГФ откачивается насосом НБ-32,125 на прием технологических насосов №1,2,3 для повторной подготовки или же подается в резервуар НСЖ (РВС №8).

Очищенная пластовая вода с отстойников  ОГФ поступает в резервуар  водоподготовки РПВ №11. В этот резервуар  самотеком поступает пластовая  вода из резервуаров РПС №№2, 5, 6, 9. В резервуаре РПВ №11 происходит дополнительный отстой воды. Очищенная  вода из резервуара с содержанием  нефтепродуктов не более 20 мг/л и  ТВЧ до 14 мг/л отводится на КНС-0302С  для закачки в систему ППД.

При выводе из работы резервуара РВП  №11, под водоподготовку переводится  РВС №8 объемом 5000 м3.  Резервуар РВС №8 может использоваться в качестве резервуара накопителя нефтесодержащей жидкости (НСЖ).

В линию подачи сточной воды на КНС после резервуаров РПВ  №11 или РВС №8 вводится блочным  дозатором УДЭ № 3 ингибитор коррозии «СНПХ 6030Б» или его аналог. Расход реагента устанавливается в соответствии с утвержденным технологическим  регламентом по защите трубопроводов  ЦДНГ-3 ингибиторами коррозии.

 

 Блок утилизации попутного газа и подготовки топливного газа

 

 Попутный нефтяной газ, выделившийся  на установке в результате  разгазирования нефти в сепараторах первой ступени сепарации С-101/1, С-101/2 под давлением до 0,35 МПа (3,5 кгс/см2) и газ с УУЛФ, УПСВ-0302 «Бырка», ДНС-0332, УПСВ-0303 «Шагирт», подаются в газоосушитель ГО-101. На выход газоосушителя ГО-101 подается газ с МИНИ ГКС «Москудьдя. Осушенный газ с ГО-101 под давлением 0,5 МПа (5,0 кгс/см2) подается в ГО №2 и ГКС «Куеда». ГО-101 оснащен техническим манометром типа МП4-УУ, температурным датчиком, контролем уровня жидкости с помощью дистанционного уровнемера ДУУ2-03, ВК-1200М, сигнализатором аварийного уровня VegaSwing с выдачей показаний на АРМ оператора с помощью звуковой и световой сигнализации. Газ с УПСВ-0302 «Бырка» по пути следования подается на ГКС «Куеда».

Газ второй ступени сепарации с  КСУ №1,2,3 (сырьевой) под давлением 0,001-0,02 МПа ((0,01-0,2 кгс/см2), а также газ горячей ступени сепарации с КСУ №1, 2 (товарный) под давлением 0,001-0,02 МПа ((0,01-0,2 кгс/см2) поступают через конденсатосборник КС и газоосушитель ГО №3 на установку улавливания легких фракций УУЛФ.

УУЛФ состоит из блока УЛФ, блока  управления, газоуравнительной обвязки подземной емкости ПЕ №1 с погружным насосом для слива жидкости со скруббера УЛФ. Газ с КСУ по газопроводам поступает в приемный сепаратор (скруббер) блока УЛФ и далее на прием компрессора УЛФ. Сжатый до 0,28 МПа (2,8 кгс/см2) нефтяной газ с блока УЛФ поступает в газоосушитель ГО-101.

Из ГО №2 осушенный нефтяной газ  поступает на газоредукционный пункт ГРП в качестве топливного газа для печей ПТБ-10 № 1,2. ГРП предназначено для снижения давления нефтяного газа и автоматического поддержания выходного давления в топливной сети в заданных пределах при изменении давления и расхода газа на входе. ГРП состоит из регулятора давления типа РДУК-2, рабочей нити с запорной арматурой, байпасной линии и манометров до клапана и после.

Нефтяной газ из ГРП при давлении 0,008÷0,075 МПа (0,08-0,75 кгс/см2) подается на форсунки печей ПТБ №1,2 как топливный газ.

Конденсат из конденсатосборника КС и подземной емкости ПЕ №1 по мере накопления откачиваются погружными насосами НВ 50*50 №1(КС) и НВД50*50 №1(ПЕ №1)в аварийную емкость АЕ №1,2. Из аварийных емкостей АЕ №1,2 конденсат по мере накопления откачивается насосом НБ-50 в нефтепровод с выхода С-101/1,2.

Конденсат с газоосушителя ГО-101, ГО №2 сливается в КЕ № 1, 2 и откачивается насосами АХП на прием технологических насосов.

В аварийных случаях утилизация попутного нефтяного газа с КСУ  может, производится путем сжигания на факеле.

 

 Блок подачи реагентов

 

Блок подачи реагентов состоит  из:

1. Блочных дозаторов реагента  типа БР-2,5 и БПР-1, в состав которых  входит:

дозировочный насос типа НД-10*100 или ДП-10*100К14В; или ДП10*100К14

мерная емкость;

насос типа НШ для закачки реагента в мерную емкость или его откачки;

блок управления и автоматики.

2. Эстакады для приема и хранения  реагента.

Для разрушения нефтяной эмульсии при  подготовке нефти применяется реагент-деэмульгатор «СОНДЕМ-4403». Дозировка деэмульгатора осуществляется двумя дозаторными установками БР-2,5 №2 и БПР-1 №1 в следующих точках:

на прием технологических насосов  №1, 2, 3;

в голову процесса – после УП или  на выход с 1 ступени сепарации

 

Для защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной коррозии в приемный коллектор пластовой воды на КНС-0302С  подается ингибитор коррозии «СНПХ 6030Б» или его аналог. Дозировка  реагента осуществляется блочной дозировочной  установкой УДЭ №3

 

 Система канализации  установки

 

На УППН существуют две системы  канализации.

 

Система закрытой канализации, предназначенная  для слива нефти и нефтесодержащей  жидкости из технологических аппаратов  при выводе их в ремонт, при возникновении  аварийных ситуаций. Дренаж жидкости осуществляется по трубопроводам в  канализационные ёмкости КЕ №1, 2 объемом по 25 м3 каждая. Откачка нефтесодержащей жидкости из емкостей КЕ №1,2 производится погружными насосами АХП на прием технологических насосов №1, 2, 3 для подачи на повторную подготовку.

Кроме того на установке имеется  канализационная емкостью ПЕ №5 с  погружным насосом для сбора промливневых стоков с площадки КС и ГО №3. Жидкость из ПЕ №5 откачивается насосом НВ-50/50 №2 в линию слива воды с РПС №2,5,6,9.

Ливневая система канализации, предназначенная для сбора жидкости (атмосферные осадки, талая вода) с площадок УППН. Ливневая система  канализации включает  канализационные  колодцы соединенных между собой  системой трубопроводов.

Для сбора дождевой и талой воды с каре РВС № 11, а так же с  площадки емкостей 1-ой ступени сепарации  С-101/1,2; ГО-101, с каре РВС №1,3,5,6; с  ОГФ №1,2,3; С ОГ №1,2,3; с УП и манифольдной площадки имеется своя канализационная система с 2-мя емкостями Е-501/1, Е-501/2  (V-63 м3) с погружными насосами. Жидкость из этих емкостей откачивается погружным насосом 12НА-9*4 №1,2,3,4 на вход отстойников ОГФ для очистки.

Для сбора уловленной нефти (пленки) и жидкости с пробоотборных точек РВС №11 имеется емкость уловленной нефти Е-403 (V= 40м3). Жидкость из этой емкости откачивается погружным насосом 12 НА9*4 на выкид канализационных емкостей КЕ № 1,2, затем на прием технологических насосов.

Канализационные емкости оборудованы  уровнемерами, показания  которых  выведены в операторной на щит  и АРМ оператора, ЭКМ и погружными насосами.

 

 Факельная система

 

В составе установки имеется  факельная свеча, предназначенная  для сжигания нефтяного газа с  УППН при аварийных ситуациях.

Газы для сжигания на факеле поступают  в аварийной ситуации из аварийных  емкостей АЕ №1,2 в случае срабатывания предохранительных клапанов ППК  на технологических аппаратах. При  аварийной ситуации на КСУ (сырьевой или товарной) газы из них могут  подаваться на факел через конденсатосборник КС через узел учета газа ДРГ М-800. На факел может так же подаваться избыток топливного газа из газоосушителя ГО №2.

 

 Средства контроля и управления технологическим процессом

 

Для контроля давления по месту на технологических аппаратах установлены  технические манометры типа МП4-УУ, МТП-160 и электроконтактные манометры типа ВЭ-16рб, ДМ2005Сr- с выдачей светового и звукового сигнала в операторной. Дистанционный контроль давления производится датчиками типа 2088G и «Метран-55» с выводом показаний на щит в операторной и выдачей светового и звукового сигнала при превышении (занижении) заданного значения. Контроль тяги в печи ПТБ-10 замеряется датчиком напора ДН-2,5.

Контроль температур технологических  потоков по месту производится техническими термометрами ТБ-2. Температуры нагрева  нефти и дымовых газов на печи ПТБ-10 контролируются прибором Regigraf 1771-АД дистанционно с выдачей показаний на щит в операторной с подачей световой и звуковой сигнализации, с блокировкой подачи топливного газа в топку при превышении заданных значении. Контроль температуры подшипников технологических насосов 8нДв-Нм, магистральных насосов ЦНС, пленочного насоса ЦН осуществляется прибором УКТ-38 с датчиками ТСМ-9507 с подачей световой и звуковой сигнализации, блокировкой насоса при превышении температуры.

Контроль уровня жидкости и межфазного уровня в УПС, резервуарах РВС, конденсатосборнике КС, газоосушителях ГО, отстойниках ОГФ, отстойниках ОГ №1, 2, 3, канализационных емкостях КЕ, подземных емкостях ПЕ производится дистанционно уровнемерами ДУУ2-03, ВК-1200М и сигнализаторами аварийного уровня Vega Swing, СУР-2М с выдачей показаний на щит в операторной с подачей световой и звуковой сигнализации. На отстойниках ОГ контроль и регулирование межфазного уровня производится уровнемером ДУУ2 с выдачей показаний на щит в операторной с подачей световой и звуковой сигнализации при превышении (занижении) заданного значения. Контроль уровня жидкости на КСУ и аварийных емкостях АЕ производится дистанционно датчиком Vega Swing. ДУЖЭ-200М с подачей световой и звуковой сигнализации. Все резервуары РВС оборудованы датчиками аварийного уровня взлива LS-5200, либо Vega Swing.

Расход нефти через печь ПТБ-10 замеряется расходомером «НОРД» с показанием на щите операторной. Контроль расхода  топливного газа на печи ПТБ-10 производится расходомером СВГ-1600. Объем товарной нефти, откачиваемой на УПН «Куеда», контролируется расходомером «MVTM-6», МИГ-150.

Текущий контроль содержания воды в  нефти на выходе отстойников ОГ производится влагомером ВСН-1-ПП-150.

Печи ПТБ-10 оборудованы блоком управления «Сатурн», где контролируются следующие  параметры: производительность печи, температура  жидкости на выходе печи, температура  выходящих газов, давление жидкости на входе и выходе, давление газа, поступающего на печь. При отклонении одного из параметров печи срабатывает  остановка и блокировка печи.

Контроль и управление работы установки  УУЛФ осуществляется автоматически  автономным блоком управления с выводом  индикации состояния агрегатов  и сигнализации на щит управления в операторной.

Все насосы оснащены системой защиты от токовой перегрузки и индикацией состояния «Вкл. / Откл.» на щите в операторной.

Блочные дозаторы реагентов оснащены собственными блоками  контроля и  управления.

Контроль загазованности на технологических  площадках установки производится автоматическими газоанализаторами  ДАТ с блоком питания БПС-21 с  подачей световой и звуковой сигнализации превышения НКПВ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Организационная часть.

 

1.Охрана  недр и окружающей среды.

 

Экологическая опасность производства характерна для многих отраслей – химической, пищевой, текстильной, деревообрабатывающей, горнодобывающей, производства строительных материалов, транспорта и т.д. Не является исключением и нефтегазодобывающее производство.

Первой характерной  особенностью нефтедобывающего производства является повышенная опасность его  продукции, т.е. добываемого флюида – нефти, газа (в меньшей степени  высокоминерализованных и термальных вод и др.). Эта продукция опасна с точки зрения пожароопасности, для всех живых организмов опасна по химическому составу, гидрофобности, по возможности газа в высоконапорных струях диффундировать через кожу вглубь организма, по образивности высоконапорных струй. Газ при смешивании с воздухом в определенных пропорциях образует взрывоопасные смеси. Однако опасность нефти и газа для здоровья человека и для окружающей природной среды уникальна.

Второй опасностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызвать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах –  до 10 –12 тысяч метров. В процессе нефтегазодобычи осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты (нефтяные, газовые, водоносные, серосодержащие и др.). Так, интенсивный отбор нефти в больших масштабах из высокопористых песчаных пластов – коллекторов приводит к значительному снижению пластового давления, т.е. давления пластового флюида – нефти, газа, воды и т.д. Нагрузка от веса вышележащих пород первоначально поддерживалась как за счет напряжений в породном скелете пластов, так и за счет давления пластового флюида на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки – снижается давление  на стенки пор и, соответственно, повышают напряжения в породном скелете пласта. Эти процессы достигают таких масштабов, что могут приводить к землетрясениям.