Промысловый сбор и подготовка скважинной продукции

      Жидкость  после первой ступени сепарации  из технологических емкостей УБС-1 и  УБС-2 через узлы учета ТК-1 и ТК-2 поступает  в наклонные трубные сепараторы концевой ступени сепарации.

      Уровень жидкости в технологических емкостях УБС регулируется автоматически  степенью закрытия клапанов с МИМ. При  увеличении уровня клапана прикрываются, давление в технологической емкости начинает незначительно возрастать, и большее количество жидкости вытесняется в концевую ступень. При снижении уровня наоборот, клапан приоткрывается, и расход жидкости в концевую ступень уменьшается. По мере подъема жидкости по наклонному трубному сепаратору концевой ступени (УСТН-1 и УСТН-2) происходит снижение гидростатического давления и окончательное выделение растворенного газа. Газ при рабочем давлении концевой ступени сепарации отводится  в газовый сепаратор БС-1. Окончательно отсепарированная от газа жидкость из средней части УСТН 1,2 объединяется в один поток и самотеком, поступает в один из резервуаров предварительного сброса воды № 5 или № 6. В этот же резервуар  подается  эмульсия из отстойников термохимической части УПН.

      За  счет подогрева сырья и значительного  времени пребывания его в резервуаре предварительного сброса (12-16 часа) происходит отстой воды. Отстоявшаяся вода  сбрасывается на очистные сооружения, раздел фаз «нефть-вода» в резервуаре поддерживается на уровне 3,5-4,0 метров. Частично обезвоженная нефть по нефтеотводящему трубопроводу с высоты 7,5-8,5 м, самотеком поступает в приемные трубопроводы сырьевых насосов Н-1/1, Н-1/2, Н-1/3, Н-1/4. В работе находится один насос, остальные – резервные.

      Далее процесс подготовки нефти производится следующим образом: обезвоженная до 1-5 % нефть забирается одним из насосов Н-1 и через межтрубное пространство теплообменника Т-1 или Т-2 подается в трубчатые печи П-1 или П-2 (Гурьевского типа), также в приемную линию насосов подается деэмульгатор. 

      В теплообменниках нагрев сырья осуществляется за счет теплообмена с горячим  потоком нефти. В трубчатых печах  нефть нагревается до 50-70 град. С  и поступает в отстойники ОГ- 1 – 5, где происходит окончательный  сброс пластовой воды.

      Сбрасываемая  из отстойников вода, подается во входящий поток жидкости перед резервуаром предварительного сброса.

      Товарная  нефть из отстойников горячим  потоком подается в трубное пространство теплообменников, где охлаждается до 35-40 град. С.

      Горячая ступень сепарации при температуре 35-40 ⁰С осуществляется в концевых сепараторах С-1/1, С-1/2, откуда нефть поступает в товарные резервуары РВС-2000 №№ 1 – 4.

      Нефть из товарных резервуаров насосами внешней  откачки Н-2/1, Н-2/2, Н-2/3 подается через узел учета СИКН №344 в магистральный нефтепровод.

      Газ из горячей ступени сепарации  отводится в газовый сепаратор  С-3, а затем на компрессорную станцию.

      Необходимый для проведения процесса обезвоживания  деэмульгатор подается дозировочным насосом, установленным в блоке реагента, в нефтенасосной. При нарушении режима дозировки деэмульгаторов в системе сбора нефти ЦДНГ-3 и увеличении обводненности нефти после резервуаров предварительного сброса существует возможность дозирования деэмульгатора с блока БР-2,5 во входящий поток перед успокоительной линией. 

      3.1.5 Схема приготовления и подачи реагента

      Импортный или отечественный реагент доставляется в двухсотлитровых бочках и хранится на складе хранения реагента. Отечественные  реагенты доставляются также в автоцистернах  и хранятся в емкости объемом 20 м. куб. Дозировка всех видов реагента производится в чистом виде. Для дозировки реагента в помещении нефтенасосной установлены насосы НД-2,5/400. В БР-2,5М-6 установлен насос НДР-2,5/400. Схема обвязки дозировочных насосов позволяет дозировать реагент во входящий поток жидкости на УПН, а также на прием сырьевых насосов. 

      3.1.6 Схема подачи топлива

      Топливом  для УПН является попутный нефтяной газ, который подается по газопроводу  с давлением до 0,4 МПа. Осушка топливного газа и регулирование его давления в газопроводе производится на компрессорной станции. Обслуживание газопровода производится персоналом УПН. При остановке компрессорной станции подача газа осуществляется из газового сепаратора первой ступени БС-2 с давлением до 0,4 МПа.

      Газ из газопровода, через конденсатосборник поступает в узел редуцирования выполненного в 2 нитки, каждая из которых состоит из отключающих задвижек, фильтра, пневмоприводного отсекателя, регулятора давления. В работе находится одна нитка, вторая является резервной.  В узле редуцирования производится снижение давления газа от 0,02 до 0,15 МПа и поддержание давления в заданном режиме.

      Пневмоприводной отсекатель отключает подачу газа при  аварийных режимах:

            - при снижении или повышении  давления газа после регулятора  более чем на 20 % от заданного.

             - при повышении температуры нефти  на выходе из печи выше 70 ⁰С.

             - при повышении температуры на  перевале печи выше 800 ⁰С.

             - при прекращении циркуляции  нефти в змеевике печи.                 

      После узла редуцирования топливный газ подается в газовую обвязку одной из печей через регулятор.

      Каждая  печь оборудована четырьмя форсунками типа ФГМ-120. Горение газа в форсунках  регулируется вручную по отдельности  вентилем подачи газа и заслонкой  подачи воздуха в зависимости от температуры на перевале замеряемой против каждой форсунки. Розжиг форсунок производится переносным запальником. 

      3.1.7 Контроль и автоматизация  технологического  процесса

      Для нормального ведения технологического процесса, поддержания в заданных пределах технологических параметров, их контроля и регистрации, оборудование УПН оснащено системой КИПиА. На технологических аппаратах и трубопроводах по месту установлены приборы с непосредственным измерением параметров и сигнализацией предельных значений этих параметров на щит в операторной, датчики дистанционно измеряемых и регулируемых параметров; исполнительные механизмы.

      На  щите в операторной установлены: вторичные приборы дистанционно измеряемых параметров с регистраторами; преобразователи сигналов и регуляторы; модульное устройство блокировок и сигнализации с индикацией сигналов предельных значений технологических параметров на мнемосхеме.

      Система КИПиА по сигнализации предельных давлений, уровней в аппаратах и температуры – электрическая; по сигнализации предельных уровней в резервуарах, по дистанционному измерению давлений и уровней, по автоматическому регулированию параметров – пневматическая.

      Система КИПиА обеспечивает: 

      3.1.8 Контроль давления:

• на входе сборных коллекторов предусмотрен: местный контроль давления;
• в технологических емкостях УБС-1 и УБС-2 предусмотрен: местный и дистанционный контроль давления и сигнализация верхнего предельного значения
• на газовом коллекторе первой ступени сепарации предусмотрен местный контроль давления;
• в сепараторах второй ступени УСТН-1 и УСТН-2 предусмотрен: местный и дистанционный контроль давления, с сигнализацией верхнего и нижнего предельных значений ;
• в газовых сепараторах БС-1, БС-2 предусмотрен: местный и дистанционный контроль давления ;
• в газовых сепараторах С-1, С-3 предусмотрен: местный контроль давления;
• на выкиде каждого сырьевого насоса предусмотрен: местный контроль давления с подачей сигнала в систему аварийной отсечки топливного газа;
• на входе в змеевик печей П-1 и П-2 предусмотрен; местный и дистанционный контроль давления;
• в технологических емкостях отстойников ОГ-1 – ОГ-5 предусмотрен: местный контроль давления, с сигнализацией верхнего и нижнего предельных значений;
• на входе и выходе нефти в сепараторах горячей ступени С-1/1 и С-1/2 предусмотрен: местный контроль давления, с сигнализацией верхнего и нижнего предельных значений ;
• на выкиде товарных насосов предусмотрен: местный контроль давления, с сигнализацией нижнего предельного значения и подачей сигнала в систему аварийной остановки насоса ;
• на выкиде насосов дозировки реагентов предусмотрен: местный контроль давления;
• на выкиде насосов внутренней перекачки предусмотрен: местный контроль давления;
• на выходе насосов откачки сточных  вод предусмотрен: местный контроль давления;
• на трубопроводе топливного газа предусмотрен: местный контроль давления на входе и выходе фильтров узла редуцирования;

      на  левом и правом газовых коллекторах  печей П-1 и П-2;

      на  каждой форсунке печей П-1 и П-2

            на выходе топливного газа из узла редуцирования после РДУК-2М

также предусмотрена  отсечка газа при достижении верхнего и нижнего предельных значений ; 

      3.1.9 Контроль температуры:

      - на входе и выходе из межтрубного  пространства теплообменников Т-1 и Т-2 предусмотрен: дистанционный контроль температуры;

       - на входе и выходе нефти  из печей П-1 и П-2 предусмотрен: дистанционный контроль температуры  с сигнализацией верхнего и  нижнего предельного значения  и отсечка газа при достижении  верхнего и нижнего предельных значений;

      - на перевале дымовых газов  печей П-1 и П-2 предусмотрен: дистанционный  контроль температуры с сигнализацией верхнего предельного значения ; 

      3.1.10 Контроль уровня:

      - в технологических емкостях УБС-1 и УБС-2 предусмотрен: дистанционный контроль  уровня  и сигнализация верхнего и нижнего предельных значений;  

      - во всех резервуарах предусмотрено:  дистанционный контроль уровня  и сигнализация верхнего предельного  значения;

      - в сепараторах БС-1, БС-2, С-1, С-3 предусмотрена:  сигнализация верхнего уровня конденсата;

• в сепараторах горячей ступени С-1/1и С-1/2 предусмотрена: сигнализация верхнего предельного уровня;
• в подземных емкостях для приема нефти с автотранспорта и в подземной емкости канализационных стоков предусмотрен: дистанционный контроль уровня.     

 

      3.1.11 Автоматическое регулирование:

      - уровня в технологических емкостях  УБС-1 и УБС-2,осуществляется  клапаном  сброса газа из УБС в зависимости  от положения уровня;

      - уровня в сырьевых резервуарах  № 5 и № 6,осуществляется  клапаном  на линии товарной нефти после печей, при росте уровня в резервуаре №5 или №6 клапан приоткрывается и увеличивается расход товарной нефти и уровня раздела фаз «нефть-вода», осуществляется клапаном на линии сброса воды на очистные сооружения;

      - давление на газовых сепараторах БС-1; БС-2; С-3; осуществляется местными регуляторами «до себя» на линиях подачи газа на компрессорную станцию;

      - давления топливного газа после  узла редуцирования, осуществляется  по месту регуляторами РДУК-2М;

• температуры нефти после печей П-1 или П-2, осуществляется регулированием подачи топливного газа на печь с помощью  клапана после узла редуцирования.

 

3.1.12 На узле учета  нефти «РУБИН»  предусмотрено: 

• местный и дистанционный контроль давления в блоке измерения качества;
• местный и дистанционный контроль давления на измерительных линиях;
• местный и дистанционный контроль температуры в блоке измерения качества;
• местный и дистанционный контроль температуры на измерительных линиях;
• дистанционный контроль плотности, содержания воды в блоке измерения качества.

Регистрация параметров происходит в операционном щите DANIEL, с обработкой ее и выводом на компьютер.

       

       

 

 

  

    4. Системы сбора  и подготовки нефти,  газа и воды, применяемые на промыслах

    Система сбора и подготовки – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и ее доставки до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

    Подготовка  нефти и газа – это технологические  процессы, осуществляемые с целью  приведения качества в соответствие с требованиями. При этом осуществляются следующие процессы:

    - измерение количества продукции,  поступившей из каждой скважины;

    - транспортирование продукции от  скважины до сборных пунктов,  при необходимости с использованием  промысловых сборных пунктов  и дожимных насосных станций;

    - сепарация нефтяного газа от  нефти и транспортизация газа  до потребителя;

    - отделение от нефти пластовой воды (предварительный сброс воды);

    - деэмульсация (обезвоживание и обессоливание)  нефти; 

    - стабилизация нефти;

    - очистка и осушка нефтяного  газа;