Описание технологического процесса добычи, подготовки нефти и технологической схемы УПСВ

3.9 Парк трубопроводов Южно-Ягунского месторождения

3.10 Производственные мощности ЦППН Южно-Ягунского месторождения

Таблица 6

3.11 Динамика отказов трубопроводов

4 Описание технологического процесса добычи, подготовки нефти и технологической схемы УПСВ

Основными элементами системы сбора и подготовки нефти и газа являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов. Принцип работы элементов системы на месторождении одинаков - на АГЗУ фазы не разделяются. Технологические процессы подготовки нефти включают: сепарацию или разделение фаз, деэмульсацию продукции, обессоливание.

Продукция скважин по выкидным линиям поступает на АГЗУ типа «Спутник», где осуществляется поочередный замер дебитов скважин, а также возможно автоматически или по команде с диспетчерского пункта блокировка скважин или их остановка в целом при возникновении аварийных ситуаций.

Для промысловых коммуникаций в большинстве своем используют трубопроводы из бесшовных горячедеформированных труб. Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая и предохранительная. Вначале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами установлена запорная арматура (задвижки, краны, вентили, обратные клапаны). Для обеспечения регулировки давления в трубопроводе используется регулирующая арматура. Для предохранения трубопроводов или аппаратов от разрыва при повышении давления применяется предохранительная арматура.

4.1 Обзорная схема объектов подготовки нефти Южно-Ягунского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз»

Направление поступления нефти на ЦППН (Я)

Таблица 7

4.2 Описание технологического процесса и технологической схемы УПСВ месторождения «Южный-Ягун»

Установка предварительного сброса воды предназначена для получения товарной нефти методом термохимической подготовки, путем предварительного обезвоживания, подогрева, добавки деэмульгатора и дегазации сырой нефти, поступающей с ДНС-2,10 Южно - Ягунского месторождения.

Сырая, частично дегазированная нефть, с температурой 5 - 20 С поступает на сырьевую гребенку УПСВ через задвижки № 141, 11, 11\3, 11\4.

Давление на сырьевой гребенке УПСВ поддерживается не более 6 кгс/см2 за счет насосов подачи сырой нефти с ДНС-2-5,10. Ответственность за техническую исправность, ремонт и эксплуатацию нефтепроводов от ДНС до задвижек №№11,11/1,11/2,11/3 на сырьевой гребенке УПСВ несут работники соответствующих ДНС. На месторождении для частичного разрушения эмульсии имеется возможность подавать деэмульгатор.

От сырьевой гребенки сырая нефть под давлением до 6 кгс\см2 по нефтепроводу Ду 700 мм поступает в блок предварительных отстойников О-1/1-5 параллельными потоками. В каждый отстойник нефть поступает через задвижки № 6 - 10 в маточники 2-мя потоками. В нефтепровод перед отстойниками врезаны через задвижки № 1,2 линия деэмульгатора и подачи теплой жидкости для поддержания температуры в отстойниках не ниже 25 градусов С. С сырьевого нефтепровода перед отстойниками имеется возможность через задвижку № 4 направить сырую нефть в резервуары товарного парка через концевую сепарационную установку (КСУ), помимо предварительных отстойников.

Объем каждого водоотстойника 200 м3, рабочее давление 6 кг/см2. Водоотстойники оборудованы запорной арматурой, предохранительными клапанами и техническими манометрами, устройствами для освобождения при подготовке к ремонту и контрольными кранами для визуального контроля за уровнями нефти и воды.

В водоотстойниках происходит предварительное отделение нефти и воды, частичная дегазация нефти (содержание воды понижается до 15 - 30% в зависимости от обводнения нефти, на трубопроводах выхода газа, нефти и воды установлены клапана - регуляторы давления, уровня нефти и воды. Высота воды должна составлять 20 - 95% от общей высоты жидкости в отстойнике.

Через маточники в верхней части водоотстойников частично обезвоженная и дегазированная нефть через задвижки № 14, 17, 20, 23, 26, 27 поступает через клапана регуляторы на подогрев в печи ПТБ-10/1,2,3,4. Попутный газ из водоотстойников по газопроводу, на котором установлен клапан-регулятор давления, направляется в газовый сепаратор С - 4 для улавливания газового конденсата и капель нефти. Отстоявшаяся пластовая вода выводится из водоотстойников через клапаны регуляторы уровней воды по водопроводу, расположенному в нижней части аппаратов, через задвижки № 131, 136, 141, 146, 151 на очистные сооружения в резервуары РВС - 8,10.

Часть пластовой воды направляется через задвижку № 156 в емкость теплоносителя Е-2 объемом 200 м3 для использования воды в качестве теплоносителя. Отстойник может освобождаться от продукта насосами теплоносителя Н - 3/1-3 по линии уловленной нефти в голову потока перед отстойниками О-1/1-5 через задвижку №1. После предварительных отстойников О-1/1-5 есть возможность направить поток нефти помимо печей ПТБ-10/1-4 , через задвижку № 5 , через КСУ в товарный парк.

После отстойников О-1/1-5 нефть под давлением до 5 кг/см2 и с температурой 10 - 25 С поступает в печи подогрева нефти ПТБ10-1,2,3,4 параллельными потоками через задвижки № 28, 30, 31, 32.

В печах нефть подогревается до 30 - 50 С.

Дымовые газы с температурой до 650 С сбрасываются в атмосферу. На нефтепроводах входа и выхода печей установлены задвижки с целью оперативного переключения или отключения печей при необходимости.

Змеевики печей имеют линии освобождения в подземную емкость Е-1. На трубопроводах входа, выхода установлены термопары, манометры и расходомеры.

Эксплуатация печей: пуск, остановка, ревизия, производится согласно «Производственной инструкции по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонтугазопровода топливного газа, газорегуляторного пункта /ГРП/ печи ПТБ - 10».

Подогретая в печах нефть с деэмульгатором при давлении до 4 кг/см2 и при температуре до 60 0С направляется 2-мя параллельными потоками через задвижки № 34, 35 на ступень горячей сепарации, в сепараторы С-1/1,3. Объем сепаратора 100 м3, рабочее давление до 4 кг/см2. Сепараторы С-1/1,3 оборудованы запорной арматурой, предохранительными клапанами, техническими манометрами, уровнемерами типа ДУЖЭ-200м, сигнализирующими о высоком уровне нефти, уровнемерами типа УБПВ, регулирующими промежуточное положение уровня, а также устройством для освобождения сепараторов при подготовке к ремонту.

В горячих сепараторах С-1/1,3 нефть освобождается от попутного газа при давлении до 4 кг/см2 и температуре 30 - 60 0С.

Попутный газ из сепараторов поз. С-1/1,3 сверху через задвижки № 103 - 105 поступает через клапан-регулятор давления в сепаратор поз. С-3 и через байпасную задвижку № 92 в сепаратор поз. С-4.

Из сепаратора С-3 газ поступает на ГКС, а при избытке давления сбрасывается через задвижку № 127 на факел высокого давления. Из сепаратора С-4 газ поступает на горелки печей ПТБ-10/1-4. Имеется возможность подачи газа на котельную.

Газовый конденсат из сепараторов С-3,4 через задвижки № 209, 213 сбрасывается в промканализацию. Имеется возможность сброса газового конденсата в факельную емкость К-1, конденсат из которой откачивается в трубопровод некондиционной нефти.

Уровень нефти в сепараторах С-1/1,3 регулируется уровнемерами УБПВ. Клапаны регуляторы уровня установлены на нефтепроводах выхода из дегидраторов О-2/1-3.

Дегазированная нефть из горячих сепараторов С-1/1,3 с давлением до 3 кг/см2 и температурой 60 0С поступает через задвижки № 42 - 44 в дегидраторы О-2/1-3, объемом 200 м3 каждый. Нефть в дегидраторах отделяется от воды, содержание воды в нефти понижается до 0,5 - 5%.

Уровень воды поддерживается и регулируется уровнемерами УБПВ и клапанами регуляторами уровня, установленными на трубопроводах выхода пластовой воды из дегидраторов.

Отделившаяся пластовая вода через задвижки № 161, 165, 169 направляется на очистные сооружения в резервуары РВС - 8 - 10 или в емкость теплоносителя Е-2 через задвижку № 157.

Освобожденная от воды нефть по трубопроводам, расположенным в верхней части дегидраторов, выходит через задвижки № 47, 50, 54.

Отстойники - дегидраторы оборудованы запорной арматурой, уровнемерами и линиями опорожнения при подготовке дегидраторов к ремонту. Для периодического визуального контроля уровня воды на дегидраторах установлены контрольные краники. На нефтепроводах после дегидраторов установлен пробоотборник для отбора нефти на анализ. Имеется возможность отбирать для анализа пластовую воду через краники, установленные на трубопроводах выхода пластовой воды.

Обезвоженная нефть после дегидраторов с давлением до 2 кгс/см2 и температурой до 40 0С поступает через задвижки № 57, 58, 59 в концевые сепараторы С-2/1-3, объемом 100 м3 каждый.

В концевых сепараторах нефть освобождается от газа при давлении до 1,05 кг/см3. Газ сверху сепараторов С-2/1-3 через задвижки № 118, 120, 122, 123 поступает в газовый сепаратор С-5, откуда откачивается компрессорами через задвижку № 125 на вакуумную КС, расположенную на установке ЦПС.

Сепараторы С-2/1, С-2/2, С-2/3 концевой сепарационной установки переведены на пониженные параметры на основании результатов проведенного технического освидетельствования. Дальнейшая безопасная эксплуатация согласно прочностных расчетов возможна с рабочим давление не более 3 кгс/см2.

Имеется возможность сброса газа на факел низкого давления через задвижку № 124 после сепаратора С-5. Газовый конденсат и капли нефти из С-5 сбрасываются через задвижку № 205 в дренажную емкость Е-3.

На факельном трубопроводе низкого давления имеется дренажная емкость К-2, конденсат из которой откачивается через задвижку № 149 в трубопровод некондиционной нефти.

Сепараторы оборудованы запорной арматурой, предохранительными клапанами, манометрами и линией освобождения при подготовке их к ремонту. Уровень нефти регистрируется и регулируется уровнемерами типа УБПВ и ДУЖЭ-200м. Клапаны-регуляторы уровня установлены на трубопроводах выхода нефти.

Подготовленная нефть через задвижки № 63, 68, 73 отводится после КСУ в резервуары РВС 1-7. Имеется возможность направлять нефть после дегидраторов помимо концевых сепараторов по байпасной линии через задвижку № 88 в технологические резервуары РВС 1-7. Нефть в технологические резервуары поступает в маточники на отметке 0,6 м для полного отстоя воды.