Описание технологического процесса добычи, подготовки нефти и технологической схемы УПСВ

Имеется возможность для перепуска нефти из технологических резервуаров РВС-1, 3, 5 с отметки 7,5 м в резервуары РВС-2, 4, 6 из которых с отметки 5,5 м нефть поступает на прием насосов внешней откачки нефти и далее через узел учета нефти № 540 нефть откачивается в магистральный нефтепровод совместно с подготовленной нефтью установки ЦПС.

Пластовая вода, которая накапливается в резервуарах РВС 1-7 периодически откачивается насосами Н-11,12 в резервуары очистных сооружений.

В качестве теплоносителя на установке используется пластовая вода, которая накапливается в емкости теплоносителя Е-2 после предварительных водоотстойников О-1/1-5 и дегидраторов О-2/1-3. Емкость Е-2 используется качестве буферной, объем Е-2 200 м3. Емкость оборудована запорной арматурой, уровнемерами, системой освобождения. Пластовая вода из емкости Е-2 насосами теплоносителя Н-3/1-3 подается в «голову» потока через задвижку №1.

На выкидном коллекторе насоса Н-3/1-3 установлен клапан -регулятор уровня воды в емкости теплоносителя Е-2.

Система промышленных колодцев и дождеприемников промышленно-ливнеевой канализации имеет подземную емкость ЕП-62 откуда скопившиеся нефтепродукты откачиваются в линию некондиционной нефти.

Схема приготовления и подачи реагента деэмульгатора. Для обезвоживания и обессоливания сырой нефти на установке УПСВ применяется деэмульгаторы хорошо растворимые в нефти. На установке УПСВ имеется реагентное хозяйство БРХ , состоящее из четырех отдельных блоков-боксов, блока технологических емкостей. Блок технологической емкости включает в себя емкости ЕР-2,3,4. Емкости предназначены для хранения реагента.

Блок разделен на два отсека: технологический и приборный. В технологическом отсеке смонтированы дозировочные насосы НД-2,5 и агрегат насосный Ш-5-25-3,6/4Б-1, а также электронагреватели и указатель уровня.

Дозировочный насос с регулируемый вручную подачей, подает деэмульгатор в концентрированном виде из емкости в сырую нефть через задвижку № 2 перед водоотстойниками О-1/1-5. Производительность насоса до 25 л/час, давление 40 кгс/см2. Агрегат насосный Ш-5-25-3,6/;Б-1 это шестеренчатый насос и предназначен для заполнения емкости. В зимнее время реагент подогревается. В блоках имеется вентиляция и электрообогрев.

Схема подачи топлива на печи нагреватели ПТБ-10. В качестве топлива для печей ПТБ-10 № 1, 2, 3, 4 используется попутный нефтяной газ. Газ на топливо отбирается после отстойников газового конденсата с С-3, 4 , где газ освобождается от газового конденсата с давлением до 0,6 кгс/см2 по газовому трубопроводу поступает на форсунки печей.

Регулирование топливного газа перед форсунками печей производится в ГРП регулятором давления типа РДГ-80-Н, он поддерживает давление 0,6 кгс/см2. На линии поступления газа в ГРП у каждой печи установлен предохранительный клапан и клапан отсечной газовый, фильтр и манометры. Газ, поступающий для топлива, может быть подогрет дымовыми газами, что в зимнее время предотвращает замерзание газа перед форсунками. Удельный вес газа 0,956 кг/м3, теплотворная способность 10000 ккал/м3, элементарный состав газа представлен в таблице.

Таблица 8

Трубопровод подачи топливного газа после монтажа или ремонта продувается газом в атмосферу для вытеснения воздуха в течение 15 минут и содержания кислорода в газе не более 0,5%.

Автоматический контроль технологического процесса. На установке УПСВ для контроля и автоматизации технологического процесса смонтированы пневматические и электрические приборы, предусмотренные проектом.

Для снабжения сжатым осушенным воздухом средств КИП и А на установке имеется блочная компрессорная станция БКС А 10М-1.00.00.000 смонтированная в утепленном блок-боксе и состоящая из двух компрессоров типа 4ВУ-2/9, блока подготовки воздуха, безнагревного блока осушки воздуха и разветвленной по установке системы трубопроводов воздуха, проведенных к средствам КИПиА. Блок-бокс обогревается теплофикационной водой от котельной. В блоке имеется вытяжная вентиляция.

Эксплуатация компрессорной станции осуществляется согласно «Инструкции по пуску, эксплуатации, ревизии и ремонту станции компрессорной БКСА10М-1.00.00.000».

Производительность компрессорной станции при работе одного компрессора составляет 0,083 м3/сек ( 5м3/мин), давление воздуха избыточное 8 кгс/см2 (0,8 МПа), температура воздуха I ступени сжатия при температуре всасываемого воздуха 20 С не более 165 С, Температура внутри бокса +10 С. Производительность блока подготовки БП-100/250 составляет 0,028 - 0,07 м3/сек (1,6-4,2 м3/мин), рабочая температура на входе до +60 С, на выходе до + 25 С.

Производительность блока осушки воздуха автоматического БОВ-100/250 составляет 0,028-0,07 м3/сек, рабочее давление 8 кгс/см2, рабочая температура на входе до +25 С. При этих условиях точка росы осушенного воздуха составляет до -10 С.

Количество воздуха для регенерации осушителя при стабильном режиме составляет 1/5 часть объема воздуха, поступающего на установку.

В качестве адсорбента для осушки воздуха применяется селикогель марки КОМ ГОСТ 3956-76. На одну загрузку расходуются 140 кг селикогеля.

Имеется возможность приема воздуха КИП с установки ЦПС.

Система приборов КИПиА предназначена для поддержания заданных значений параметров технологического процесса, предотвращения возникновения аварийных ситуаций. Температура подогрева нефти после печей ПТБ -10 № 1, 2, 3, 4 контролируется термосопротивлением ТСМ, установленными на трубопроводах выхода нефти из печей. Показание значений температуры выведены в БУС и операторную УПСВ.

В предварительных водоотстойниках О-1/1-5 проектом предусмотрено регулирование уровней пластовой воды на границе раздела фаз вода-нефть и рабочего технологического давления в водоотстойниках. Для регулирования в каждом отстойнике смонтированы уровнемеры типа УБПВ и клапаны-регуляторы уровня воды, установленные на трубопроводах выхода воды из каждого отстойника. При этом уровень пластовой воды поддерживается 20 - 95%. В сепараторах нефти С-1/1,3 смонтированы уровнемеры типа УБПВ и ДУЖЭ-200 М на каждом сепараторе.

Уровнемеры ДУЖЭ сигнализируют о высоком и аварийно высоком уровне в сепараторах, а уровнемеры УБПВ с клапанами регуляторами уровня, установленными на нефтепроводах выхода из дегидраторов 0-2/1-3, регулируют уровень нефти в сепараторах в пределах 20 - 95 %. Показания уровней выведены в операторную УПСВ.

Давление в сепараторах С-1/1,3 регулируется клапаном регулятора давления, установленным на газопроводе из сепараторов в газовый сепаратор С-3. Показания давления выведены в операторную, вмонтированы уровнемеры УБПВ и ДУЖЭ-200М на каждом отстойнике, регулирующие и регистрирующие уровни пластовой воды в пределах 20-95% на разделе фаз нефть-вода. Клапаны-регуляторы уровней воды установлены на трубопроводах выхода пластовой воды из дегидраторов. В концевых сепараторах С-2/1-3 смонтированы уровнемеры УБПВ и ДКЖЭ-200М, регистрирующие и регулирующие уровни нефти (нормальный уровень, высокий и аварийно высокий). Клапаны-регуляторы уровней нефти смонтированы на трубопроводах выхода нефти из сепараторов. Давление в концевых сепараторах контролируются техническими манометрами, установленными на сепараторах.

В емкости теплоносителя Е-2 уровень контролируется и регистрируется уровнемерами УБПВ и ДУЖЭ-200М. Показания выведены в операторную.

В газовых сепараторах С-3, 4, 5 уровни контролируются, регистрируются и регулируются этими же приборами, показания выведены в операторную. Клапаны-регуляторы установлены на трубопроводах вывода газового конденсата в подземные емкости Е-1, 3. Давление контролируется техническими манометрами.

На трубопроводах факела высокого давления и факела низкого давления УПСВ установлены расходомеры Метран-350 предназначенные для измерения расхода и количества газа методом перепада давления с использованием осредняющих напорных трубок в качестве первичных измерительных преобразователей и первичных измерительных преобразователей и передачи информации для управления технологическими процессами и использования в учетных операциях.

На горелках печей ПТБ-10/1-4 УПСВ установлены тягонапоромеры ТНСП-16СгВ3Т4 взрывозащищенные, сильфонные, показывающие, сигнализирующие предназначены для непрерывного измерения избыточного и вакуумметрического давления газообразных сред и управления внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства.

В подземных емкостях Е-1, 3, К-1, 2, Е-62 световая и звуковая сигнализации об аварийно-высоких уровнях выведена в операторную. Погружные насосы включаются автоматически при достижении максимального уровня.

Значение уровней в нефтяных резервуарах, в резервуарах очистных сооружений контролируются уровнемерами типа ВМ-100 с выводом данных на монитор ЭВМ в операторной УПСВ, ДУЖЭ контролирует максимальный аварийный уровень в резервуарах. Для дополнительного контроля давления на всех аппаратах, на нагнетательных линиях насосов, на газопроводах установлены технические манометры.

Пункт налива нефти расположен за территорией УПСВ. Насосная пункта нефтеналива оборудована двумя насосами Н-9/1, 9/2. Максимальное давление на выкиде насосов 8,0 кгс/см2, минимальное - 2,0 кгс/см2, расход до 50 м3/час. Перекачка нефти осуществляется с линии приема насосов внешней откачки. Включение отключение насосов производится дистанционно с операторной ДНС-1. Оператор пункта налива нефти в своей работе должен руководствоваться: инструкцией по охране труда и промышленной безопасности при обслуживании пункта налива нефти, инструкцией по пожарной безопасности для пункта налива нефти ЦППН, а также регламентом по отпуску нефти с пунктов налива нефти предприятий ТПП «Когалымнефтегаз».

Для регулирования частоты оборотов насосных агрегатов НА-2,5 насосной внешней откачки нефти ДНС-1, установлен блок частотных преобразователей состоящий из понижающего трансформатора, преобразователя частоты и выходного синус фильтра. Пуск, остановка и регулирование частоты оборотов электродвигателей насосных агрегатов НА-2, 5 производится с панели управления АСУ ТП из операторной ЦПС и из операторной ДНС-1. Регулирование частоты оборотов производится в диапазоне от 0 до 100 % нагрузки электродвигателя, что позволяет вести регулирование откачки нефти от минимальной до максимальной пропускной способности узла учета нефти № 540.

4.3 Нормы технологического режима

Нормы технологического режима при эксплуатации установки предварительного сброса воды приведены в таблице.

Технологическая карта УПСВ ЦППН (Я)

Таблица 9