Отчет по производственной практики цппн-8

Тип деэмульгатора и  ингибитора солеотложения выбраны  в соответствии с рекомендациями научной части ОАО «Гипротюменнефтегаза».

Для защиты от коррозии оборудования и трубопроводов, а также для подавления сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), на вход перед резервуарами-отстойниками пластовой воды РО-1, РО-2 предусмотрена подача концентрированного ингибитора коррозии и бактерицида. В качестве реагента научным подразделением рекомендован ингибитор коррозии «КЕМЕЛИКС 1117Х».

Расход реагентов принят по рекомендациям научной части  ОАО «Гипротюменнефтегаза».

Таблица 2.8

Характеристика  реагентов, используемых на ЦПС

 

Марка реагента	Вязкость при 20°С,	Плотность при 15°С,	Температура вспышки,	Температура застывания,	Удельный расход,	Расход реагента,
		мм /с	кг/м	°С	°С	г/т	т/год
Деэмульгатор Сепарол WF-41	80	930...950	+25…27	Не выше минус 45	40 г/т нефти	360
Ингибитор солеотложения ПАФ 13	20	1100… 1250	не горюч	Не выше минус 50	7 г/т воды	119
Ингибитор коррозии и бактерицид Кемеликс 1117Х	-	893	22	минус 40	Пост.-20 Удар.-200	634

 

3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА  И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО

ОБЪЕКТА

3.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

(черт. 6951/1-Ц2-СХ-ТР1 лист 1…7)

От узла доп. работ (УДР) нефтяная эмульсия двумя параллельными потоками по трубопроводам Ду 800мм направляется на две сепарационные установки (поз. по генплану 1, 2). Подробное описание технологической схемы ДНС смотри технологический регламент I пускового комплекса.

На напорном коллекторе и на входных коллекторах перед  сепарационными установками установлены задвижки с электроприводом Зд1…З_Д3. Схема управления задвижками предусматривает режим дистанционного управления (со щита оператора), обеспечивающий оперативное закрытие задвижек при аварийных ситуациях.

Обвязка сепарационных установок выполнена  одинаково.

Сепараторы 1 ступени сепарации расположены  на первом ярусе. Сепараторы -буферы, установлены на втором ярусе на отметке 12,5м. Cепараторы газовые расположены на отдельно стоящих опорах на отметке 7,4м. Сепараторы-буферы используются в качестве буферных емкостей для насосов внешней перекачки или как аварийные сепараторы, а в дальнейшем (при строительстве УПН) - в качестве концевой ступени сепарации.

В сепараторах первой ступени  при давлении 0,7МПа(изб) происходит отбор попутного газа.

Газ из сепараторов первой ступени С1/1…С1/4, С2/1…С2/4 направляется в сепараторы газовые СГ1/1, СГ2/1. В сепараторах газовых при давлении 0,7МПа (изб) от газа отделяется жидкая фаза и отводится в каждую из линий выхода нефти из сепараторов С1/1, С1/2; С2/1, С2/2.

На каждом коллекторе выхода нефтяной эмульсии после первой ступени  сепарации (поз. 1,2) установлены переключающие задвижки с помощью которых нефтяная эмульсия может направляться:

• на прием насосов внешней перекачки;
• на установку предварительного сброса воды;
• в сепараторы-буферы.

На установку предварительного сброса воды нефтяная эмульсия поступает  по двум трубопроводам, предусмотрено  объединение потоков через секущую  задвижку. Нефтяной поток от установок предварительного сброса воды, также по двум трубопроводам, поступает в сепараторы-буферы, на перспективу оставлены задвижки для подключения УПН.

Нефть из сепараторов-буферов  С1/5…С1/8, С2/5…С2/8 поступает на прием насосов, а в аварийной ситуации направляется в резервуары Р1…. Р4.

С выкида насосов внешней  перекачки нефтяная эмульсия направляется к оперативному узлу учета и далее в нефтепровод на ЦПС-1 «Приобского месторождения».

 

В настоящее время температура  поступающей жидкости на ЦПС-2 составляет 60…65°С и нет необходимости в ее дополнительном нагреве. Поэтому проектом предусмотрена работа сепараторов со сбросом воды напрямую от сепараторов первой ступени, минуя печи нагрева. При снижении температуры поступающей эмульсии до 10…20°С предусмотрена работа через печи. Площадка печей выполнена с учетом ее строительства и подключения в работу на более поздней стадии эксплуатации, без остановки технологического процесса.

Запроектировано две площадки печей поз.64, 65. Печи П4…П6 (поз.64) предназначены для приема сырой нефти. Обвязка печей П1…П3 (поз.65) выполнена таким образом, что каждая из трех печей может принимать как сырую нефть, так и частично обезвоженную нефтяную эмульсию после сепараторов-водоотделителей.

На входе и выходе нефтяной эмульсии из печей, на линии  аварийного опорожнения,     на     газопроводе     подачи     газа     к     горелкам установлены электрифицированные задвижки с дистанционным управлением.

Для контроля за равномерной  загрузкой подогревателей на линиях входа эмульсии в подогреватели установлены диафрагмы FE (FQI).

Печи ПБТ-10Э поставляются оснащенными средствами контроля и  системой автоматического регулирования подачи газа к горелкам.

Топливный газ перед подачей  к горелкам печей П1...П6 проходит для отделения капельной жидкости через сепаратор газовый СГ3 и  далее через блоки подготовки газа БПГ2, БПГ3. На линиях подачи топливного газа к подогревателям установлены диафрагмы FE (FQI).

Из печей П1…П6 эмульсия с температурой 20°С…30°С направляется в сепараторы-водоотделители О1...О4, О5...О8. В перспективе предусмотрено использование печей П1…П3 для второй ступени нагрева и подачи нагретой эмульсии на УПН.

С целью обеспечения  более глубокого отделения подтоварной  воды перед сепараторами первой ступени осуществляется постоянная дозированная подача реагента-деэмульгатора. В качестве реагента применяется деэмульгатор Сепарол WF-41с удельным расходом 40 г/т нефти.

Подача реагента-деэмульгатора  осуществляется с помощью дозировочных насосов НД1,0Р 40/25 К14В, расположенных в установке дозирования деэмульгатора 2НД4Р.00.00.000 (БД1) ЗАО «НАМ и К» г.Тюмень. Система автоматизации установки дозирования входит в комплект поставки завода-изготовителя. Для хранения деэмульгатора предусмотрены 2 емкости ЕД1, ЕД2 объемом 20 м³ каждая, в которые реагент закачивается от передвижных средств. Реагент из емкостей подается в баки 71.7.Б1, 71.7.Б2 с помощью шестеренных насосов 71.7.НШ1, 71.7.НШ2, входящих в комплект установки дозирования химреагентов. При поступлении деэмульгатора в бочках предусмотрен склад-навес и емкость разгрузки ЕР1. Из емкости разгрузки реагенты подаются в емкости хранения дозировочным насосом 71.5.НД1, установленным в блоке подачи ингибирора коррозии и бактерицида.

Для борьбы с солеотложениями  перед площадками нагревателей предусмотрена постоянная дозированная подача ингибитора солеотложения ПАФ 13 с удельным расходом 7 г/т попутно добываемой воды.

Для создания резервного запаса реагента (1 месяц) в проекте  предусмотрена емкость ЕИС1 для хранения ингибитора солеотложения объемом 20 м³. Дозированная подача ингибитора солеотложения осуществляется насосами НД1,0Р 25/40 К14В,

 

расположенными  в блоке 2НД4Р.00.00.000 (БИС1) ЗАО «НАМ и К» г.Тюмень. Система автоматизации  блока входит в комплект поставки завода-изготовителя.

На площадке реагентов  осуществляется дистанционный контроль уровней и местный контроль температуры в емкостях хранения реагентов, а также сигнализация нижнего уровня в емкости ЕР1.

Эмульсия с первой ступени  сепарации или из нагревателей с  температурой 20°С .. .60°С поступает в сепараторы-водоотделители СВ1/1.. .СВ1/4, СВ2/1.. .СВ2/4.

Сепараторы-водоотделители - это трехфазные аппараты, в которых происходит отбор попутного газа и, в которых под действием деэмульгатора в режиме динамического отстоя идет отделение основной массы воды.

В качестве сепараторов  О1...О4, СВ2/1...СВ2/4 применяются аппараты НГСВ-2-1.0-3400-И объемом 200 м³ производства ОАО «Курганхиммаш».

Сепараторы представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные устройством ввода, успокоительной перегородкой, струнным каплеотбойником для очистки газа. Сепараторы-водоотделители теплоизолируются.

Температура и давление в сепараторах-водоотделителях контролируются местными манометрами и термометрами.

Пластовая вода (1940,64т/ч) отделяется в сепараторах-водоотделителях и  по двум трубопроводам Ду 700мм под собственным давлением направляется на очистные сооружения пластовой воды. Предусмотрена возможность работы только одного трубопровода. Для этого запроектирована перемычка между трубопроводами. Второй трубопровод будет запущен при увеличении обводненности эмульсии на входе ЦПС. Необходимый межфазный уровень нефть-вода поддерживается регулирующими клапанами КР22...КР29, установленными на выходе воды из каждого сепаратора.

Необходимый межфазный уровень  нефть-газ поддерживается регулирующими клапанами КР30...КР37, установленными на выходе нефти из каждого сепаратора.

Попутный газ, выделяющийся при сепарации (1,2т/ч) вместе с газом  первой ступени сепарации и газом из сепараторов-буферов направляется на узел учета (поз.4). Давление в сепараторах-водоотделителях О1...О4 поддерживается регулирующим клапаном КР20, в сепараторах-водоотделителях СВ2/1...СВ2/4 -регулирующим клапаном КР21, установленными на линиях выхода газа из сепараторов-водоотделителях.

Нефтяная эмульсия 10%-ной обводнённости (1164,46т/ч) после сепараторов-водоотделителей  по двум трубопроводам Ду 500мм направляется в сепараторы-буферы С5...С8 и С2/5...С2/8 (Поз. 1,2), где при давлении 0,5 МПа происходит сепарация остаточного газа (1,0т/ч). Давление сепарации определяется давлением в газопроводе внешнего транспорта. Газ из сепараторов-буферов направляется на узел учета газа (поз.4). При работе ЦПС по полной схеме газ из буферов - сепараторов будет направляться на компрессорную станцию низких ступеней сепарации (КС).

Оставлены задвижки для  подключения УПН, в перспективе  предусмотрена подача нефтяной эмульсии из сепараторов-водоотделителей на УПН через вторую ступень нагрева или напрямую минуя вторую ступень нагрева.

В сепараторах нефтегазовых со сбросом  воды О1...О4, СВ2/1...СВ2/4

осуществляется контроль следующих  параметров:

• Давление   сепарации  поддерживается   приборами  регулирующего   контура (PICA-6230; HSA-62301) KP20, (PICA-6330; HSA-63301) KP21 Ду 80мм.

 

• Для  регулирования   межфазного  уровня   «нефть-вода»   (LICA-6211…6214; 
  LICA-6311…6314)   на выходном трубопроводе воды из каждого сепаратора- 
  водоотделителя установлен клапан регулирующий Ду 150мм    КР22…КР29 
  (HSA-62111… 62141 ;HSA-63 111… 63141).
• Для регулирования межфазного уровня «нефть-газ» (LICA-6207…6210; LICA- 
  6307…6310) на выходном трубопроводе  нефти из  каждого сепаратора- 
  водоотделителя установлен клапан регулирующий Ду200мм    КР30…КР37 
  (HSA-62071… 62101 ;HSA-63071… 63101)..
• Для сигнализации аварийного верхнего уровня в сепараторах-водоотделителях 
  предусмотрены сигнализаторы уровней (LA-6203…. 6206; LA-6203…. 6206).
• В каждом аппарате предусмотрен местный контроль температуры и давления 
  (TI-6201; TI-6301; PI-6202; PI-6302 ).

На выходе нефтяной эмульсии из сепараторов-водоотделителей установлены влагомеры (MIA-6219…6222; MIA-6319…6322)

На выходе воды из каждого  сепаратора-водоотделителя контролируется расход (FQI-6215…..6218; FQI-6315…6318)

Сепараторы-водоотделители оборудованы блоками предохранительных клапанов, газ от которых поступает на факел низкого давления.

Опорожнение сепараторов  и трубопроводов осуществляется в подземные дренажные емкость Е1…Е5 объемом 40м³ (поз.9).

На газоуравнительной  линии резервуаров установлен конденсатосборник  Е11 объемом 12,5м³. Уловленный конденсат из емкости Е11 погружным насосом 67.Н1 откачивается в резервуары Р3, Р4.

• Цифра перед индексом насосов-—-позиция подземной емкости по генплану.

Аварийный сброс с печей  предусмотрен в аварийную емкость  Е10 объемом 12,5м³. Газ из емкости Е10 сбрасывается на факел низкого давления, а нефть погружным насосом 70.Н1 откачивается в резервуары Р1…. Р4.

По подземным емкостям Е10, Е11, ЕН1, ЕН2, НШ предусмотрен следующий объем автоматизации:

• работа насоса по уровню в емкости 
  (LISA-6704, 7004, 7704, 7804, 7904);

• сигнализация аварийно верхнего уровня в емкости 
  (LA-6703, 7003, 7703, 7803, 7903);