2. Технологическая часть

2.1 Описание технологического процесса и технологической схемы установки подготовки нефти (упн)

На УПН «Столбовое» поступает обводненная нефть с двух промыслов по самостоятельным коллекторам 426х6 мм, а также частично разгазированная нефть ДНС-2 по коллектору 325х6 мм. Нефть характеризуется прогрессирующей обводненностью.

Обводненная неразгазированная нефть за счет пластового давления поступает в приемный коллектор УПН и далее на первую ступень сепарации нефти и газа (рис.2.1). Первая ступень сепарации состоит из двух нефтегазовых сепараторов нефти и газа (НГС-50) и газового сепаратора (ГС-50) объемами 50 м³. Давление на первой ступени сепарации поддерживается в пределах 1.8-2.2 кгс/см². В приемный коллектор в поток нефти подается деэмульгатор и ингибитор коррозии из размещенного на технологической площадке блочной установки БР1,2 для раздельного дозирования.

Из нефтегазовых сепараторов первой ступени частично разгазированная нефть за счет остаточного давления подается на вторую ступень сепарации (НГС-100). Давление в сепараторе второй ступени составляет 0.1-0.2 кгс/см². Газ из нефтегазовых сепараторов первой ступени поступает в газовый сепаратор (ГС-50) и далее через регулятор давления на узел учета газа и на факел высокого давления. Газ второй ступени сепарации через узел учета газа поступает на факел низкого давления.

Из сепаратора второй ступени и сепараторов концевой ступени новой УПН разгазированная нефть поступает в технологический резервуар РВС-3000 (или РВС-2000). В трубопровод подачи нефти от сепаратора второй ступени в технологический резервуар подается горячая эмульсия с низа отстойника горячего обезвоживания (ОГ-200). Температура смешанного потока на входе в РВС-3000 составляет 20-30˚С. В технологическом резервуаре происходит частичное обезвоживание нефти. С нижнего патрубка технологического резервуара осветленная подтоварная вода поступает в амбар кустовой насосной станции (БКНС). Через воронку в верхней части резервуара частично обезвоженная нефть с содержанием воды 0.05-2% поступает к насосам внутренней перекачки (ЦНС 300/120) с помощью насосов нефть подается к печам нагрева ПТБ-10 (одна в работе, две в резерве). Нагретая в печах нефть с температурой 20-35˚С поступает в отстойник горячего обезвоживания (ОГ-200), где готовится до товарной кондиции. Из отстойника товарная нефть поступает на концевую ступень сепарации (горячая сепарация) УСТН и далее с температурой до 32˚С в резервуарный парк товарной нефти в РВС-3000 №1, 2, 3, 4.

После проведения товарно-коммерческих операций по сдаче-приему нефти, между НГДУ и нефтепереводным управлением нефть из товарных резервуаров подается к насосам внешней откачки, которыми товарная нефть перекачивается в магистральный нефтепровод.

Рисунок 2.1 Схема УПН

2.2 Изменения в работе УПН

В связи вводом на Столбовом месторождении газокомпрессорной станции (ГКС) была предусмотрена трехступенчатая схема сепарации нефти. Проектная производительность ГКС 1.5 млрд.м³/год газа, поэтому необходимо произвести реконструкции систем сепарации газа и обеспечить поступление газа первой и второй ступени на компрессорной станции(КС) за счет пластового давления и концевой ступени на промежуточную (бустерную) компрессорную станцию с дальнейшей подачей на основную КС. Производительность блока сепарации по газу должна соответствовать 1.5 млрд.м³/год и по нефти 1.180 тыс.т/год. Так же, исходя из выше перечисленных недостатков, в схеме подготовки нефти на Столбовом месторождении необходимо предусмотреть дополнительную очистку воды от мех. примесей с помощью установки очистки воды с последующим сбросом в шламоприемник и вывозом на переработку.

Во избежание потерь нефти за счет испарения легких фракций, требуется использование автоматического коммерческого узла учета нефти. Товарная нефть через коммерческий узел учета откачивается в магистральный нефтепровод.

Узел учета представляет блочную установку БУУН-К с турбинными преобразователями расхода. Диапазон измерения расходов от 60 до 600 м³/час. БУУН-К предназначается для автоматического измерения, регистрации объема, массы брутто, температуры, давления, плотности нефти, содержания воды и отбора пробы по ГОСТ 2517-85.

Необходимо иметь в виду, что для нормальной работы печей нагрева нефти ПТБ-10 во избежание перегрева змеевиков и снижения солеотложения на внутренней поверхности змеевиков необходимо на печь подавать 450-500 м³/нефти в час.

В нашем случае при проектной мощности УПН по нефти 1.180 тыс.т/год часовая нагрузка будет равняться 200-270 м³.

Следовательно, в схеме УПН необходимо предусмотреть циркуляционную нагрузку на печь подтоварной воды и эмульсии из отстойников горячего обезвоживания и отстойников обессоливания.

Необходимо подавать горячую эмульсию и подтоварную воду с низа ОГ-200 (горячая) и ОГ-200 (обессоливания) на вход ОГ-200 (холодный). Для утилизации тепла и прогрева отстойника и повторного использования деэмульгатора. Следовательно, будет достигнута необходимая разгрузка печей по нефти, т.е. создается необходимая линейная скорость движения нефти в змеевике печи, при которой снижается величина солеотложения на стенках змеевика.

Сырая нефть с промыслов и частично, разгазированная нефть ДНС 2 поступают на узел подключения УПН.

Узел подключения - приемный коллектор диаметром 1020 мм, предназначается для усреднения состава нефти. Нефть с узла подключения двумя потоками ( 530 х 7; 426 х 6) направляется на 1 ступень сепарации. В поток нефти дозируется установками БР деэмульгатор и ингибитор коррозии.

Неразгазированная нефть поступает в сепарационный блок нефтегазовых сепараторов 1-ой ступени. Сепарационный блок состоит из устройства предварительного отбора газа (УПОГ), диаметром 1020 мм и нефтегазовых сепараторов (НГС1), (НГС 2/1,2) объемами соответственно 100 и 50 м³. Газонефтяная смесь в УПОГ разделяется на жидкую и газовую фазу. Газ отводится по газосборному коллектору в газовые сепараторы Г 1/1,2; Г2; нефтеводяная эмульсия - в сепараторы НГС1, НГС 2/1,2.

Отделившийся в УПОГ, сепараторах НГС1, НГС 2/1,2 нефтяной газ для очистки от капельной жидкости поступает в газовые сепараторы Г2, Г 1/1,2. Жидкость, отбитая в газосепараторах, стекает обратно по трубам в сепараторы НГС1, НГС 2/2. Частично разгазированная нефтеводяная эмульсия под давлением 1-ой ступени сепарации поступает в напорный отстойник 0-1 (ОГ200П). В отстойнике происходит отделение основной массы воды от нефти. Отстойник работает в режиме полного заполнения. Обезвоженная нефть поступает в сборные коллекторы и выводится через верх аппарата. Отделившаяся пластовая вода с помощью регулятора уровня “вода - нефть” через клапанную сборку сбрасывается на очистные сооружения УПН.

Количество и состав пластовой воды, направляемой на очистку, контролируются счетчиком и пробоотборником. Нефтяная эмульсия с остаточным содержанием пластовой воды 5  10% поступает на печь П2 (П3).

Для предупреждения процессов перегрева нефти, закоксовывания змеевиков в основной поток нефти подается дополнительное количество нефтяной эмульсии из буферных емкостей БЕВ1, БЕВ2. Подача осуществляется насосом внутренней перекачки Н1/1,2,3 в коллектор нефти к отстойнику 0-1. Количество добавляемой нефтяной эмульсии  80  180 м³/час контролируется по показанию счетчика, установленного в насосной.

Трубчатая печь работает следующим образом. Нефтяная эмульсия поступает в приемный коллектор и по двум нефтепроводам направляется к теплообменной камере. Нефть, при своем движении по секциям змеевика, нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.

Нагретая до  40-50С, нефтяная эмульсия после печи поступает на 2-ую ступень сепарации в нефтегазовые сепараторы СГ-1, СГ-2. Рабочее давление сепарации, равное 2 кгс/см² изб., уровень в сепараторах поддерживаются автоматически клапанами с УЭРВМ. При отказе в работе клапанов, процесс регулируется автоматически электрозадвижками на байпасе, либо дистанционно с операторной. Степень разгазирования нефти после 1-ой и 2-ой ступени сепарации составляет  90% (65 +25).

Газ первой и второй ступени под собственным давлением направляются на Столбовую компрессорную станцию. Регистрация количества газа производится на узле учета, расположенном рядом с технологической площадкой.

Горячая нефтяная эмульсия после сепараторов СГ-1, СГ-2 поступает в отстойник обезвоживания нефти 0-2. Отстойник 0-2 работает аналогично отстойнику предварительного сброса пластовой воды 0-1. Автоматический сброс “горячей” воды, нефтяной эмульсии производится в буферные емкости (БЕВ1,

БЕВ2) Нефть с остаточной влажностью  1% направляется через оперативный узел учета к отстойнику обессоливания. В процессе обессоливания из нефти удаляются не только соли Na, Mg, Ca, но и механические примеси, окись железа. Пресная вода подается на вход отстойника обессоливания 0-3 в количестве 3-5% от объема обрабатываемой нефти. В насосной станции подкачки предусмотрен замер количества пресной воды.

Процесс обессоливания позволяет снизить количество солей до 100 мг/л. Технологическая обвязка отстойников 0-2, 0-3 позволяет использовать аппараты в зависимости от сложившейся ситуации на УПН.

Так, в отстойник предусмотрен прием некондиционной нефти из резервуаров №1, №2 через печь П3. Подача осуществляется насосами некондиционной нефти 1/1,2 установленными в насосной внешней перекачки. Отстойник обезвоживания 0-2 может быть использован в качестве отстойника обессоливания, так как на прием предусмотрена подача пресной воды. Сброс промывочной воды, нефтяной эмульсии осуществляется автоматически.

С отстойников О-3 и О-2 нефть подается на концевую ступень сепарации (КС-1, КС-2). Рабочее давление сепарации  0.04 кгс/см² изб. Из концевых сепараторов нефть регулятором уровня выводится в коллектор нефти. Из основного коллектора подготовленная нефть может быть направлена:

• в товарный парк резервуаров №5, №6.

• на насосы внешней перекачки.

При неудовлетворительных анализах, нефть как некондиционная отводится в существующие резервуары №1, №2 и далее – на повторную подготовку.

Газ низкого давления после концевой ступени поступает на дожимную (бустерную ) компрессорную. Газ после компремирования вместе с газом 2-ой ступени сепарации направляется на головную, Столбовую компрессорную станцию.Подготовленная до товарной кондиции нефть поступает либо в резервуарный парк, состоящий из 4-х резервуаров РВС-3000, либо на вход насосов внешней перекачки 2/1, 2, 3 ( ЦНС 300/480 ).

Аварийные подземные емкости ЕА110, общим объемом 400 м³ предназначены для приема аварийных объемов нефти с нефтегазовых сепараторов, отстойников, буферных емкостей. Опорожнение аварийных емкостей предусматривается погружными электронасосами НВ50/50 в резервуары №1, №2 для некондиционной нефти. Часть газа 1-ой степени сепарации используется на собственные нужды УПН. При этом газ проходит дополнительную очистку в газосепараторе. “Отбитая” в газосепараторе жидкость скапливается и по уровню автоматически выводится в сборник конденсата Е1. Из сборника конденсата жидкость отводится в емкости ЕА 1  10.

Подготовленный газ используется в качестве топливного газа:

• для сжигания на котельной;

• для сжигания в печах ПТБ-10;

• для сжигания в дежурных горелках факельных систем;

а также в качестве продувочного газа:

• газ подается в начало факельных коллекторов.

Для исключения гидратообразования в газовые трубопроводы предусматривается подача метанола. Подача осуществляется из блоков дозирования реагентов «Озна-дозатор» типа БДР-25-3 двумя насосами-дозаторами типа НД-4/63. Расход метанола составляет  0.2л на 1000 м³ газа.

Один блок дозирования осуществляет ввод метанола в трубопроводы на площадке подготовки топливного газа, второй блок – в факельные трубопроводы в начале эстакады УПН – ГКС, ФВД.

Газ низкого давления после концевой ступени поступает на дожимную (бустерную ) компрессорную. Газ после компремирования вместе с газом 2-ой ступени сепарации направляется на головную, Столбовую компрессорную станцию.