3.3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки.

На УКПН «Шушнур» осуществляется :

1. Нефтесбор

2. Предварительный сброс воды и газа

3. Тепловая обработка

4. Последовательные ступени глубокого обезвоживания

5. Концевая ступень сепарации

6. Утилизация воды и газа

7. Хранение и транспорт товарной нефти

8. Учёт и определение качества

9. Контроль основных параметров качества нефти

10. Перекачка товарной нефти по магистральному нефтепроводу

На сырьевой блок НСП «Шушнур» поступает жидкость:

- с ЦДНГ-1,6 с обводненностью до 1% (за вычетом ТВО3, ТВО4, добытая на 1 и 2 эксплутационных участках Николо-Березовской площади);

- с ЦДНГ-2,3 после сброса воды на УПС-1 (ТВО-1,5), УПС-3 (ТВО3), УПС-4 (ТВО4), УПС-12 (ТВО-11,12);

- с Саузбашевской площади совместно с продукцией ЦДНГ-3 после сброса воды на УПС-16;

- с ЦДНГ-4,5 после сброса воды на ТВО - 8,9,10,17,19,20,25,26 (2006 год).

Газожидкостная смесь через блок гребенки поступает в успокоительные коллектора УК, где под давлением 0,35 МПа и температуре 5-10^оС осуществляется расслоение потока на нефть, газ и воду.

По успокоительным коллекторам газожидкостная смесь направляется в трубные водоотделители ТВО1, 2, 3, где происходит разделение на нефть, газ, воду.

Для эффективного разрушения эмульсии в трубопровод газожидкостной смеси перед ТВО вводится деэмульгатор, в ТВО в нефтяной слой выше уровня раздела фаз «нефть-вода» подается нагретая нефть с температурой 70ºС.

После отбора газа и сброса основной части пластовой воды в ТВО1, 2, 3 нефть с содержанием воды 10% поступает в сепараторы I ступени С1.1, С1.2.

В сепараторах С1.1, С1.2 предусматривается:

После сепараторов С1.1, 1.2 разгазированная нефть направляется на обезвоживание в отстойники О1.1, 1.2, 1.3.

Для обеспечения отделения воды из нефти в отстойники О1.1, О1.2, О1.3 подается горячая нефть с температурой 70⁰С после печей П1.1, 1.2.

На трубопроводе подачи горячей нефти предусмотрено дистанционное измерение расхода нагретой нефти кориолисовым расходомером Метран-360 поз.423а,б, 424а,б, 425а,б;

Из отстойников О1.1, 1.2, 1.3 нефть с остаточным содержанием воды до1% поступает в сепараторы II ступени С2.1 ,2.2, 2.3, где происходит разгазирование нефти при давлении 0.005 МПа.

Из сепараторов С2.1, 2.2, 2.3 нефть поступает самотеком в буферную емкость БЕ1.

В аварийной ситуации разгазированная нефть из сепараторов С2.1…С2.3 направляется в резервуары Р1, 3.

Из буферной емкости БЕ1 нефть подается на прием сырьевых насосов Н1.

Перед насосами Н1.1 ÷ 1.4 предусматривается подача деэмульгатора из расчета 30г/т нефти.

После насосов основная часть нефти направляется на товарный блок НСП «Шушнур» для дальнейшей подготовки нефти (глубокое обезвоживание и обессоливание), а часть на сырьевой блок – в печи прямого нагрева П1.1, 1.2.

Из печи нефть с температурой 70ºС для эффективной деэмульсации подается в ТВО1, 2, 3 и отстойники О1.1-1.3.

Из сепараторов I ступени и отстойников О1 газ поступает в газосепаратор ГС1.1, где освобождается от конденсата, и далее в вертикальный сетчатый газосепаратор ГС1.2 для дальнейшей осушки. Осушенный газ используется на собственные нужды НСП «Шушнур»:

на продувку факельных систем для предотвращения попадания воздуха;

на дежурные горелки факелов,

на топливо печей сырьевого и товарного блоков;

на подпитку системы улавливания легких фракций;

на котельную;

на газокомпрессорную (при наличии излишков).

В газосепаратор ГС1 подаются излишки газа после компрессоров установки улавливания легких фракций. Давление газа в газосепараторе ГС1.1, ГС1.2 – 0.25 МПа.

Попутный газ из сепараторов II ступени С2, буферной емкости БЕ1, отстойников пластовой воды поступает в газосепаратор ГС2 и далее направляется на прием газокомпрессорной станции. Давление газа в газосепараторе ГС2 – 0.005МПа.

В аварийных ситуациях газ пройдя через конденсатосборники ЕК1, ЕК2, ЕК3, ЕК4, ЕК5, сжигается на факелах высокого и низкого давления Ф2, Ф1.

Для факела применена установка факельная модернизированная УФМГ, в состав которой входят:

- блок запально-сигнализирующий (БЗС);

- блок запально-регулирующий (БЗР);

- пульт управления местный;

- щит управления и контроля.

Блок БЗС предназначен для приготовления горючей смеси в трубопроводах дежурных горелок, а также розжига горючей смеси в трубопроводе пламяпереброса и контроля пламени в дежурных горелках. Блок БЗР предназначен для ручного регулирования давления топливного газа, а также его автоматической подачи (отсечки) в соответствии с управляющими сигналами наличия давления топливного газа. Пульт управления местный предназначен для местного управления розжигом дежурных горелок и устанавливается рядом с блоками БЗР, БЗС. Щит управления и контроля служит для дистанционного розжига дежурных горелок из аппаратной производственно-диспетчерского корпуса. На блоке гребенки установлен узел предохранительных устройств для защиты установки по давлению. Сброс с предохранительных клапанов осуществляется в аварийную емкость ЕА2. Накопившийся в газосепараторах конденсат и жидкость из ЕА2 сбрасывается в емкость ЕД1. Опорожнение технологических аппаратов производится в подземную емкость ЕД1. Газ из аварийной емкости ЕА2 и сброс с предохранительных клапанов сепараторов С1, газосепараторов ГС1.1, ГС1.2 и направляется на факел высокого давления Ф2. Сброс с предохранительных клапанов отстойников О1 осуществляется в дренажную емкость ЕД1. Утечки от насосов Н1 направляются в подземную емкость ЕУ. Аварийный сброс с подогревателей нефти П1.1, П1.2 осуществляется в аварийную емкость ЕА. Откачка жидкости из подземных емкостей ЕД1, ЕА ЕУ ЕК1, ЕК2,ЕК5 предусмотрена в приемный трубопровод перед ТВО. Из конденсатосборников ЕК3, ЕК4 откачка производится в нефтепровод «Ашит-Шушнур» II нитка, а так же передвижными средствами. Газ, выделившийся из подземных емкостей ЕД1, ЕА поступает на факел низкого давления Ф1. Газ из емкости ЕУ направляется на свечу рассеивания. Пластовая вода, выделившаяся в ТВО и в отстойниках О1 поступает на очистные сооружения и после подготовки поступает на БКНС и далее подается в систему подержания пластового давления.