2. Технологический раздел

2.1 Основные технические показатели установки подготовки нефти Черновского месторождения нефти.

УПН Черновского месторождения нефти состоит из двух опасных производственный объектов, таких как: «Пункт подготовки и сбора нефти» и «Парк резервуарный» была введена в эксплуатацию в 2001 году. Объем подготовки нефти по проекту был рассчитан на 500 тыс. тонн нефти в год.

Принципиальная схема УПН Черновского м.н. отображена на рис.2.

Рис. 2. Принципиальная схема УПН Черновского м.н.

Перекачка товарной нефти осуществляется по нефтепроводам приемо – сдаточного пункта, включающую в себя систему измерений количества и показателей качества СИКН-260. Проходя СИКН – 260 товарная нефть установленного качества (приложение 1) закачивается в МН «Ножовка-Мишкино - Киенгоп».

Утилизация подтоварной воды осуществляется закачкой в систему ППД Черновского месторождения нефти.

Утилизация попутного нефтяного газа производится в путевых подогревателях для подогрева нефти при ее подготовке.

Основные технические показатели установки подготовки нефти Черновского месторождения нефти приведены в таб. 9.

Таблица 9

Основные технологические показатели УПН Черновского м.н.

Объект	Объем подготовки жидкости, млн. м3 в год	Объем подготовки нефти, млн. тонн в год	Объем подготовки и утилизации воды, млн. м3 в год	Объем утилизации попутного нефтяного газа, млн. м3 в год
УПН Черновского м.н.	3,6	1,05	2,5	7,3

2.2. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения

Водогазонефтяная эмульсия с Черновского, Быгинского, Сосновского, Центрального, Южно-Лиственского, Погребняковского нефтяных месторождений по трубопроводам поступает на установку подготовки нефти Черновского месторождения на входную блок-гребенку (депульсатор) на вход установки при давлении от 0,15 МПа до 0,32 МПа, температуре 15-25°С, в сепараторы первой ступени сепарации С-1.1 и С-1.2. Содержание воды в поступающей жидкости 50-70%. При необходимости на вход УПН блоком дозирования реагентов БР-1 дозируется деэмульгатор СНПХ-4114 (приложение 2). Нефть, принимаемая со сторонних цехов, с содержанием воды до 1% по трубопроводам, через узел учета нефти поступает в резервуар предварительного сброса воды РВС-2000 №2.

В сепараторах С-1.1 и С-1.2 при температуре 15-25°С и давлении от 0,15 МПа до 0,32 МПа происходит первичное отделение газа от водонефтяной эмульсии. Для регулировки и поддержания заданных параметров уровня в сепараторах С-1.1 и С-1.2, предусмотрены электроклапана тип КМР. Поддержание заданного уровня 1,2 м. в сепараторах необходимо для эффективной дегазации водонефтяной эмульсии и служит барьером для прохода газа на вторую ступень сепарации нефти. Давление на первой ступени сепарации поддерживается клапаном регулятором на выходе газа из газосепаратора ГС-1.

Отделившийся попутный нефтяной газ с I ступени сепарации поступает в газосепаратор ГС-1, где освобождается от унесенной с газом капельной жидкости в виде выпавшего конденсата. Подготовка топливного газа продолжается в газоосушителе ГО, где происходит каплеобразование и сбор конденсата в нижней части аппарата. Подготовленный газ подается в качестве топлива на путевые подогреватели ПП -1,6 №№1,2,3 и котельную п/б Черновского м.н. Излишки газа направляются на рекуператорную установку РУ, в случае вывода рекуператорной установки в ремонт на совмещенную факельную остановку.

После сепараторов первой ступени нефтяная эмульсия поступает в сепараторы С-2.1 и С-2.2 второй ступени сепарации, где происходит отделение остаточного газа от нефти при давлении до 0,05 МПа. В сепараторах С 2.1 и С 2.2 автоматически поддерживается уровень 500 мм. при помощи клапанов-регуляторов, для исключения выноса газа в технологические сырьевые резервуары.

Далее сепарированная нефть поступает в технологические резервуары предварительного сброса пластовой воды РВС-4000 №7, РВС-4000 №8 и РВС-2000 №2. Сырьевые резервуары работают параллельно, взаимозаменяемы на случай ремонта одного из сырьевых резервуаров. В технологических резервуарах предварительного сброса воды предусмотрено: - ввод сырья на уровень 4,5 м.; - вывод частично обезвоженной нефти на уровне 7,0 м.; - выведение отделившей воды с 0,6 м. В резервуарах предварительного сброса общий уровень жидкости составляет от 7,2 до 10,4 м, при этом высота «водяной подушки» поддерживается в пределах от 6,0 до 6,5 м. Водонефтяная эмульсия, проходя через слой воды в резервуарах разделяется на фазы нефть/вода путем гравитационного отстоя.

Нефть, завезенная с других месторождений, принимается в подземные емкости (ЕП-1 -53м3, ЕП-2 -75м3), пункта приема нефти и насосами перекачивается на входную блок - гребенку.

Для создания условий разрушения промежуточных слоев «нефть-вода» (стойких эмульсий), на высоту 5 м при необходимости подается подогретая до 30-45°С подтоварная вода (горячая струя). В технологических резервуарах РВС-4000 №7, РВС-4000 №8 и РВС-2000 №2 необходимо поддерживать уровень воды от 6м. до 6,5 м., для более эффективного отделения ее от нефти.

Частично обезвоженная нефть из резервуаров предварительного сброса воды РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2 с уровня 7 м поступает на прием насосов внутренней перекачки нефти Н-1.1, Н-1.2. Перед сырьевыми насосами дозирующими установками УДЭ-2А, УДЭ-2Б подается деэмульгатор СНПХ-4114 в количестве 26 г/т летом, 56 г/т зимой.

Сырьевыми насосами Н-1.1 и Н-1.2 нефть направляется в пластинчатый теплообменник ПТО№2, где происходит съем тепла с подготовленной товарной нефти и предварительный нагрев сырья. Есть возможность подачи сырой нефти в теплообменник ПТО№1.

Затем под избыточным давлением до 1,2 МПа подается в подогреватели нефти ПП-1,6 №№1,3. Есть возможность подачи и в ПП-1,6 №2. Для более эффективного отделения воды от нефти в ПП-1,6 производится нагрев нефти до 55-70°С.

После нагрева в путевых подогревателях нефть подается в отстойники I ступени отстоя ОГ-5, ОГ-6, ОГ-7, ОГ-8, где при давлении до 0,6 МПа и температуре 55-70°С происходит отстой нефти и сброс пластовой воды. Отстоявшаяся нефть отводится сверху аппарата, через раздаточный патрубок. Вода отводится снизу аппарата, через раздаточный патрубок и запорно-регулирующие устройства, далее направляется в резервуары подготовки воды РВС-1000 №5, №6. В отстойниках I ступени поддерживается уровень воды 900 мм при помощи электрических клапанов-регуляторов типа КМР.

Обезвоженная нефть из ОГ-5, ОГ-6, ОГ-7, ОГ-8 поступает в отстойники II ступени ОГ-1, ОГ-2, ОГ-3, ОГ-4, где происходит окончательная стадия обезвоживания и обессоливания нефти. На вход в отстойники насосами Н-7.1, Н-7.2 через диспергаторы №№1,2, которые служат для распыления воды до мелко - дисперсного состояния, подается пресная вода. Объем подаваемой воды рассчитывается как 10% от общего объема подготавливаемой нефти.

Обезвоженная и обессоленная нефть после отстойников II ступени поступает в пластинчатый теплообменник ПТО №2, где за счет теплообмена происходит охлаждение товарной нефти до 40-45ºС, с одновременным нагревом сырой нефти (см. описание выше). Затем товарная нефть поступает в пластинчатый теплообменник №1, где в результате теплообмена происходит охлаждение товарной нефти до 30-35ºС, с одновременным нагревом сырой нефти/подтоварной воды («горячая струя»).

После ПТО №1 охлажденная товарная нефть направляется в концевой сепаратор С-3.1, где происходит окончательная дегазация товарной нефти.

На линии выхода товарной нефти с ПТО №1 на С-3.1 установлен влагомер УДВН для оперативного контроля содержания воды в подготовленной нефти.

При ремонте сепаратора С-3.1 или при получении некондиционной нефти в качестве концевого сепаратора может работать С-2.1.

Дегазированная при давлении до 0,005 МПа нефть из концевого сепаратора самотеком поступает в буферные резервуары РВС-2000 №1, РВС-4000 №9, а затем, после гравитационного отстоя и дренирования подтоварной воды, в товарные резервуары РВС-2000 №3, РВС-2000 №4. Нефть из товарных резервуаров откачивается насосами внешней перекачки Н-2.1, Н-2.2, Н-2.3 через блочный коммерческий узел учета (СИКН), где осуществляется контроль качества (приложение 1) и учет количества товарной продукции, по товарному нефтепроводу в магистральный нефтепровод «Ножовка- Мишкино- Киенгоп».

Нефть поступает в резервуары на уровень 0,5 м, вывод ее предусмотрен с 3,0 и 0,5 м. Резервуары работают поочередно в режиме накопления и откачки. Качество нефти, откачиваемой из товарных резервуаров, характеризуется объемной долей воды от 0,03 до 0,5% и концентрацией хлористых солей до 100 мг/дм³ (приложение 1).

Для утилизации ПНГ на УПН предусмотрены путевые подогреватели ПП-1,6 №№1,2,3, рекуператорная установка (РУ) и совмещенная факельная установка ФУ. Топливный ПНГ с сепараторов I ступени проходит подготовку в сепараторах ГС-1, ГО, затем по газопроводам высокого давления отправляется на газопотребляющее оборудование.

Газ, выделившийся из нефти в сепараторах второй и концевой ступени сепарации, по газопроводам низкого давления через конденсатосборник поступает на РУ. В случае вывода РУ в ремонт газ со второй ступени сепарации сжигается на совмещенной факельной установке.

Основной объем ПНГ в холодное время года утилизируется на путевых подогревателях и котельной промышленной базы Черновского м.н. В теплое время года котельная останавливается, расход газа на путевые подогреватели снижается. Образующиеся излишки газа утилизируются на рекуператорной установке. В случае отключения рекуператорной установки излишки ПНГ поступают на совмещенную ФУ для сжигания.

Газопроводы высокого и низкого давления на рекуператорную и факельную установку проходят через конденсатосборные емкости высокого ЕКВ и низкого давления ЕКН (на схеме).

Конденсатосборники оборудованы электропогружным насосом. Откачка жидкости производится в начало процесса подготовки, в трубопровод перед сепараторами С-1.1, С-1.2.

Подготовка пластовой воды осуществляется в резервуарах РВС-1000 №5, РВС-1000 №6.

Подтоварная вода из технологических резервуаров предварительного сброса воды РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2, направляется в резервуары подготовки воды РВС-1000 №5, РСВ-1000 №6 где происходит отстой и дегазация пластовой воды. Часть воды насосом Н-4.5 отбирается с РВС-4000 №7, РВС-4000 №8 и откачивается в ППД Южно-Лиственского м/р.

Резервуары РВС-1000 №5, РСВ-1000 №6 оборудуются трубопроводами отвода уловленной нефти и устройствами распределения и сбора жидкости. Внутренняя начинка РВС-1000 №5, РВС-1000 №6 подразумевает работу с фиксированным гидрофобным слоем. Гидрофобный слой состоит из уловленной нефти и предназначается для очистки воды от механических примесей. Слой нефти должен составлять 30-50 см. Принцип очистки состоит в том, что вода, проходя через слой нефти, очищается за счет того, что механические примеси и КВЧ остаются в гидрофобном слое. Отработанный гидрофобный слой (уловленная нефть) с 5-метрового уровня резервуаров РВС-1000 №5, РВС-1000 №6 через систему трубопроводов для отвода уловленной нефти насосом Н-4.6 подается обратно в резервуары РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2.

Подготовленная подтоварная вода с РВС-1000 №6 утилизируется насосами Н-4.1, Н-4.2, Н-4.3, Н-4.4 в систему ППД Черновского м.н., а часть воды направляется на ПТО №1 и на рекуператорную установку. На ПТО №1 происходит предварительный нагрев подтоварной воды за счет снятия тепла с товарной нефти. После ПТО №1 предварительно подогретая вода поступает в путевой подогреватель ПП-1,6 №2, где нагревается до 35-40⁰С. После нагрева подтоварной воды на ПП-1,6 №2 и на рекуператорной установке она по линии «горячей струи» направляется в РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2.

С отстойников I и II ступеней отстоя нефти, подрезанная после обезвоживания и обессоливания подтоварная вода поступает в РВС-1000 №5. Для подготовки подтоварной воды на утилизацию и улавливание содержащихся в воде нефтепродуктов. После очитки от нефтепродуктов, подготовленная подтоварная вода насосами Н-3.3, Н-3.4 утилизируется в поглощающие скважины 319,423.

Для измерения количества закачиваемой подтоварной воды в систему ППД предусмотрен узел учета воды. Также учет откачиваемой воды предусмотрен по направлениям поглощающих скважин 319, 423 и в ППД Южно-Лиственского м/р.

Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозионного воздействия агрессивных сточных вод предусматривается применение ингибитора коррозии в трубопровод очищенных сточных вод, откачиваемых в систему ППД. Потребное количество закачиваемого ингибитора – 4,5 кг/час.

Ингибиторное хозяйство включает в себя установку дозирования ингибитора коррозии УДЭ. В качестве ингибитора – бактерицида используется СНПХ-1004 с фиксированной дозировкой реагента. Расход ингибитора бактерицида в подтоварную воду определен как 40г/м3.