Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Описание технологической схемы подготовки нефти Добываемая газожидкостная смесь (ГЖС) по внутрипромысловым нефтепроводам ЦДНГ поступает на входную гребёнку.

С входной гребёнки, газожидкостная смесь, под давлением 0,3…0,4 МПа и температурой 40… 43 ⁰С, предварительно смешанной с деэмульгатором, проходит через узел смешения и поступает на установку предварительного отбора газа (далее по тексту — «УПОГ-2»). Давление в трубопроводе контролируется с помощью технического манометра и датчика давления Метран-100, установленного до задвижек № 2,3 смесителя, и после задвижек № 4,5 за смесителем.

На УПОГ-2 происходит частичный отбор попутного газа. Газ с УПОГ-2 через задвижку № 35 (Ду 300×16) поступает в сборный коллектор газа высокого давления Ду300мм и далее в газосепаратор ГС½. Давление 0,3…0,4 МПа в УПОГ-2 контролируется датчиком давления Метран-100 и техническим манометром.

После УПОГ-2, газожидкостная смесь, через выравниватели потоков (Ду 1020 мм), через задвижки № 6,7,8 (Ду400×16) с давлением 0,3…0,4 МПа поступает на вход трёхфазных сепараторов-отстойников первой ступени С-21/1,2,3. В трехфазных сепараторах-отстойниках С-21/1,2,3 происходит отделение нефти от газа и воды.

Давление, 0,3…0,4 Мпа, в сепараторах С-21/1,2,3 контролируется с помощью датчиков давления Метран-100, а по месту — техническими манометрами. На сосуде установлены стальные пружинные предохранительные клапана (далее по тексту — «СППК») для защиты от неконтролируемого повышения давления. Текущий уровень в аппаратах регулируется с помощью клапанов регуляторов, К-7,8,9(уровень воды), К-10,11(уровень нефти), согласно показаниям уровнемера ДУУ-4М. Максимальный уровень и максимальный аварийный контролируется с помощью датчиков ДУУ-4М, ТБП 160/400. Минимальный уровень контролируется датчиком ДПУ5−0,9. Температура жидкости в пределах 25⁰-45⁰, контролируется датчиком температуры ТСМУ-274.

Конструктивно трехфазные сепараторы С-21/1,2,3 состоят из трех секции: входной секции, секции нефти и секции воды. ГЖС поступает во входную секцию, проходит через контактные устройства (кольца «Паля»), разделяется на нефть и воду. Нефть через сливную перегородку попадает в секцию нефти, где от нее отделяется газ высокого давления, а вода по водопропускным трубам поступает в секцию воды. Секция нефти отделена от секции воды глухой перегородкой. В секции воды происходит дополнительная очистка подтоварной воды от нефти. Отделенная нефть накапливается в верхней части секции воды («колпаке»), откуда сбрасывается через задвижки № 44, 47, 50 в дренажную ёмкость ДЕ-3. Отделившийся газ с давлением 0,3…0,4 МПа, через задвижки № 28, 29, 30, поступает в сборный коллектор газа высокого давления Ду 300 мм и далее в газосепаратор ГС ½.

Дегазированная и обезвоженная нефть, с давлением 0,3…0,4 МПа, из сепараторов С-21/1,2,3 выходит через задвижки № 9,10,11, проходит через клапанную сборку, на которой установлены задвижки № 13,14 (Ду 200×16), № 13а, 14а (Ду 150×16) и байпасная задвижка мимо клапанной сборки № 12 (Ду300×16), и регулирующие клапана К-10,11, марки МЭОФ 100/25−0,25 (Ду 150×16 и Ду 80×16), с помощью которых происходит регулировка уровня нефти, в сепараторах-отстойниках С-21/1,2,3. Далее нефть собирается в общем коллекторе технологической установки диаметром Ду 400 мм., затем через задвижку № 203 на вход сепаратора первой ступени ДНС-3Р С-1/3, а через задвижку № 202 на вход сепаратора С-¼. Давление в сепараторах С-1/3, С-¼ 0,07…0,22 МПа.

Давление в сепараторе С-1/3,¼ контролируется с помощью датчика давления «Метран-100», а по месту — техническими манометрами. На сосуде установлены СППК-4Р для защиты от неконтролируемого повышения давления, которые установлены на переключающем устройстве. Текущий уровень в аппарате контролируется с помощью уровнемера «Сапфир ДУ-22». Максимальный и минимальный уровень контролируется с помощью датчика «ЕС-13И».

Нефть из сепараторов С-1/3, ¼ выходит через задвижки № 207,208 (Ду 200×16) и через задвижки № 211, 214, 215 поступает в сепаратор второй ступени С-2/2 с давлением 0,02…0,35 МПа, далее через задвижки № 217, 222, 225, 227, 229 направляется в насосную внешней перекачки на прием насосов Н-1, 2, 3, 4. Контроль уровня в сепараторе С-2/2 осуществляется приборами «Сапфир- 2ДУ», L max и L minEС-13И.

Нефть с выкида насосов Н-1, 2, 3, 4, с давлением от 2,7−3,35 МПа, через задвижки № 230, 231, 232, 233 проходит оперативный узел учета нефти, состоящий из 3-х измерительных линий. На линиях установлены массовые расходомеры фирмы «FISHER-ROSEMOUNT» марки CMF-300, позволяющие осуществлять количественный учет объема перекачиваемой жидкости с выводом показаний на АРМ в операторной УПСВ ДНС-3.

Нефть проходит через задвижки № 243, 244, 245 (1линия), № 240, 241, 242 (2 линия), № 237, 238, 239 (3 линия) (резерв), далее через задвижку № 247 и № 37, 38, 39(байпасная) и клапан регулятор К-6 направляется в напорный нефтепровод ДНС-3 — ЦППН.

При аварии на напорном нефтепроводе ДНС — ЦППН, а также при ограничении приема нефти на ЦППН, имеется возможность направлять обезвоженную нефть в резервуары РВС № 1, 2 (5000 м³), через задвижки № 219, РК-4, 221, 220(байпасная), 248, 64, 65, 73, 72, 69. РВС-№ 3(2000 м³) находится в консервации. Откачка нефти из РВС-1,2 возможна: на прием насосов Н-1, 2, 3, 4, через задвижки № 70, 75, 249, либо через задвижки № 71, 76, 77 на ДЕ-5. С ДЕ-5 насосом НВ-50/50, через задвижки № 74, 67, 249, нефть откачивается на прием насосов Н-1, 2, 3, 4.

Давление на выкиде насосов контролируется с помощью датчиков давления «Метран-100». Температура подшипников насосных агрегатов определяется с помощью датчиков температуры ТСМУ Метран-274. Сила тока на электродвигателе определяется с помощью амперметра Омь-4.04 0 — 5А.

С помощью клапана — регулятора К-6 регулируется уровень в сепараторе 2-ой ступени С-2/2.