Описание технологического процесса и технологической схемы

 

Технологическая схема ЦППН-5 приведена отдельным листом формата А0, пунктом № 14.

Нефтяная эмульсия после первой ступени сепарации на ДНС Правдинского, Восточно-Правдинского, ДНС-1 Западно-Салымского, ДНС-УПСВ Лемпинской площади, ДНС-УПСВ Северо-Салымского и Приобского м/р с температурой 35-45°С, поступает по двум трубопроводам диаметром Æ 530 мм на блок предварительного нагрева сырья ПТБ-10/64 № 5…8, с расходом -50250м3/сутки, где нагревается до температуры 40-50°С. На трубопроводах выхода нефти с ПТБ-10/64 №5…8 стоят диафрагмы ДКС-10-400-1-АБ и преобразователи измерительные разности давлений «Метран-100-ДД».

Система автоматизации печей ПТБ-10/64 №5…8 обеспечивает следующий объем автоматизации:

§ Измерение и контроль: расхода продукта через печь, температуры продукта на входе и выходе из

печи, температуры дымовых газов, давления на входном коллекторе ПТБ, наличия пламени во всех горелках, напора воздуха, давления нефтяного продукта, давления топливного газа, загазованности площадки и ГРП печей.

§ Сигнализация по предельным технологическим параметрам печи.

§ Блокировка работы печи: по минимальному расходу через печь, максимальной температуре на

выходе из печи, максимальной температуре дымовых газов, отсутствию пламени хотя бы в одной из горелок, минимальному и максимальному давлению продукта и топливного газа, отсутствию напора воздуха и уменьшению давления нефти на входе печей до 4,5 кгс/см2.

Информация о технологических параметрах печей ПТБ-10/64 №5…8 поступает в блоки «Унифицированная система автоматизации блочных нагревателей» (щитовые по месту) и далее передается на верхний уровень автоматизации (АРМ оператора, АРМ начальника смены).

После нагрева нефтяная эмульсия поступает по трубопроводу Æ 720 мм на блок предварительного сброса воды - восемь аппаратов УПС-6300 № 1…8. В аппаратах УПС, при давлении 4,0 – 5,9 кгс/см², происходит отстой и сброс подтоварной воды при температуре 40-50° С до остаточного содержания воды в нефти 7 -15 %, расходом -29300м/сутки.

Система автоматизации УПС обеспечивает следующий объем автоматизации:

§ Измерение и контроль: уровня раздела сред и уровня взлива каждого аппарата, давления на

входном и выходном коллекторах УПС, расхода п/т воды на выходе с УПС, аварийного уровня в аппаратах, загазованности площадки УПС.

§ Сигнализация по предельным технологическим параметрам УПС.

§ Регулирование уровня раздела сред (клапан малогабаритный регулирующий в комплекте КМР

101-НЖ-100).

Информация о технологических параметрах УПС №1…9 поступает в «Станцию управления №1» операторной товарного парка и далее передается на верхний уровень автоматизации (АРМ оператора, АРМ начальника смены).

Схемой предусмотрена возможность приема нефти со всех месторождений на аппараты УПС-6300 №№1...8 без предварительного нагрева, также в аварийных случаях предусмотрена возможность перевода всего количества жидкости после блока УПС-6300 через блок аварийных сепараторов АС-1…5 в резервуарный парк РВС-10000 м³ № 3…7.

Для предупреждения солеотложения в змеевиках печей ПТБ-10/64 № 5…8 предусмотрена подача ингибитора солеотложения Акватек 511М с удельным расходом 10г/м3 или 220кг/сутки на вход нефти в змеевики печей.

С аппаратов УПС-6300 № 1…8 вода, с содержанием нефтепродуктов до 500 мг/л, расходом 850-1100м3/час, поступает в резервуары подготовки подтоварной воды РВС-5000 № 1,2,9,10, где по лучевому распределителю, установленному на высоте 4м, равномерно распределяется по резервуару. Резервуары оборудованы поплавковыми ультразвуковыми уровнемерами У-1500 и преобразователями измерительными избыточного давления «Сапфир-22ДИ» (РВС № 1, 2), «ЕJА210А» (РВС №9,10). Информация с приборов передается на щит контроля в операторную резервуарного парка, а так же выведена в АСУ ТП центральной операторной БГО, с передачей данных на ПК.

В резервуаре происходит отстой подтоварной воды и естественная сепарация. Уловленная нефть через переливную воронку перетекает по трубопроводу в буферную емкость БЕ-1, затем насосами Н-1,2 откачивается на вход печей ПТБ 10-64 №5…8 на выход нефтяной эмульсии с аппаратаов УПС-6300 № 1…8.

В случае поступления эмульсии с промысла без предварительной сепарации на ДНС, а также при выделении значительного количества газа при нагреве нефтяной эмульсии на первой ступени нагрева, аппараты УПС-6300 № 1…8 снабжены газоуровнительной линией. Газ с УПС-6300 № 1…8 поступает в аппарат УПС–9, который переоборудован под каплеуловитель, и далее выводится в газопровод на прием ГКС ЦСПиТГ №3.

Нефтяная эмульсия с содержанием воды 7-15%, через клапаны-регуляторы уровня после УПС-6300 № 1…8 поступает на 2-ую ступень нагрева жидкости - печи ПТБ-10А № 9…12, проходит через змеевики печей и за счет тепла, выделяемого при сгорании топливного газа, нагревается до температуры 45-55°С.

Система автоматизации печей ПТБ-10А №9…12 обеспечивает следующий объем автоматизации:

§ Измерение и контроль: расхода продукта через печь, расхода топливного газа, температуры

продукта на входе и выходе из печи, температуры дымовых газов, давления на входном коллекторе ПТБ, наличия пламени во всех горелках, напора воздуха, давления нефтяного продукта, давления топливного газа, загазованности площадки печей.

§ Сигнализация по предельным технологическим параметрам печи.

§ Блокировка работы печи: по минимальному расходу через печь, максимальной температуре на

выходе из печи, максимальной температуре дымовых газов, отсутствию пламени хотя бы в одной из горелок, минимальному и максимальному давлению продукта и топливного газа, отсутствию напора воздуха и уменьшению давления на входе нефти печи до 3,5 кгс/см².

 

Информация о технологических параметрах печей ПТБ-10А №9…12 поступает в блоки «Унифицированная система автоматизации блочных нагревателей» (щитовые по месту) и далее передается на верхний уровень автоматизации (АРМ оператора, АРМ начальника смены). Нефть, нагретая в печах ПТБ-10А № 9…12 по трубопроводу Æ 426 мм поступает на блок глубокого обезвоживания в промежуточные сепараторы С-1…3.

Система автоматизации промежуточных сепараторов С-1…3 обеспечивает следующий объем автоматизации:

§ Измерение и контроль уровня раздела фаз «газ-нефть», давления газа на выходе, загазованности

площадки С-1…3, аварийного уровня в аппаратах.

§ Сигнализация по предельным технологическим параметрам промежуточных сепараторов.

§ Регулирование уровня раздела фаз «газ-нефть».

Информация о технологических параметрах промежуточных сепараторов С-1…3 поступает в щитовую, расположенную в центральной операторной и далее передается на верхний уровень автоматизации (АРМ оператора, АРМ начальника смены).

Газ из сепараторов через клапан-регулятор, поступает на приём II ступени сепарации ГКС ЦСПиТГ №3. Регулирование сброса газа с аппаратов С-1…3 возможно как дистанционным управлением клапаном-регулятором, задание которому задается с пульта управления в центральной операторной БГО, так и ручным управлением байпасной задвижкой.

Разгазированная нефть поступает в электродегидраторы ЭД-1…4, где под воздействием следующих факторов: сильного электрического поля, действующего на ионизированные капли пластовой воды, высокой температуры (45-55°С), понижающей вязкость нефтяной эмульсии и улучшающей отделение воды, а также большого объема аппаратов, увеличивающего время отстоя, происходит глубокое обезвоживание.

Система автоматизации электродегидраторов ЭД-1…4 обеспечивает следующий объем автоматизации:

§ Измерение и контроль уровня раздела сред «нефть-вода», расхода воды с каждого аппарата,

расхода воды общего коллектора, загазованности площадки электродегидраторов, аварийного уровня в аппаратах.

§ Сигнализация по предельным технологическим параметрам электродегидраторов.

§ Блокировка работы по: несанкционированному входу к высоковольтному трансформатору,

максимальному уровню подтоварной воды в аппарате, превышению тока на фазах трансформатора, разгерметизации проходных изоляторов, короткому замыканию в трансформаторе.

§ Регулирование уровня раздела сред «нефть-вода».

 

Информация о технологических параметрах электродегидраторов ЭД-1…4 поступает в щитовую, расположенную в центральной операторной и далее передается на верхний уровень автоматизации (АРМ оператора, АРМ начальника смены).

Сброс воды из электродегидраторов осуществляется через клапаны-регуляторы уровня раздела фаз на очистные сооружения в РВС-5000 № 1, 2, 9, 10.

Подготовленная подтоварная вода через лучевой распределитель, установленный на высоте 150см от днища поступает по трубопроводу на прием насосов Н-1…6 (БНС-4) и через узел учета воды откачивается в систему ППД. Схемой обвязки РВС-№ 1,2,9,10 предусмотрена возможность работы этих резервуаров отдельно друг от друга, т.е. как резервуар-отстойник и буферный одновременно.

Система автоматизации резервуарного парка РВС-1,2,9,10 обеспечивает следующий объем автоматизации:

§ Измерение уровня взлива подтоварной воды в резервуарах.

§ Сигнализация по предельным параметрам РВС.

Информация о технологических параметрах РВС-1,2,9,10 передается в станцию управления №2 операторной резервуарного парка и далее передается на верхний уровень автоматизации (АРМ оператора, АРМ начальника смены).

Узел учета воды включает в себя турбинные преобразователи расхода СМИТ-150 (2 шт.) на КНС-9 и диафрагму с преобразователем разности давлений Метран-100-ДД на КНС-6. Информация о значениях расходов передается в щитовую операторной товарного парка.

Сброс воды из электродегидраторов, а также откачка промышленно-ливневой канализации с блока глубокого обезвоживания в РВС-5000 м³ № 1, 2, 9, 10, где происходит ее подготовка, затем откачивается насосами откачки подтоварной воды (БНС-4) через узел учета воды и блок качества в систему ППД.

Нефть из электродегидраторов ЭД-1…4 с остаточным содержанием воды до 0,5 % через клапан-регулятор, установленный на общей линии выхода нефти, поступает на концевую сепарационную установку (КСУ), состоящую из пяти горизонтальных аварийных сепараторов АС-1…5, где при давлении ниже 0,05 кгс/см² , происходит окончательная сепарация нефти. Газ из аппаратов КСУ поступает на прием винтовых компрессоров II ступени сепарации ГКС ЦСПиТГ №3, совместно с газом сепарации промежуточных сепараторов С-1/3, либо сжигается на факеле низкого давления.

Система автоматизации КСУ обеспечивает следующий объем автоматизации:

§ Измерение и контроль уровня в аппаратах, загазованности площадки КСУ, аварийного уровня в

аппаратах.

§ Сигнализация по предельным параметрам КСУ.

Информация о технологических параметрах КСУ передается в станцию управления №1 операторной резервуарного парка и далее передается на верхний уровень автоматизации (АРМ оператора, АРМ начальника смены).

Схемой предусмотрена работа в аварийном режиме, когда нефть с блока нагрева ПТБ-10А № 9…12, минуя сепараторы С-1-3 и электродегидраторы ЭД-1-4, поступает на КСУ и далее в резервуарный парк.

При динамическом режиме подготовки нефти в резервуарном парке нефть из КСУ поступает в РВС-10000 м³ № 7, либо РВС-10000 № 6, которые переоборудованы под динамический режим отстоя нефти и снабжены переливным трубопроводом с воронкой, находящейся на высоте 7 метров. В резервуарах РВС № 6, 7 постоянно поддерживается слой воды. Нефть, поступающая в резервуар, проходит через слой воды, что способствует более полному отделению оставшейся свободной воды из нефти и с высоты 7 метров через переточную воронку поступает самотеком в любой другой резервуар.

Система автоматизации резервуарного парка РВС-3,4,5,6,7 обеспечивает следующий объем автоматизации:

§ Измерение и контроль уровня взлива нефти.

§ Сигнализация по предельным параметрам РВС.

Информация о технологических параметрах РВС-3,4,5,6,7 передается в станцию управления №2 операторной резервуарного парка и далее передается на верхний уровень автоматизации (АРМ оператора, АРМ начальника смены).

Отделившаяся в буферном резервуаре вода откачивается насосами внутренней перекачки Н-1…5 в коллектор выхода воды с блока УПС-6300 № 1…8. В случае получения некондиционной нефти существует схема возврата нефти из РВС-10000 м³ № 3…7 на установку, в трубопровод выхода нефти с УПС-1…8 на ПТБ-10А №9-12 для дальнейшей подготовки.

Схемой резервуарного парка предусмотрен прием нефти с КСУ в любой РВС-10000 м³ № 3…7 для работы в статическом режиме.

Подготовленная к откачке нефть из резервуаров откачивается насосами внешнего транспорта НВТ-1…5 через узел учета нефти ОУУН-506 в нефтепровод внешнего транспорта в направлении СИКН-560 ЦППН-6.

ОУУН-506 имеет пять измерительных линий, на которых установлены турбинные преобразователи расхода фирмы «Smith». На узле учета нефти имеется блок качества и калиброванная трубопоршневая установка (ТПУ), данные с ОУУН № 506 передаются по сети компьютерной связи в Нефтеюганское УМН.

Аварийный сброс давления с предохранительных клапанов печей ПТБ-10/64 №5…8, ПТБ-10А №9…12, УПС 1…9, С-1…3 предусмотрен на факел высокого давления. Сброс давления с СППК электродегидраторов ЭД-1…4 направляется в подземные аварийные емкости ЕА-1…3, откуда погружными насосами откачивается в линию выхода нефти с КСУ в резервуарный парк. Аварийные емкости ЕА-1…3 предназначены также для оперативного дренирования электродегидраторов ЭД-1…4 и сепараторов С-1…3 в аварийных случаях. Факельная система состоит из двух автономных систем: высокого и низкого давления. На факел низкого давления сбрасывается газ концевой ступени сепарации (КСУ) и газ с предохранительных клапанов ППК. Факел высокого давления предназначен для утилизации газа с промежуточных сепараторов

С-1…3 и с предохранительных клапанов ППК остального технологического оборудования. Газ, поступающий в факельную систему, отбивается от капельной жидкости в факельных конденсатосборниках ФК-1,2, затем по газопроводу поступает в факельный уголовник, где происходит его сжигание. Для предотвращения попадания огня в факельные газопроводы, перед факельными свечами установлены гидравлические затворы ГЗ-1,2. Для устойчивого горения факела на дежурные горелки постоянно подается топливный газ, для розжига факела применяется система дистанционного розжига факелов.

Перед конденсатосборниками факельной системы высокого и низкого давления установлена перемычка, позволяющая переводить в аварийных случаях газ из одной факельной системы на другую. Отделившийся в конденсатосборнике газовый конденсат откачивается насосами, установленными в двух насосных блок-боксах. Технологической схемой предусмотрена возможность подачи газа концевой ступени сепарации на прием винтовых компрессоров ГКС ЦСП и ТГ №3, в этом случае газ подается только на дежурные горелки.

Для разрушения нефтяной эмульсии, поступающей с промысла, используется реагент-деэмульгатор «ДИН-2Е», ТУ 2458-004-4860808-ОП-00, подача реагента осуществляется с установок дозирования химреагента УДХ-1 во входной коллектор ПТБ-10№5…8. Блок УДХ (установка дозирования химреагента) включает в себя площадку хранения реагента в заводской таре, насосные блоки подачи реагентов, емкости хранения регентов Е-1…5 (ЕД-1,2- емкости хранения деэмульгатора, ЕБ-1- емкость хранения бактерицида, ЕИК-1- емкость хранения ингибитора коррозии, ЕИС-1- емкость хранения ингибитора солеотложения), емкость для закачки реагента-деэмульгатора, блок управления УДХ.