Производственная практика в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

          На каждом аппарате установлены  сигнализаторы уровня раздела фаз «нефть-вода» (НАУ). В момент срабатывания сигнализаторов предельных уровней производится контроль показаний уровнемера. В случае отказа клапана (непосредственно задания и текущего положения) и недостоверности измеренных значений уровня, системой управления запрещается автоматический режим, выводятся сообщения оператору. Давление в нижней точке аппаратов измеряется датчиком избыточного давления.

          Предварительно обезвоженная нефть  из верхней части КДФТ –  1,2,3,4 через задвижку № 238,239, 240, 241 перетекает в нефтяные сепараторы

(С-1, С- 2/1,2) на ГСУ, в  которых выделяется остаточная  часть газа, не выделившаяся в  КДФТ – 1,2,3,4. Нефть из сепараторов  с содержанием воды не более  10% откачивается на ЦПС. Остаточная  обводненность определяется расходометром Miсromotion и анализами. Температура и давление потока после КДФТ контролируется датчиками температуры «ТСМУ» и давления «Метран-55» линия №23 соответственно.

           Газ отобранный из Р-1 (Через  задвижки № 202,203), выделившийся  после СС-1,2 и из КДФТ – 1,2,3,4 через задвижки № 225,231,232,235,237 собирается газовом расширителе Р-2 и через задвижки №242,244,245 направляется в газовый сепаратор ГС. Для контроля за количеством выделившегося газа на КДФТ установлен расходомер ДРГМ-5000, а также датчики давления «Метран-55» и температуры «ТСМУ» потока линия №23..

           Часть газа после Р-1 через задвижки  № 258,256,257,260,261 используется для  продувки фильтров расположенных  в нижней части КДФТ – 1,2,3,4.

           Из нижней части КДФТ – 1,2,3,4 отбирается вода и через задвижки № 210,211,212,213 направляется на сепараторы сеноманской воды (С-1,2), расположенных на территории БКНС-5 и далее на прием насосов БКНС. На сбросе пластовой воды из КДФТ предусмотрен расходомер, датчик давления, местный манометр.

            Вода сеноманских скважин компенсирующая  недостаток сбрасываемой пластовой  воды с КДФТ, также подается  на сепаратор (С-1,2) БКНС. Контроль  за количеством подаваемой сеноманской  воды осуществляется с помощью  регулирующего клапана, сигналом для которого служит увеличение или уменьшение уровня воды в сепараторах (С-1,2) БКНС. В случае если количество сбрасываемой пластовой воды с КДФТ уменьшается, то для удержания уровня раздела фаз в КДФТ на заданном уровне регулирующий клапан начинает закрываться. Соответственно происходит уменьшение уровня в С-1,2 БКНС, что в свою очередь ведет к закрытию регулирующего клапана и увеличению поступления сеноманской воды в С-1,2 БКНС, излишки которой до этого через задвижки БКНС сбрасываются в затруб сеноманских скважин.

           КДФТ – 1,2,3,4 в нижней части  оснащены тонкослойными фильтрами,  в которых происходит очистка  воды. Регенерация этого фильтра  осуществляется путем продувки  газом.

           Для улавливания механических  примесей размером более 0,5 мм предусмотрены грязеуловительный колпак на Р-1, механические примеси размером менее 0,5 мм улавливаются тонкослойными фильтрами. Уловленные механические примеси из грязеуловительных колпаков с помощью общего дренажного коллектора через задвижки №273,272,271,247,246,248,249,250,251,252,253  отводятся в дренажную емкость ЕД-3. Из ЕД-3 жидкость собственным насосом откачивается в линию вывода частично обезвоженной нефти из КДФТ-1,2,3,4.

          Частично дегазированная и обезвоженная нефть с ТВО УПСВ поступает в С-1 ГСУ ДНС-5. За счет увеличения сечения трубопровода от 325 мм до 3000 мм в газосепараторе С-1 происходит снижение скорости жидкости, и растворенный газ выделяется из нефти и идет в газосепаратор ГС. Далее газ направляется на ГКС Повх.

     Нефть с нижнего патрубка С-1 под давлением с кустов проходит через клапан – регулятор уровня  и двумя потоками по трубопроводам D=426  поступает соответственно в сепараторы С-2/1 и С-2/2 - сепараторы второй ступени сепарации, происходит окончательное отделения газа от нефти на ДНС.

     Со 2-ой ступени нефть поступает на прием насосов Н-1, 2, 3, 4, 5 или в резервуары РВС-1, РВС-2. Резервуары  предназначены для захода нефти при аварийных ситуациях с последующей откачкой жидкости из них насосами Н-1, 2, 3, 4, 5.

     С выкидов насосов Н-1, 2, 3, 4, 5 нефть поступает на оперативный узел учета нефти «УУН», который оборудован массовыми расходомерами типа Micromotion в количестве двух штук. Первичные приборы смонтированы на линиях УУН № 1, 2, вторичные приборы находятся в операторной. Вторичный прибор показывает нарастающий объем добытой нефти в м3, нарастающий объем остаточной пластовой воды в м3, мгновенный % воды, а также плотность и температуру перекачиваемой  жидкости.

       В случае выхода из строя действующей линии поток жидкости направляется по резервной линии, а нефть из ранее работавшей линии дренируется в емкость ДЕ-1.

            После узла учета нефть направляется по трубопроводу ф 426 на ЦПС Повховского м/р. На трубопроводе установлен   датчик давления «Метран-55»линия №7.

      ГАЗ - с ТВО УПСВ, С-1, поступает в газосепаратор ГС, где происходит отделение унесенных капель нефти от попутного газа. Нефть, накопившаяся в ГС, давлением газа вытесняется в линию нефти после сепарации 1-ой ступени. Далее газ направляется на Повховскую ГКС, часть газа через расходомер ДРГМ-400 и датчик давления «Метран-55» и датчик температуры «ТСМУ» линия №21 поступает на котельную установку № 5. На трубопроводе газа на ГКС также установлен расходомер «Метран-350» линия №21.

       Газ с С-2/1 и С-2/1 поступает на газокомпрессорную установку ВКС-5, где он подвергается компрессированию до 7 кг/см2 и далее направляется на Повховскую ГКС, или же сбрасывается на факел для утилизации на трубопроводе которого на ГСУ установлен расходомер ДРГМ-400, датчик давления «Метран-100» и датчик температуры «ТСМУ», а также расходомер  «Метран-350» перед факелом линия №21.

       В трубопровод факельного хозяйства врезана линия сброса газа с предохранительных клапанов СППК-4Р, установленных  по две штуки на С-1, ГС и попарно работающих 4-х штук на ТВО УПСВ. При повышении давления в этих аппаратах выше 8,8 кг/см2 происходит срабатывание клапанов.

       Во всех аппаратах предусмотрен сброс жидкости в дренажную емкость  ДЕ-1 с последующей откачкой из нее на прием насосов Н-1, 2, 3, 4, 5. Конденсат из факельной емкости ДЕ-2 также откачивается  на прием насосов Н-1, 2, 3, 4, 5.

       Воздушная компрессорная, компрессором 4ВУ-5/9 через БКСА и воздухосборник В-4000, подаёт очищенный и осушенный воздух на приборы КИП: уровнемеры УБПВ установленные на С-1, С-2/1,С-2/2 ; на вторичные приборы ПВ-10 , установленные в операторной ; на клапана-регуляторы  уровней  сепараторов С-1, С-2/1,2.

 

 

 

6.3. ЦППН - Цех подготовки и перекачки нефти. Общая характеристика объекта.

     ЦППН состоит из нескольких установок подготовки нефти УПН (3установки).

Установка подготовки нефти УПН-3 производства ГДР мощностью 3,5 млн. т/год входит в состав цеха подготовки перекачки нефти месторождения "Повх" ООО "ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь", НГДУ "Повхнефть", г. Когалым. В её состав входят: отстойники, дегидраторы, нефтегазосепараторы, нагреватели (печи).

Разработчик проекта ГИПРОТЮМЕНЬНЕФТЕГАЗ имени М.И. Муравленко.

Установка подготовки нефти  УПН-3 предназначена для подготовки термоэлектрохимическим методом нефти Повховского месторождения ТПП «КНГ» и сдачи ее Сургутскому управлению магистральных нефтепроводов (СУМН).

Выделившийся в процессе подготовки нефти попутный нефтяной газ используется как топливо  для котельных и печей УПН, остальная часть газа транспортируется на ГКС №2 Повховского месторождения.

Подтоварная вода, после  подготовки на очистных сооружениях, используется в системе поддержания пластового давления (ППД).

 

6.3.1 Характеристика основных применяемых реагентов.

Реагенты – деэмульгаторы предназначены для обессоливания и обезвоживания нефти в процессах промысловой подготовки нефти.

На УПН могут использоваться реагенты:

• сепарол WR-41, норма расхода в количестве 40 г/т товарной нефти;
• ТХ 1220, норма расхода до 40 г/т;
• дипроксамин 157-65М, норма расхода в количестве 45 г/т;
• кемеликс 3388, норма расхода 30 г/т;
• деэмульгатор ХПД-011(П), норма расхода 16 г/т.

 

Физико-химическая характеристика деэмульгаторов.

 

№	Наименование показателей	Сепарол WR-41 РД-1-967-РД	Кемеликс 3388	Дипроксамин 157-65М	ТХ 1220	ХПД 011(П)
	Внешний вид	Прозрачная, однородная, нерасслаивающаяся  жидкость без инородных включений.
	Плотность при 20 °С, г/см3	0,930	0,940	0,942-1,2	0,890-0,910	0,90±0,050
	Массовая доля основного вещества	60-65	65-70	65-67	65	–
	Вязкость кинематическая при 20, мм2/с	50	50	50-40	8-12	50
	Температура застывания, °С	–50	–50	–45	–50	-50
	Температура вспышки, °С	17	15	12	11	19
	Растворимость				В нефти в ксилоле	Растворим в воде

 

Деэмульгатор ХПД-011 марки (П) соответствует техническим условиям ТУ 2458-031-43122541-01 с изв. № 1,2.

Реагенты относятся к группе пожаро-взрывоопасных веществ категории  «А». Для подбора наиболее эффективного действия деэмульгаторов следует руководствоваться РД-39-1-401-80 Миннефтепрома 1981 г. и РД-39-1-967-83 МНП.

6.3.2. Токсикологическая характеристика деэмульгаторов.

 

• Дипроксамин 157-65М относится к третьему классу опасности в соответствии с ГОСТ 1.12.007-76 по растворителю (метанол).В следствие наличия в нем метанола оказывает действие на организм преимущественно как нервный и сосудистый яд.Обладает раздражающим действием на кожу, слизистые оболочки глаз и дыхательных путей. Дипроксамин является высоко кипящим и кроме метанола в воздух ничего не выделяется, обладает способностью к аккумуляции и проникновению через неповрежденную кожу. Предельно допустимая концентрация паров метанола в воздухе рабочих помещений 5 мг/м³ в соответствии с ГОСТ 12.1005-76.Дипроксамин 157-65М не обладает способностью к образованию токсичных соединений в воздушной среде сточных водах в присутствии других веществ.
• Кемеликс – смесь деэмульгатора с изопропанолом в ароматическом растворителе. Растворим в ароматических углеводородах, в низших спиртах, не растворим в воде, парафинах. Содержит в своем составе изопропанол, при обращении с ним необходимо применять индивидуальные средства защиты: респираторы, перчатки, защитные очки.
• Сепарол по степени воздействия на организм человека относится к третьему классу опасности в соответствии с ГОСТ 1.12.007-76. ПДК в воздухе рабочих помещений (по растворителю) составляет 5 мг/м³.
• ТХ 1220 легко воспламеняющаяся жидкость, по степени воздействия на организм человека относится к третьему классу опасности в соответствии с ГОСТ 1.12.007-76. ПДК в воздухе рабочих помещений (по растворителю) составляет 5 мг/м³.
• диэмульгатор ХПД 011(П) легко воспламеняющаяся жидкость, по степени воздействия на организм человека относится к третьему классу опасности в соответствии с ГОСТ 1.12.007-76. ПДК в воздухе рабочих помещений (по растворителю) составляет 5 мг/м³. Пары ХПД тяжелее воздуха и образуют с ним взрывоопасную смесь.

При работе с деэмульгаторами  всегда следует помнить, что для  предотвращения их загустевания при  низких температурах окружающего воздуха в качестве разбавителя, в них используются высокотоксичные вещества, поэтому при обращении с деэмульгатором нужно соблюдать особые меры отраженные в «Инструкции по безопасности труда».

 

6.3.3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки.

6.3.3.1. Поток жидкости.

Эмульсия с расходом жидкости не более 1200-1500 м3/час, температурой не ниже +5°С, давлением до 6,0 кгс/см2 и обводненностью до 60% поступает на установку подготовки нефти (УПН).

Водонефтяная эмульсия с расходом не более 1200-1500 м³/ч поступает на установку (задв. №3600) в нагреватели нефти (задв. №3009, 3015, 3033) типа ПТБ-10 (П-1/1,2,3), где нагревается до 30-50 °С. Из печей нагретая нефть поступает в параллельно включенные отстойники О-1/1, 2, 3 (задв. №3209, 3069а,3050а). В отстойниках типа ОГ-200 происходит основное отделение воды в следствие разности плотностей нефти и подтоварной воды. Сброс воды производится в зависимости от уровня раздела фаз и регулируется клапаном LICA 0440(1,2,3). На отстойниках установлены местные приборы измерения давления, температуры и смотровые окна.

Частично обезвоженная нефть (содержание воды 2-12%) с отстойников (задв. №3079) поступает в электродегидраторы ЭГ-1/1,2 (задв. №3919, 3055) типа ЭГ-200, где  под воздействием переменного электрического поля происходит окончательное разрушение эмульсии «нефть-вода», слияние и закрепление капель воды с растворенными в ней солями.

Отвод из электродегидраторов  выделившейся в процессе пластовой  воды производится на очистные сооружения (задв. №3327), по трубопроводу совместно с пластовой водой из отстойников О-1/1, 2, 3. Регулирование уровня раздела фаз в ЭГ-1/1, 2 осуществляется клапаном регулятором LICA 0840.

Узел ввода электродов между трансформатором и электродегидратором  имеет защиту и блокировки:

• по уровню масла в трансформаторе, поз. LAE 0842, 0843;
• по уровню нефти, поз. LAE 0841.

Они автоматически выключают  трансформатор из работы, тем самым  предотвращая работу узла высокого напряжения без полного заполнения узла электродов.

Повышение температуры  нагрева защитного масла предотвращается  регулятором температуры ТАЕ 0811 отключающим трансформатор.

Регуляторы давления  PICA 0252, 0251 поддерживают необходимое давление в электродегидраторах ЭГ-1/1,2.

Обезвоженная и обессоленная (содержание воды до 1%, солей до 900 мг/л) в электродегидраторах нефть поступает на концевую сепарационную установку АС-1,2 где происходит окончательная дегазация при давлении не более 0,05 кгс/см²