Производственная практика в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

Затем разгазированная  нефть поступает в товарные резервуары РВС-10000 №1-8, откуда насосами внешней перекачки ЦНС 300´480 №1-4 подается на коммерческий узел учета нефти №551, для сдачи Сургутскому управлению магистральных нефтепроводов (СУМН).

Для разрушения эмульсии в поток дозировано подается реагент  – деэмульгатор.    Расход реагента регулируется ходом штока плунжера насоса.

6.3.3.2. Попутный нефтяной газ.

Основное количество попутного газа отбирается на КСУ  откуда через открытые задвижки HIA 0162 поступает в сепараторы С-6/1,2,3 и далее на ГКС№2.

6.3.3.3. Технологическая линия пластовой воды.

На установке пластовая  вода отделяется в процессе подготовки из О-1/1,2,3 и ЭГ-1/1,2 и подается на очистные сооружения участка КСП РВС-5000 №23,24,25,26.

В процессе очистки от пластовой воды нефть отделяется в верхнем слое РВС-5000 №24,25,26, откуда со стояка на высоте 8 м насосами внутренней перекачки УПН-1 Н-6^А,В,С периодически откачивается обратно в голову процесса либо в РВС-10000 №1,3. Очищенная пластовая вода насосами подтоварной воды Н-1,2,3,4,5 участка КСП подается на КНС-4,1.

6.3.3.4. Технологическая линия подачи деэмульгатора.

Для разрушения эмульсии в поток  дозировано подается реагент – деэмульгатор.  Подача деэмульгатора осуществляется при помощи дозировочных насосов Н-4/1,2.

Расход реагента устанавливается  по лимбу насосов дозаторов. Подача реагента в зависимости от технологического процесса может осуществляться как перед отстойниками О-1/1,2,3 так и перед печами ПТБ-10 №1,2,3.

6.3.3.5. Аварийное опорожнение змеевиков печей П-1/1, 2, 3.

Аварийное опорожнение  змеевика печей осуществляется закрытием  задвижек на печах П-1/1,2  №3008, 3009, 3005, 3504, 3005, 3011, 3013, 3015, на печи П-1/3  №3034, 3003 и открытием задвижек  № 3006, 3016 на П-1/1,2 и № 3031, 3032 на П-1/3. Опорожнение производится в закрытую емкость Е-5, откуда нефть откачивается насосом Н-6 в линию товарной нефти УПН-3.

6.3.3.6. Снабжение топливным газом.

В качестве топливного газа в печах П-1/1-3 используется попутный нефтяной газ.

Выделившийся на КСУ  УПН-3 и КСП газ подается на прием газовых компрессоров, откуда часть газа подается в газовый сепаратор С-10.

В газожидкостном сепараторе С-10 отделяются унесенные потоком  газ капли нефти и газового конденсата, чтобы исключить их попадание  в камеру сгорания печей П-1/1-3. Газоконденсат из сепаратора С-10 дренируется в емкость Е-5. Сепаратор С-10 оснащен сигнализатором предельного уровня.

Регулирование давления топливного газа после С-10 осуществляется регулятором давления PRCA 0155, что создает условия для равномерной подачи топлива к печам.

 

6.3.3.7. Система опорожнения канализации и пропарки.

Остаточный продукт  из трубопроводов и аппаратов  направляется в подземную емкость Е-6 и далее насосом Н-8 через АС-1,2 в резервуарный парк. Емкость Е-6 имеет дыхательный трубопровод на факел низкого давления.

Все технологические  аппараты снабжены штуцерами для  подключения пара на пропарку. Продукт пропарки отводится в систему опорожнения до тех пор пока содержание нефти и нефтесодержащих загрязнений не исчезнет. Вода после пропарки или промывки аппаратов направляется через канализацию в подземные отстойники Е-12/1,2, из которых насосом откачивается на очистные сооружения.

Рис.6.1. Технологическая схема объекта.

 

Условные  обозначения:

1 – печь;

2 – сепаратор  горячей ступени;

3 – газосепаратор;

4 – отстойник;

5 – электродегидратор;

6 – КСУ;

7а – технологический  резервуар РВС-10000 (3 шт.);

7б – товарный  резервуар РВС-10000 (3 шт.);

8 – насос внешней откачки;

9 – коммерческий узел учёта;

10 – очистной  резервуар;

11– насос откачки воды;

I – нефть с ДНС;

II – нефть с ДНС-4;

III – газ на ВКС;

IV – нефть в магистральный нефтепровод;

V – вода на КНС.