Материал: ПРОЕКТ НЕФТЕПРОВОДА ДЛЯ ТРАНСПОРТА НЕФТИ БЕЙТАНГИРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

14

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Описание процессов подготовки и транспорта углеводородного сырья

Технологическая схема подготовки добываемой продукции скважин, состоящей из нефти, попутно добываемой воды и газа должна обеспечивать обезвоживание и дегазацию нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Кроме того, установка подготовки нефти (УПН) должна обеспечивать содержание солей в подготовленной нефти не более 20 мг/л. Столь низкое содержание солей в нефти обусловлено ее дальнейшей переработкой на установке нефтеперерабатывающей (НПУ-50). Более высокая концентрация солей в нефти может привести к преждевременному выходу оборудования из строя.

Добываемая продукция (далее – нефть) от куста скважин РН1 и одиночных скважин по системе сбора поступает на входную гребенку, где производится снижение и поддержание технологического давления на уровне 0,6 МПа. От входной гребенки поступает в устройство предварительного отбора газа (УПО). После потоки нефти поступают в нефтегазовый сепаратор С-1.1, в котором происходит дегазация нефти. Газ от УПО смешивается с газом из С-1.1 и подается в газосепаратор СГ-1.1.

Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором С-

1.1 вводится деэмульгатор от блока дозирования химических реагентов БРХ-1.

Из сепаратора С-1.1 частично дегазированная нефть смешивается с жидкостью из сепаратора СГ-1.1 и поступает на вход аппарата С-2, давление в котором поддерживается на уровне 0,58 МПа регулятором давления, установленным в газовой обвязке аппарата. Температура нефти в С-2 повышается до 35 °С за счет теплообмена с жаровой трубой, нагреваемой

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Шидловский П.В.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Коровин И.О.

РБ

1

31

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4

Н. контр.

Куликов А.М.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

15

дымовыми газами. При повышенной температуре процесс разделения нефти и воды происходит более эффективно за счет снижения вязкости нефти.

Вода из С-2, отделенная от нефти, направляется на утилизацию, а обезвоженная и дегазированная нефть направляется в отстойник О-1.1 для окончательного обезвоживания и обессоливания. Давление в О-1.1 поддерживается на уровне 0,5 МПа регулятором давления, установленным в газовой обвязке аппарата. На вход О-1.1 подается пресная вода, которая разбавляет воду, унесенную из С-2, ее объем определяется эффективностью отделения водного раствора от нефти в С-2 и О-1.1, а также минерализацией пластовой воды.

Из отстойника нефть направляется на концевую сепарационную установку

– СК-1.1, давление в которой поддерживается на уровне 0,105 МПа, а вода частично направляется на утилизацию, другая ее часть возвращается на вход С-

2 для предварительного обессоливания нефти.

Подготовленная нефть из СК-1.1 поступает в резервуарный парк нефти, поступает в резервуарный парк товарной нефти для хранения и последующего автовывоза в период ОПЭ.

Газы дегазации от СГ-1.1, С-2 и О-1.1 объединяются и используются в дальнейшем на собственные нужды. Газ СК-1.1 сжигается на факеле.

Внешний транспорт нефти в период полного развития планируется перекачкой по нефтепроводу (Длиной 218 км. Ду=325 мм.) до г. Ленск, с последующим транспортом по ВСТО.

Подготовка, переработка и транспортировка добытой нефти производится комплексно на площадке дожимной насосной станции №3 (далее ДНС-3). Для реализации этих задач на территории площадки ДНС-3 предусматривается следующий комплекс технологических объектов и сооружений:

-   ДНС-3 с необходимым минимумом технологического оборудования на период ОПЭ;

- Установка подготовки нефти (далее УПН);

- Площадка резервуаров;

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

16

- Резервуарный парк нефти и товарной продукции;

- Наливная эстакада для налива продукции в автотранспорт;

- Установка нефтеперерабатывающая (далее УНП).

Продукцией УПН является товарная нефть, соответствующая требованиям ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий».

2.1.1 Дожимная насосная станция

ДНС-3 предусматривается с необходимым минимумом технологического оборудования, в состав которого входят:

- Установка предварительного отбора газа (далее - УПО);

- Установка сепарации нефти Ι ступени и газосепаратор, обеспечивающие сепарацию нефти в полных объемах;

- Установка подготовки газа собственных нужд;

- Факельная система.

В соответствии с технологической схемой добываемая продукция (далее – нефть) от куста скважин РН1 и одиночных скважин по системе сбора поступает на входную гребенку, где производится снижение и поддержание технологического давления на уровне 0,6 МПа.  После объединения  потоки нефти поступают на установку сепарации нефти.

Для перспективного расширения ДНС-3, с учетом полного развития месторождения, предусматриваются резервные территории и коридоры коммуникаций площадки ДНС-3 для строительства дополнительных технологических сооружений, к которым будут относиться: насосная нефти, оперативный узел учета нефти, площадка подогревателей нефти, буферная емкость, аварийные емкости.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

17

Таблица 2.1 - Состав технологических сооружений ДНС-3 на период ОПЭ

Обозна-                                                                 Кол-                    Технические  Наименование

чение             во,шт                                         характеристики

Устройство предварит.

УПО1.1                                                                     1                         Ру=1,0 МПа

отбора газа

Сепаратор нефтегазовый                            Qж=26 м3/час, Ру=1,0МПа, С1.1                                                                        1

входной типа НГС                                        V=25 м3

Qг=21-75 тыс нм3/ч;

СГ1.1              Газосепаратор типа НГС               1

Ру=1,0 МПа; V=6,3 м3

Qг=42,8-142,8 тыс. м3/сут;

Установка подготовки газа

БПГСН                                                                      1                    Рвх=0,6-0,8 МПа;

собственных нужд

Рвых=0,4 МПа

Сепаратор факельный                                                 V=4 м3; СФ1                                                                        1

высокого давления                                           Qг=41 тыс. м3/ч

Сепаратор факельный                                                 V=4 м3; СФ2                                                                        1

низкого давления                                             Qг=41 тыс. м3/ч

ЕФ1,ЕФ2                Емкость дренажная                   2                 V=12,5 м3, N=15 кВт Емкость дренажная

Е1                                                                          1                 V=40,0 м3, N=15 кВт

технологическая

Установка факельная

Ф1                                                                          1                  Ду300 мм, Н=20,5 м

УФМГ-300

Установка факельная

Ф2                                                                          1                  Ду100 мм, Н=10,5 м

УФМГ-100

Блок запально-                                        В составе УФМГ-300 и БЗС                                                                         2

сигнализирующий                                                 УФМГ-100

Блок запорно-                                         В составе УФМГ-300 и БЗР                                                                         2

регулирующий                                                      УФМГ-100

ПУМ           Пульт управления местный             2                                   -- Установка дозирования

Qж=2,5 л/ч;

УДХ1                       химреагента                          1

Раб=1,0 МПа

(деэмульгатора)

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

18

2.1.2 Установка сепарации нефти

Установка сепарации нефти включает в свой состав устройство предварительного отбора газа, сепаратор нефтегазовый входной, газосепаратор. Нефть от входной гребенки направляется в устройство предварительного отбора газа (УПО1.1), где производится предварительная сепарация нефти от газа и его отбор для разгрузки входного сепаратора С1.1 по газу. После УПО1.1 частично разгазированный поток нефти поступает на первую ступень сепарации во входной сепаратор С1.1, где производится сепарация нефти от газа при установленном технологическом давлении 0,6 МПа. Газ, выделившийся в УПО1.1 и С1.1, отводится в газосепаратор СГ1.1. Рабочее давление, при котором производится сепарация нефти от газа, поддерживается автоматически регулятором давления РД1.1, установленным в газовой обвязке СГ1.1, на уровне 0,6 МПа. Газ от СГ1.1 направляется на вход сепаратора СГСН1.1 блока подготовки газа собственных нужд.

Нефть, отделенная в С1.1, сбрасывается по уровню автоматически через регулятор уровня, установленный в обвязке С1.1. Поток отсепарированной от газа нефти после С1.1 и СГ1.1 поступает на вход в С2 установки подготовки нефти. При выходе ДНС-3 на полное развитие на трубопроводе подачи нефти в С2 от С1.1 предусматривается установка регулятора расхода РР и счетчика жидкости для подачи на УПН и УНП необходимого количества нефти.

Для обеспечения интенсивности процесса отделения воды в сепараторе С1.1 во входной трубопровод нефти производится подача деэмульгатора от установки дозирования химреагента УДХ1.

Для предотвращения образования гидратов в поток газа перед СГ1.1 предусматривается подача метанола.

Для защиты технологической линии по подготовке нефти от превышения давления предусматривается установка предохранительных клапанов на газосепараторе   ГС1.1.   Давление   настройки   предохранительных   клапанов

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

19

составляет  1,15  Рраб.  Сброс газа  от  предохранительных  клапанов  аппарата предусматривается в общий коллектор факельной системы высокого давления.

Для опорожнения технологических аппаратов перед выводом в ремонт, техническим освидетельствованием или при аварийной остановке на ДНС-3 предусматривается дренажная емкость Е1 объемом 40 м3, оборудованная погружным насосом.

Общий объем дренажной емкости обеспечивает прием всего количества жидкости от аппаратов ДНС-3 при остановке технологической линии. Откачка сброшенной жидкости от Е1 предусматривается на вход в С2 установки подготовки нефти, также предусмотрен трубопровод откачки нефти от Е1 в резервуарный парк.

2.1.3 Установка подготовки нефти

В составе установки подготовки нефти (далее - УПН) предусматривается следующее технологическое оборудование:

- блок нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом С2;

- отстойник О1.1;

- установка концевая сепарационная СК1.1;

- узел оперативного учета нефти УОУН.

В связи с высоким содержанием солей в пластовой воде (220 г/л) и в целях экономии промывочной воды, технологией подготовки нефти предусматривается ступенчатое отделение воды от нефти. Отделение воды производится в сепараторе С2 и отстойнике О1.1. Перед отстойником через смеситель предусматривается подача пресной воды для промывки солей из остаточного количества пластовой воды. Указанной технологией достигается снижение содержания концентрации солей в пластовой воде до необходимых 20 мг/л для последующей переработки нефти на установке по переработке нефти (УНП).

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

6

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

20

Сброс газа низкого и высокого давления УПН от аппаратов производится в факельную систему ДНС-3, являющейся общей факельной системой для ДНС- 3, УПН.

Состав технологических сооружений УПН представлен в таблице 2.2.

Для опорожнения технологических аппаратов перед выводом в ремонт, техническим освидетельствованием предусматриваются дренажные емкости Е2.1, Е2.2 объемом 40 м3, оборудованные погружными насосами. Объем дренажных емкостей и обеспечивает прием жидкости от наибольшего по объему аппарата (О1.1).

Таблица 2.2 - Состав технологических сооружений УПН на период ОПЭ

Обозна-                                          Кол-во               Технические  Наименование

чение        шт                                  характеристики

Блок нефтегазово-                          Qнвэ=до 2600 м³/сут;

доразделителя с                             Qн=до 2100 м³/сут; С2                                                 1

прямым                                        Рраб.=0,6 МПа;

подогревом                                          V=6,3 м3

О1.1         Отстойник нефти           1           V=100 м3; Рраб=0,6 МПа

Сепаратор

Рраб.=0,6 МПа;

СК1.1           нефтегазовый               1

Qж= 143 т/сут;

типа НГС (КСУ)

V=6,3 м3

Узел

Qж=7,5 м3/час

УОУН           оперативного               1

Ру=0,6 МПа

учета нефти

Емкость

Е2.1, Е2.2                                            2              V=40,0 м3, N=15 кВт

дренажная

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата