Принципиальная схема сооружений

Рис. 27. Схема предварительной подготовки нефти на комплексе сооружений ДНС – УПСВ – КНС:

1 – предварительный сепаратор; 2 – сепаратор первой ступени; 3 – газосепаратор; 4 – трехфазный сепаратор «Хитер-Тритер»; 5 – сепаратор-буфер; 6 – ОРВС; 7 – емкость сбора нефти с насосом; 8 – АРВС; 9 – нефтенасосная; 10 – УУН; 11 – станция насосная откачки стоков; 12 – УУВ; 13 – сепаратор центробежный вертикальный; 14 - сепаратор факельный; 15 – факел аварийного сжигания газа; 16 – емкость сбора конденсата; 17 – УУГ; 18 – БДР; 19 – КНС; 20 – резервуар противопожарного запаса воды; 21 – противопожарная насосная; 22 – емкость хранения пенообразователя; I – продукция с кустов скважин; II – нефть на ЦПС; III – нефть в емкость сбора нефти; IV – нефть в сепараторы-буферы; V – нефть в (из) АРВС; VI – газовый конденсат в емкость сбора конденсата; VII – конденсат на вход насосов перекачки нефти; VIII – газ на ГТЭС, ГПЭС, КС; IX – газ на собственные нужды; X – газ на факел; XI – подтоварная вода в ОРВС; XII – подтоварная вода на вход насосов откачки стоков; XIII – подтоварная вода на кусты скважин; XIV – реагент-деэмульгатор во входной трубопровод на ДНС.

Рис. 28. Схема предварительной подготовки нефти на ДНС – УПСВ с предварительными сепараторами и печами ПТБ:1 – предварительный сепаратор; 2 – сепаратор первой ступени; 3 – газосепаратор;4 – ПТБ; 5 – сепаратор горячей ступени; 6 – ОГ; 7 – сепаратор-буфер; 8 – ОРВС; 9 – емкость сбора нефти с насосом; 10 – АРВС; 11 – нефтенасосная; 12 – УУН; 13 – станция насосная откачки стоков; 14 – УУВ; 15 – сепаратор центробежный вертикальный; 16 – сепаратор факельный; 17 – факел аварийного сжигания газа; 18 – емкость сбора конденсата; 19 – УУГ; 20 – БДР; 21 – КНС; 22 – резервуар противопожарного запаса воды; 23 – противопожарная насосная; 24 – емкость хранения пенообразователя; I – продукция с кустов скважин; II – нефть на ЦПС; III – нефть в емкость сбора нефти; IV – нефть в сепараторы-буферы; V – нефть в (из) АРВС; VI – газовый конденсат в емкость сбора конденсата; VII – конденсат на вход насосов перекачки нефти; VIII – газ на ГТЭС, ГПЭС, КС; IX – газ на собственные нужды; X – газ на факел; XI – подтоварная вода в ОРВС; XII – подтоварная вода на вход насосов откачки стоков; XIII – подтоварная вода на кусты скважин; XIV – реагент-деэмульгатор во входной трубопровод на ДНС.

Продукция скважин с кустовых площадок поступает в предварительные сепараторы и далее, в сепараторы I ступени, где происходит первичная сепарация газа. Уровень жидкости в сепараторах I ступени поддерживается регулирующими клапанами, установленными на трубопроводах выхода жидкости из сепараторов.

Частично разгазированная нефтегазоводяная смесь поступает в трехфазные сепараторы типа «Хитер-Тритер» через входной штуцер в верхней части аппарата во входную секцию установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. С 2009 года начали использоваться установки со смонтированным внутри аппарата входным распределителем потока. Он представляет собой заглушенную с одной стороны трубу с отверстиями, расположенными напротив межтрубного пространства жаровых труб для удаления из него осаждающегося твердого осадка. Отделенный газ поднимается вверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость, содержащаяся в газе, коагулируется и сливается с жидкой фазой. Далее газ проходит через клапан обратного давления, который регулирует рабочее давление в аппарате. Эмульсия, нефть и подтоварная вода спускаются по стенкам жаровых труб и переливаются через перегородку, предотвращающую образование каналообразного потока нефти или эмульсии. Подтоварная вода собирается на дне аппарата под жаровыми трубами в отстойной секции. Нагревание эмульсии при ее прохождении вокруг жаровых труб вызывает быстрое коагулирование капель воды и разбивание эмульсии. Капли влаги, выделившейся из эмульсии, оседают на дне емкости и соединяются со свободной водой, осевшей без подогрева. Кроме того, нефть и эмульсия, проходя над жаровыми трубами, вымывают образовавшиеся на них осадки и накипь.

Температура в жаровых трубах или топке поддерживается путем сжигания газа, выделившегося из потока входящей продукции. Если этого газа недостаточно для поддержания необходимой температуры, то в топки подается газ с узла сепарации ДНС. Аппарат оснащен регуляторами и приборами, обеспечивающими контроль пламени и температуры.

Нефть поднимается через отстойный отсек, где за счет гравитации из нее выходит вся оставшаяся вода. Оставшаяся водонефтяная эмульсия протекает через пластинчатый отсек аппарата (коалесцер), который состоит из множества расположенных друг над другом рифленых полипропиленовых пластин. В условиях ламинарного потока капли нефти поднимаются и скапливаются на пластинах. Затем эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Таким образом, близко расположенные рифленые пластины создают большую площадь для коагуляции, где собираются капельки нефти, и этот отсек способствует большему столкновению капель. Отделенная нефть поднимается вверх и поступает в сборный отсек. Нефть выводится из аппарата через выпускной клапан-регулятор. Вода, оседающая за счет гравитации, соединяется со свободной водой на дне емкости и выводится из аппарата через клапаны-регуляторы.

Подогретая частично обезвоженная нефть из трехфазного сепаратора поступает в сепараторы-буферы, где происходит дальнейшее разгазирование нефти. В нормальном режиме нефть из сепараторов-буферов поступает на прием насосов откачки нефти ДНС. При работе в этом режиме газ из сепараторов-буферов поступает на топливные нужды.

В аварийном режиме нефть из сепараторов-буферов поступает в аварийный резервуар. В этом режиме газ полностью сбрасывается на факел.

Уровень жидкости в сепараторах-буферах поддерживается регулирующими клапанами либо системой автоматического управления с частотно-регулируемыми электроприводами регулированием скорости электродвигателей насосных агрегатов. С выхода насосов нефть поступает на узел учета нефти и далее, по напорному нефтепроводу на ЦПС.

Отвод газа.

Нефтяной попутный газ, выделившийся в предварительных сепараторах и сепараторах I ступени, поступает в горизонтальные газосепараторы для очистки от капельной жидкости и далее, через узел учета газа в систему газопроводов, для транспортировки на ГТЭС, ГПЭС, КС и на собственные нужды. Газ, используемый в качестве топлива (собственные нужды), подается на площадку подготовки топливного газа в центробежный вертикальный газосепаратор, где происходит дополнительная очистка от капельной жидкости.

Газ, выделившийся в трехфазных сепараторах «Хитер-Тритер», поступает в сепараторы-буферы. Все сепараторы снабжены предохранительными клапанами (СППК). В случае срабатывания СППК газ по газопроводу подается на факел аварийного сжигания газа.

Сброс пластовой воды

Подтоварная вода из аппаратов «Хитер-Тритер» поступает на очистные сооружения (ОРВС), где происходит очистка воды от нефтепродуктов. Для улучшения качества воды используются два ОРВС, работающих последовательно. После динамического отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров самотеком поступает в насосную очищенных стоков на вход насосов, с выхода которых через узел учета воды поступает на прием насосов КНС. Уловленная нефть из ОРВС поступает на прием насосов откачки нефти и откачивается на ЦПС через узел учета нефти.