Описание технологического процесса и схемы производства
Продукция скважин ЦДНГ-4 после предварительного отстоя на ДНС-8 совместно с продукцией скважин ЦДНГ-1, ЦДНГ-3 поступает на прием технологических резервуаров ДНС-1 и после отстоя откачивается на прием насосов ДНС-210, также на прием насосов ДНС-210 поступает предварительно обезвоженная нефть с УПС -210 сырьем которого является продукция скважин ЩЩГ-2, ЦДНГ-5.
Насосы ЦНС-300х540 расходом от 150-320 м2/ч откачивают с ДНС-210 на УПВСН сырую нефть с остаточной долей воды в нефти от 0,5% до 5%.
Нефть движется по трубопроводу диаметром 426мм, протяженностью 46 км и через задвижку №1 поступает на узел учета сырой нефти УПВСН, после чего через задвижки № 4, 7 (линия №1) или 2,6 (линия №2) и задвижку №10 направляется на прием буферных емкостей Е-1/1, Е-1/2, Е-6/1, Е-6/2. Через задвижки №69, 82, 65, 66 нефть поступает в буферные емкости Е-6/1, Е-6/2 или через задвижки №69, 82, 71, 72 в Е-1/1, Е-1/2.
С буферных емкостей через задвижки №61,62 с Е-6/1, Е-6/2 или через задвижки №80,81 с Е-1/1, Е-1/2 нефть поступает на прием насосов ЦНС 300x180 Н-1, Н-2. Насосы Н-1, Н-2 с давлением не более 0,9 МПа откачивает сырую нефть на прием насосов в кожутрубчатых теплообменников ТПГ-1200. Теплообменники разделены на 2 параллельных потока по 3 теплообменника.
Сырая нефть разделяется на 2 потока и через задвижку №131 поступает на I поток и через задвижку №136 поступает на II поток теплообменников.
Сырая нефть поступает в трубное пространство теплообменника, за счет движущейся противотоком по межтрубному пространству товарной нефти нагревается до 35 °С и через задвижки №126 (I поток), №136 (II поток) поступает в печи ПТБ-10 №1 через задвижку №276 в ПТБ -10 №2 через задвижку №297 и в ПТБ-10 №3 через задвижку №34.
В печах нефть нагревается до 65 °С. Для печей в качестве топлива используется природный (сетевой) газ. При перебоях поступление природного газа возможно переключение питания печей на газ, поступающий с Минибаевской установки сероочистки УТНГП.
После печей нефть при давлении до 0,5 МПа через задвижку № 362 поступает в верхнюю часть колонны отдувки сероводорода из нефти, в нижнюю часть колонны через задвижку № 359,360,361 поступает очищенный от сероводорода нефтяной газ с давлением до 0,5 МПа. Газ поступает с Минибаевской установки сероочистки.
При противоположном движении нефти и газа, сероводород переходит в газ и выводится с верху колонны.
Нефть через задвижки № 357,355,256 выводится с куба колонны и поступает на сепараторы С-1, С-2 через задвижки № 353, 342, 341.
Газ выводится с верху колонны и через задвижки № 365,366 поступает в теплообменник ТПГ-800 для охлаждения и конденсации тяжелых углеводородов, газ охлаждается холодной сырой нефтью, которая поступает с I потока теплообменников через задвижки № 131а,616,615,614,612,369 и возвращается в нагретую сырую нефть после т/о Т-1/1, Т-1/2, Т-1/3 через задвижки № 370,126а.
Охлажденный газ вместе с конденсатом поступает в конденсатосборники КС-1, КС-2 через задвижки № 368,622,621.
Конденсат с КС-1, КС-2 через задвижку № 625а,623 поступает на прием насоса Н-11, ЦНС 38x88 и откачивается в сырую нефть через задвижку-№_627.
Осушенный газ совместно с газом поступающий с УУЛФ, буферных емкостей Е-1/1,Е-1/2, Е-6/1, Е-6/2,напрвляется на установку сероочистки УТНГ.
После колонны отдувки перед сепараторами С-1, С-2 в поток сырой нефти осуществляется подача пресной воды для обессоливания. Пресная вода подается насосами Н-3, Н-4 ЦНС 38x132, и через задвижку №699 вводиться в поток нефти.
Горячая отсепарированная нефть через задвижки №346, 347 с С-1 и задвижки №349, 350 с С-2 через электрорегулирующий клапан направляет в технологические резервуары и может поступать через задвижки № 473,516,492 в РВС-5000 №4 или через задвижки №473,518,541 в РВС-5000 №5.
В случае поступления нефти в РВС-5000 №4, обезвоженная и обессоленная нефть с содержанием массовой доли воды не более 0,3% и хлористых солей не более 100 мг/дм3 через задвижку №494 с высоты 9м, через задвижки № 513, 541 поступает на прием технологического РВС-2000 №5 или через задвижки № 497, 506, 557 (603) на прием насосов Н-7 (Н-8) ЦНС 300x180.
Далее с РВС-5000 №5 с высоты 8м через задвижки № 540,521,506,557(603) и горячая товарная нефть с содержанием массовой доли воды не более 0,15% и содержанием хлористых солей не более 60 мг/дм3 поступает на прием насосов внутренней перекачки товарной нефти Н-7 (Н-8) ЦНС 300x180 или с РВС-2000 №3 (в случае если РВС-2000 №3 используется как технологический) с высоты 8м через задвижки №470,501,557 (603) горячая товарная нефть с содержанием массовой доли воды не более 0,2% и содержанием хлористых солей не более 80 мг/дм3 поступает на прием насосов внутренней перекачки нефти Н-7 (Н-8) ЦНС 300x180.
В случае поступления нефти в РВС-5000 №5.
Обезвоженная, обессоленная нефть с высоты 9м через задвижки № 538,524,523,522,520,517,592 поступает на прием технологического РВС-5000 №4 или через задвижки № 538,524,523,522,520,514,477,476,475 в РВС-2000 №3.
С РВС-5000 №4 горячая товарная нефть с содержанием массовой доли воды не более 0,15 и содержания хлористых солей не более 60 мг/дм3 с высоты 8м через задвижки №495,497,506,557 (603) поступает на прием насосов внутренней перекачки нефти Н-7 (Н-8) ЦНС 300x180.
В случае необходимости РВС-2000 №2, РВС-2000 №3 могут быть использованы как буферные перед насосами Н-7, Н-8.
Для этого горячая товарная нефть с РВС-5000 №4 (РВС-5000 №5) через задвижки №494,495 (538,540) 484,481 (524,523,522) 515 (514) поступает в РВС-2000 №3 через задвижки №477,476,475 или в РВС-2000 №2 через задвижки №457,456. Далее с РВС-2000 №3 через задвижки №461 или с РВС-2000 №2 через задвижку №455, нефть поступает на прием насосов внутренней перекачки нефти Н-7, Н-8.
Горячая товарная нефть насосами Н-7, Н-8 откачивается на I и II потоки теплообменников и через задвижки №132, 136 попадает в межтрубное пространство теплообменников, где охлаждается до температуры не более 30 °С далее поступает в буферный резервуар РВС-2000 №2 через задвижки №510, 456а или через задвижки №435 в РВС-2000 №1.
Далее холодная товарная нефть через задвижку № 511 с РВС-2000 №2 или через задвижку № 507 с РВС-2000 №1 поступает на прием насосов Н-5 задвижки №544 (ЦНС 300x360) и Н-6 (ЦНС 300x180) задвижки №550. Далее нефть через задвижки №17,18 поступает на узел учета товарной нефти СИКН 218 и через задвижку №44 поступает в магистральный трубопровод.
Расход нефти поддерживается дистанционным управлением электроприводными задвижками на выкидной линии насосов Н-5, Н-6, Н-7, Н-8.
Образовавшаяся в технологическом резервуаре РВС-5000 №4 (№5) сточная вода, через задвижки №487, 486 (535,532,531,550,529,524,526) поступает на прием насосов подкачки ЦНС 60x99 или на подготовку в РВС-2000 №1 на маточник - распределитель на высоту 2,5м через задвижки №407, 432 и далее с высоты 0,5м через задвижки №432а,427а,396,397 поступает на прием насосов подкачки Н-9, Н-10 ЦНС-60х99. С насосов подкачки Н-9, Н-10 через задвижки №400,401,403,412,415 сточная вода поступает под давлением не менее 0,5 МПа на насосы откачки пластовой воды марки «REDA» , которые под давлением до 17,8 МПа откачивают ее через задвижки №416,413,414,417,418,419 на блок напорной гребенки, откуда через задвижку №420 откачивается на блок напорной гребенки НГДУ «Альметьевнефть».
Расход сточной воды из РВС-5000 №5 в РВС-2000 №1 регулируется с помощью электроприводной задвижки №531.
Для экономии промывочной пресной воды предусмотрена подача сточной воды в емкость пресной воды Е-2, путем подачи сточной воды с выкида насосов подкачки через задвижки №430,669,648 или под давлением столба жидкости РВС через задвижки №430а,669,648.
Для предотвращения накопления обводненной эмульсии РВС-2000 №1,2,3 через задвижки №436,450,459 осуществляется дренирования жидкости с нижней части РВС. Дренажные стоки попадают в дренажную емкость Еп-4, откуда погружными насосами Нп-5, Нп-4 (12НА 9x4) через задвижки № 425,426,688 откачиваются в сырую нефть на прием технологического РВС. Дренажные стоки с РВС-5000 №4,5 поступают в подземную емкость Еп-6 и откачиваются насосом Нп-8 (НВЕ 50x50) через задвижки №543,519 в сырую нефть на прием технологических РВС.
Все остальные стоки технологических аппаратов по системе промышленно-ливневой канализации собираются в 2-х подземных емкостях Еп-1, Еп-2 откуда откачиваются погружными насосами Нп-1, Нп-2 (12 НА 9x4) через задвижки №88,87,89,189 в сырую отсепарированную нефть.Откачка с емкости производится автоматически по показаниям уровнемера.
Выделившийся в РВС №1,2,3 газ через задвижки № 440,444,479 по газопроводу поступают через задвижку №691 в конденсатосборник КС-3, газ с РВС №4,5 по другому газопроводу через задвижки №693,536 также поступает в КС-1 через задвижку №380 далее через задвижки №377, 689, 373 газ поступает на прием компрессора УУЛФ и через задвижку №374 откачивается в конденсатосборник KС-1, КС-2.
При достижении давления на приеме 50 мм в ст. происходит автоматический запуск компрессора, при снижении давления до 20 мм в ст. компрессор останавливается. При дальнейшем снижении давления до 15 мм в ст. на приеме компрессора открывается клапан для подачи газа в РВС.
Накопившийся конденсат с КС-3 сливается через задвижку №692 в подземную емкость Еп-4.
Для снижения содержания сероводорода в нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002 может потребоваться химическая нейтрализация реагентами. Реагент нейтрализатор хранится в подземной емкости Еп-3 и Е-3.
Реагент УПВСН доставляется автоцистернами и сливается через приемный патрубок в подземную емкость Еп-3, оттуда погружными насосами Нп-6, Нп-7 (НВЕ 50x50) через задвижки № 241, 244, 245 перекачивается в емкость Е-3, с помощью задвижек №248, 253 реагент самотеком перетекает в дозировочную емкость Ер-2.
Оттуда через вентиля №250, 251, 255, 257 реагент попадает на прием насосов дозаторов Нд-2, Нд-3 (НД 1000х25) и через задвижки № 245,246 подается на узел учета сырой нефти или на прием насосов внутренней перекачки нефти Н-7, Н-8.
На узле учета сырой нефти расположен смеситель, где происходит смешение реагента с товарной нефтью, товарная нефть забирается с линии товарной нефти с СИКН 218 с давлением 1,4 МПа. В смесителе происходит интенсивное перемещение нефти в смесителе и через задвижку №674 подается в сырую нефть.
Сырая нефть с месторождений ЗАО «Геотех» автоцистернами доставляется на УПВСН НГДУ «Ямашнефть» и сливается в подземную емкость V=160 м3, далее погружными насосами Н-1, Н-2 (НВЕ 50x50) 0,5МПа через задвижки № 62,63,65,70 откачивается на прием насосов Н-1, Н-2 ЦНС 38x88, которые под давлением не более 0,8 МПа перекачивают через СИКН с ЗАО «Геотех» и через задвижку №75 подается в сырьевой трубопровод на прием буферных емкостей Е-1/2, Е-1/1,Е-6/2.
Возможна откачка нефти ЗАО «Геотех», минуя насосы №1,2 для этого с выкида погружных насосов через байпасную задвижку №66 нефть попадает на прием СИКН с ЗАО «Геотех».
В случае неисправности установки сероочистки УТНГП, или ее остановки на ремонт, аварийное сжигание газа предусмотрена на факельном хозяйстве УПВСН. Сначала через задвижки №643,97,631 газ отправляется на факельный стояк для продувки. После чего открывается задвижка №270а на линии топливного газа (площадка печей ПТБ-10) для подачи топливного газа на факельное устройство. Розжиг факела осуществляется согласно инструкции по эксплуатации факельного устройства. Давление в газовой системе регулируется с помощью задвижки №631.
Принципиальная технологическая схема установки представлена в разделе 13 настоящего регламента.