Нефть с электродегидраторов ЭГ1, ЭГ2 поступает в сепараторы С1-С3, а с электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4 в сепараторы С4-С6, где происходит разгазирование нефти.
С сепараторов С1-С6 нефть поступает в товарные резервуары РВС-10000 № 1,3 УПН и РВС-5000 №1, №2 УПСВ”Б”, откуда насосами внешней откачки ЦНС 300х360 через узел учета нефти откачивается на ЦКПН НГДУ “ФН”.
Для подачи реагента-деэмульгатора в поток нефти на установке УПН используются четыре блока БР-25-УI , оборудованные емкостями объемом V=6 м3 для хранения реагента каждый. Для хранения отечественного реагента-деэмульгатора на установке смонтированы три емкости объемом по V=50 м3. Блоки БР-25-УI оборудованы дозировочными насосами типа НД I-2,5\40 – 2 шт, НД 2,5-1000\10 – 1 шт. и шестеренчатым насосом Ш 5-25-3,6\1Б-1 – 1 шт.
Шестеренчатый насос Ш 5-25-3,6\1Б-1 предназначен для закачки рагента-деэмульгатора в емкости для хранения, приготовления смеси реагентов в самих емкостях и опорожнения емкостей.
Реагент на установку завозится:
· отечественный автоцистернами и скачивается шестеренчатым насосом Ш 5-25-3,6\1Б-1 в емкости объемом V=50 м3;
· импортный в металлических бочках объемом V=216 л и закачивается в емкости объемом V=6 м3.
В нефтепроводы реагент подается в смеси с нефтью. Приготовление смеси реагента и его подача осуществляется по следующей схеме:
1. Нефть с трубопроводов перед буферными емкостями БЕ1-БЕ4 подается на прием нефтяных дозировочных насосов НД 2,5-1000\10 реагентных блоков №1-№4. Насосами НД 2,5-1000\10 нефть подается в смесители объемом V=1 л.
2. Чистый реагент из емкости объемом V=6 м3 поступает на прием дозировочных насосов НД 1-25\40. Насосами реагент подается в смесители,где смешивается с нефтью. Расход реагента-деэмульгатора регулируется ходом плунжера насоса в зависимости от необходимой дозы.
3. С смесителей смесь реагента-деэмульгатора с нефтью подается в нефтепроводы перед буферными емкостями БЕ1-БЕ4.
Освобождение от нефти сепараторов С1-С3, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферных емкостей БЕ1-БЕ2, насосов ЦНС 300х120 №1-№5 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземные емкости ЕП2, ЕП3 по отдельной дренажной системе (рис. 8).
Освобождение от нефти сепараторов С4-С6, электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферных емкостей БЕ3-БЕ4, насосов ЦНС 300х120 № 6-10 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземные емкости ЕП10, ЕП11 по отдельной дренажной системе.
Освобождение от нефти змеевиков печей-нагревателей ПТБ-10 осуществляется:
· ПТБ-10 № 1-2 в подземную емкость ЕП-1;
· ПТБ-10 № 3-4 в подземную емкость ЕП-9.
Освобождение от жидкости газосепаратора ГС-4 осуществляется в подземную емкость ЕП-8.Освобождение от нефти газосепараторов ГС1, ГС2 осуществляется:
· ГС-1 в подземную емкость ЕП-4;
· ГС-2 в подземную емкость ЕП-12.
Освобождение от газового конденсата газосепаратора ГС-3 производится в подземную емкость ЕП-13. Дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов ЦНС 180х170 №1-№3 и освобождение насосов от жидкости для проведения ремонтных работ производится в подземные емкости ЕП 5.
Освобождение резервуаров от жидкости РВС-10000 №1-№4 осуществляется в систему дренажных колодцев по которым жидкость попадает в подземные емкости ЕП14, ЕП15
Установка стандартных заглушек на нефтегазосепаратрах, газосепараторах, печах, электродегидраторах, резервуарах, буферных емкостях и насосах, после освобождения от жидкости, осуществляется на приемо-раздаточных патрубках аппаратов. Схема дренажных трубопроводов, с нумерацией запорной арматуры, установленной на них, совмещена с технологической схемой установки.
Схема установки заглушек и пропарки аппаратов, а также схема дренажной канализации установки прилагается к регламенту.
Годы строительства: I очередь- 1987-1988 гг.
II очередь - 1989-1990 гг.
Годы ввода в эксплуатацию: I очередь - 1989 г.
II очередь - 1990 г.
Строительство осуществлялось по проекту института “Гипровосток-нефть” г.Самара.
Генподрядчики: СУ-81 треста “Сургутнефтепромстрой”,
Субподрядчики: СУ-4 треста “Тюменьнефтегазмонтаж”,
МУ-6 треста “Сургутнефтегазэлектромонтаж”,
ПМК-3 объединения “Сибкомплектмонтаж”,
СУ-7 треста “Газмонтажавтоматика”,
СУТиР треста “Спецнефтегазстрой”.
Производительность УПН по обезвоженной нефти – 8,0 млн. т/год.
На установке предусматривается:
· обезвоживание и обессоливание поступающей нефти до содержания в ней воды 0,2% - 0,5% масс. и содержания солей не выше 40 мг/л;
· концевая ступень сепарации нефти при давлении до 0,0105 МПа и температуре свыше 40°С;
· обеспечение суточного запаса сырья и товарной продукции, а также сбор некондиционной нефти;
· аварийный сброс и сжигание газов на факелах высокого и низкого давления.
Аппаратное оформление УПН.
1. Буферные емкости: V=100 м3 – 4 шт.
2. Печи-нагреватели: ПТБ-10 – 4 шт.
3. Электродегидраторы: ЭГ-200-10-09Г2С “ХЛ” – 4 шт.
4. Сепараторы концевой ступени сепарации: НГС-II-6-3000-09Г2С – 6 шт.
5. Резервуары: РВС-10000 – 4 шт.
6. Нефтяная насосная, блочная: ЦНС-300х120 – 10 шт.
7. Насосная внутрипарковой перекачки, блочная: ЦНС-180х170 – 3 шт.
8. Реагентное хозяйство: блок БР-25-У1 – 4 шт.
9. Емкости для хранения реагента :V=50 м3 – 3 шт.
10. Газосепараторы: V=16 м3 – 1 шт.
11. Газосепараторы :V=80 м3 – 2 шт.
12. Насосная пено-водотушения, блочная.
13. Емкость хранения пенообразователя: V=100 м3 – 2 шт.
14. Противопожарные резервуары: РВС-700 – 2 шт.
15. Компрессорная блочная: компрессора 4ВУ-5\9 – 2 шт.
16. Факельное хозяйство: факел низкого давления ФНД, факел высокого давления ФВД.
Здания и сооружения:
1. Административно-бытовой корпус.
2. Операторная.
3. Склад пожарного инвентаря, блочный.
Резервуары установки оборудованы пенокамерами ГВПС-2000, кольцами орошения.
Установка оборудована стационарной системой пено-водотушения.
Установка оборудована системой противопожарной сигнализации, на вторичные приборы которой, выведена сигнализация о пожаре в БР, нефтяных насосных блоках, на РВС.
На установке имеется запас пенообразователя в объеме 100 м3.
Нормы технологического режима работы установки подготовки нефти определены документами входящими в состав регламента. Нормы включают в себя все условия работы агрегатов и установок, а также технологических условий различных процессов условий (таб. 4).
Технологическая карта установки подготовки нефти. Таблица 4
| № п/п | Наименование процесса, аппаратов и параметров | Индекс аппарата (прибора по схеме) | Ед. измер. | Допускаемые пределы (технологические параметры) | Требуемый класс точности приборов | Примечание |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1. | Производительность установки: | |||||
| по жидкости | –"– | т/ч | 1375 | 7 | ||
| по нефти | –"– | т/ч | 950 | |||
| 2. | Сепараторы: | С1-С3 | ||||
| давление | –"– | МПа | 0,0-0,0105 | МС-П2 | ||
| уровень нефти | –"– | м | 0,7-1,9 | УБ-ПВ | ||
| температура нефти | –"– | °С | 35-45 | термометр | ||
| обводненность нефти | –"– | % | до 20 | |||
| 3. | Печи-нагреватели ПТБ-10 | П1-П4 | ||||
| Температура | ||||||
| нефти после печей | –"– | °С | 45-50 | ТСМ-50М | ||
| дымовых газов | –"– | °С | до 700 | ТХА | ||
| топливного газа на горелки | –"– | °С | 20-25 | |||
| Давление | –"– | |||||
| нефти на входе в печь | –"– | МПа | 0,40-0,80 | ЭКМ,МТП | ||
| газа после РДБК | –"– | МПа | 0,005-0,05 | |||
| газа перед ГРУ | –"– | МПа | 0,1-0,25 | |||
| воздуха перед горелкой печи | –"– | мм.вод.ст. | >500 | ДН-400-11 | ||
| воздуха на приборы КИП печи | –"– | МПа | 0,25-0,6 | |||
| Расход нефти через печь | –"– | м3/час | >300 | Норд-ЭЗМ | ||
| Расход реагента-деэмульга. | ||||||
| сепарол,R-11,дисольвана | –"– | г/т | 15 | |||
| ДПА, прогалита и др. | –"– | г/т | 20-25 | |||
| 4. | Электродегидраторы: | ЭГ1-ЭГ4 | ||||
| давление | –"– | МПа | 0,3-0,8 | МС-П2 | ||
| уровень раздела фаз "в\н" | –"– | м | 0,5-1,3 | УБ-ПВ | ||
| температура нефти | –"– | °С | 45-50 | термометр | ||
| обводненность нефти на выходе с ЭГ | –"– | % | <0,5 | |||
| 5. | Сепараторы: | С4-С6 | ||||
| давление | –"– | МПа | 0,0-0,005 | МС-П2 | ||
| уровень нефти | –"– | м | 0,7-1,7 | УБ-ПВ | ||
| температура нефти | –"– | °С | 35-40 | термометр | ||
| 6. | Буферные емкости: | БЕ1-БЕ4 | ||||
| давление | –"– | МПа | 0,05-0,2 | МС-П2 | ||
| уровень нефти | –"– | м | 0,7-1,7 | УБ-ПВ | ||
| температура нефти | –"– | °С | 23-30 | |||
| 7. | Газосепаратор: | ГС1-ГС2 | ||||
| давление | –"– | МПа | 0,01-0,8 | МТП | ||
| предельно-допустимый уровень жидкости | –"– | м | 1.8 | |||
| 8. | Газосепаратор: | ГС3 | ||||
| давление | –"– | МПа | 0,15-0,3 | МТП | ||
| уровень жидкости | –"– | м | 0,5-1,0 | СУС-1 | ||
| 9. | Газосепаратор: | ГС4 | ||||
| давление | –"– | Мпа | 0,15-0,3 | |||
| уровень жидкости | –"– | м | 0,5-1,0 | УБ-ПВ | ||
| 10. | Технологические резервуары (нефтяные) РВС-10000: | РВС2, РВС4 | ||||
| предельно-допустимая высота взлива | –"– | м | 10.5 | СУС-И | ||
| уровень водяной подушки | –"– | м | 2,0-3,5 | |||
| минимальный рабочий уровень | –"– | м. | 5.3 | УДУ-10 | ||
| максимальная скорость наполнения и опорожнения | –"– | м3/час | 600 | |||
| 11. | Товарные резервуарыРВС-10000: | РВС1, РВС3 | ||||
| предельно-допустимая высота взлива | –"– | м | 10.5 | СУС-И | ||
| уровень водяной подушки | –"– | м | ||||
| минимальный рабочий уровень | –"– | м | 5.3 | УДУ-10 | ||
| максимальная скорость наполнения и опорожнения | –"– | м3/час | 600 | |||
| 12. | Подземные емкости: | |||||
| уровень жидкости | ЕП1-4 | м | 0,5-1,8 | УБ-ПВ | ||
| уровень жидкости | ЕП5-8 | м | 0,5-1,5 | УБ-ПВ, ДУЖЭ | ||
| уровень жидкости | ЕП9-12 | м | 0,5-1,8 | УБ-ПВ | ||
| уровень жидкости | ЕП13-15 | м | 0,5-1,7 | УБ-ПВ | ||
| 13. | Технологическая (нефтяная) насосная ЦНС 300х120: | НН1-10 | ||||
| давление на приеме | –"– | МПа | 0,03-0,05 | МТП | ||
| давление нагнетания | –"– | МПа | 1,0-1,3 | ВЭ-16РБ | ||
| производительность насоса | –"– | м3/час | 220-360 | |||
| температура подшипников | –"– | °С | <70 | СТМ | ||
| 14. | Внутрипарковая насосная(нефтяная) ЦНС 180х170: | ПН 1-3 | ||||
| давление на приеме | –"– | МПа | 0,03-0,05 | МТП | ||
| давление нагнетания | –"– | МПа | 1,4-1,9 | ЭКМ | ||
| производительность насоса | –"– | м3/час | 130-220 | |||
| температура подшипников | –"– | °С | <70 | СТМ | ||
| 15. | Воздушная компрессорная: | В'К1-2 | ||||
| давление на компрессоре после I ступени | –"– | МПа | 0,17-0,22 | |||
| давление на компрессоре после II ступени | –"– | МПа | 0,78-0,8 | |||
| температура воздуха после I ступени | –"– | °С | <165 | |||
| температура воздуха после II ступени | –"– | °С | <165 | |||
| 16. | Блоки реагентного хозяйства: | БР1-БР4 | ||||
| давление на выкиде дозировочного насоса НД-25\40 | –"– | МПа | 4 | |||
| производительность дозировочного насоса НД-25\40 | –"– | л/час | 25 | |||
| давление на выкиде нефтяного насоса НД-1000\10 | –"– | МПа | 1 | |||
| производительность нефтяного насоса НД-1000\10 | –"– | л/час | 1000 |
Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти, для определения обводненности, на входе на установку, выходе с отстойников или электродегидраторов, узла учета нефти (УУН) после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепродуктов после очистных резервуаров, на выкиде насосов 200Д90. Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газо-воздушной среды по производственным площадкам и помещениям.