Эмульсия, нефть и несвязанная вода проходят вниз вокруг стенок жаровой трубы. Несвязанная вода собирается на дне емкости под жаровыми трубами в зоне отстоя. Нагревание эмульсии до 30...50°С при ее прохождении вокруг жаровых труб вызывает быстрое коагулирование капель воды и разбивает эмульсию.
Нефть поднимается через отстойник, где за счет гравитации из нее выпадает вся оставшаяся вода. Оставшаяся не разрушенной эмульсия протекает через пластинчатую секцию (коалессор) установки. Пластинчатая секция состоит из множества расположенных друг над другом рифленых полипропиленовых пластин.
В условиях ламинарного потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин, где скапливается нефть. Затем эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Кроме того, эта секция способствует большему столкновению капель. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе в форме больших шаров, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Очищенная нефть продолжает подниматься наверх и поступает в сборную секцию. Затем предварительно обезвоженная нефть с температурой 30...45°С и обводненностью до 10% выходит из установки через нефтяной выкидной клапан, поточный влагомер, через турбинный расходомер.
Предварительно обезвоженная нефть из трехфазного сепаратора ТС-1.2 через задвижки поступает в сепаратор IIIступени сепарации С-3/1,2типа (НГС1-10-3000), где происходит дальнейшее разгазирование нефти при давлении 0.05...0.2 МПа и температуре 25...35°С.
После сепаратора III ступени сепарации разгазированная и обезвоженная нефть через открытые задвижки поступает на прием насосов внешней откачки нефти Н-1, Н-3 типа ЦНС-60-165.
С выкида насосов нефть через обратные клапаны и открытые задвижки и регулирующий клапан, поступает на узел учета нефти (УУН). После замера нефть по напорному нефтепроводу подается на товарный парк ЦППН НГДУ " Лянтортнефть".
Уровень жидкости в сепараторах II ступени поддерживается регулирующими клапанами , установленными на трубопроводе выхода жидкости из сепараторов I ступени.
Уровень жидкости в сепараторах III ступени поддерживается регулирующим клапаном на узле учета нефти.
2.10.1 Отвод газа
Нефтяной попутный газ, выделившийся в сепараторах предварительной ступени С-1/1,2 , через открытые задвижки №18,19 из сепараторов 1 ступени С-2/1,2 через задвижки № 24,25 поступает в горизонтальный газосепаратор ГС типа (НГС-1-10-3000),через задвижку №26 , для очистки от капельной жидкости.
Давление в газосепараторе ГС поддерживается в пределах 0,3...0,8 МПа.
Газ после газосепаратора ГС через открытые задвижки №27,35,36 и регулирующий клапан (при отказе клапана через задвижку №34), задвижку №39,41,42 пройдя узел учета газа, под собственным давлением по газопроводу Ду-500мм направляется в газосборный коллектор на прием компрессорных внешнего транспорта газа.
Часть газа, выделившаяся в газосепараторе ГС, используется как альтернативный источник в качестве топлива для трехфазных сепараторов ТС-1,2 и котельной.
Газ, используемый в качестве топлива, и подаваемый на установку подготовки топливного газа в центробежный вертикальный газосепаратор ОГ где происходит дополнительная осушка газа.
Газ, поступающий в качестве топлива на трехфазные сепараторы ТС-1,2 "Хиттер-Триттер", забирается из газосепаратора ОГ через открытые задвижки №148,157,158,240,250.
Газ, поступающий на котельную в качестве топлива, забирается из газосепаратора ОГ через задвижку №155
Уловленная жидкость из газосепаратора ГС через задвижки №93,92 перетекает в подземную емкость Е-1
Конденсат из вертикального газосепаратора ОГ направляется через задвижку №151 сливается в подземную емкость.
Газ, выделившийся в трехфазных аппаратах ТС-1,2 направляется в С-3/1,2.
Сепараторы С1/1,2, С-2/1,2, ГС, аппараты ТС-1,2 снабжены предохранительными клапанами СППК. В случае срабатывания СППК газ по газопроводу подается на факел.
2.10.2 Сброс пластовой воды
Пластовая вода, выделившаяся в трехфазных аппаратах ТС-1,2 из жидкости вблизи жаровых труб и в коалессоре, оседает на дно аппаратов ТС-1,2 и соединяется со свободной водой внизу аппаратов. Затем вода движется по дну к буферной части аппаратов и выводится из них через два механических клапана-регулятора сброса пластовой воды и далее через открытые запорные задвижки выводится из аппаратов.
Далее по трубопроводу неочищенная пластовая вода поступает на очистные сооружения УПСВ-9, где осуществляется подготовка до необходимых величин, диктуемых ГОСТ 39-225-88 "Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству".
Выделившаяся после трехфазных сепараторов ТС-1,2 "Хиттер-Триттер" пластовая вода поступает в резервуар отстойник РО-2, где происходит очистка воды от нефтепродуктов. С входного патрубка, расположенного на высоте 1,5 м, через клапан вода перетекает с РО-2 в РО-1, где происходит вторая очистка воды от нефтепродуктов.
После динамического отстоя, очищенная пластовая вода из резервуара РО-1, самотеком поступает насосный блок, вход насосов откачки очищенных стоков типа ЦНС 300x180 Н-2,4,5, которые откачивают ее на прием насосов КНС-9.
Уловленная нефть по трубопроводу через задвижки №202,287,197,195,47 поступает на прием насосов откачки нефти Н-1,3 и откачивается на товарный парк через узел учета нефти. Уловленная нефть также может приниматься через задвижку №196 в емкость для сбора уловленной нефти ПЕ-5, откуда погружным насосом через задвижку №194 производится подача на прием насосов внешней откачки нефти Н-1,2,3
При параллельномрежиме работы вода в РО-1,2 поступает одновременно.
После зачистки резервуаров отстойников РО-1,2 отвод шлама производить через дренажные штуцера путем открытия задвижек в промливневую канализацию ПЕ-5.
2.10.3 Характеристика готовой продукции
Товарной продукцией УПСВ-9 является предварительно подготовленная нефть и подтоварная вода.
Согласно нормативным показателям степени подготовки, нефть и подтоварная вода должна соответствовать нормам, указанным в таблице2.10.1
Таблица 2.10.1
| Наименование показателей | Норма для нефти | Метод испытания |
| Подготовленная нефть: | ||
| Концентрация хлористых солей, мг/л не более | не нормируется | |
| Массовая доля воды % не более | до 10% | ГОСТ 2477-65 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | не нормируется | |
| Подтоварная вода: | Норма для воды | Метод испытания |
| Содержание нефтепродуктов: -на выходе с аппарата ТС-1,2 "Хиттер-Триттер", мг/л - на выходе с резервуаров отстойников ОРВС -1,2 , мг/л | до 1000 до 60 | ГОСТ 39-225-88 ГОСТ 39-225-88 |
2.11 Пуск ДНС
Учитывая, что вся система заполнена водой и воздух из системы вытеснен, пуск установки производится следующим образом:
а)открыть задвижки на входе нефти на ДНС;
б)равномерно открыть задвижки на входе аппаратов
С-1/1,2 при этом дренажные задвижки должны быть закрыты;
в)при достижении давления 0,4-0,6 МПа открываются задвижки на выходе газа из С-1/1,2 в ГС.
г)одновременно с подачей газа в ГС открываются задвижки на прохождение газа через ГС на факел, задействуется клапан-регулятор в ручном режиме для поддержания давления газа ГС в диапазоне 0,35-0,45 МПа.
д)в ручном режиме регулирования установить в С-1/1,2, ГС давление и уровень согласно технологической карте;
е)после достижения требуемого уровня в аппаратах С-1/1,2 открыть выходные задвижки нефти и входные задвижки в аппараты С-2/1,2,
ж)при достижении давления в нефтегазосепараторах 1-ой ступени С-2/1,2 0,3...0,45 МПа открываются задвижки на выход газа в ГС.
з)при достижении требуемого уровня в С-2/1,2 открываются задвижки, для поступления жидкости на 2-ю ступень сепарации. Задействуются клапан-регулятор в ручном режиме на поддержание средних уровней в С2/1,2, затем открыть входную и выходную задвижку нефти С-3/1,2;и при заполнении С-3/1,2 необходимо добиться давления сепарации 0,15 МПа;
к) после достижения технологического уровня в аппаратах открыть приемные задвижки насосов и поочередно запустить. Запуск насосов осуществить с учетом требований "Инструкции по технике безопасности при эксплуатации центробежных насосов". Перед запуском насоса необходимо стравить газ из рабочей полости насосов. Запуск насоса производить на закрытую выкидную задвижку. После успешного запуска в работу открываются задвижки на выкидах насосов с подачей нефти на узел учета нефти и далее в напорный нефтепровод л) добиться автоматического регулирования уровня в С-3/1,2 и после подтверждения отсутствия воздуха в газовом потоке, поступающем на факел, разжечь факел;
м) постепенно закрывая задвижку на факельной линии и открывая задвижку на газопроводе внешнего транспорта, поднять давление в аппаратах С-1/1,2, С-2/1,2 С-3/1,2 до требуемого по технологической карте; н) включить в работу дозировочный насос, отрегулировать расход подачи ингибитора (деэмульгатора).
о) арматуру аппаратов, работающих под давлением, следует открывать постепенно и плавно, во избежание гидравлических ударов и возникновения статического электричества.
п) изменение температуры и давления в аппаратах должно происходить плавно во избежание возможных разрушений и деформаций,
р) независимо от температуры сепарации, при пуске установки в зимний период во избежание замораживания необходимо включить электрообогрев трубопроводов.
2.12 Пуск в работу УПСВ-9
Описание порядка запуска трехфазных аппаратов смотреть с технологической схемой и паспортным чертежом завода изготовителя согласно паспортной технологической карты аппаратов. Перед пуском трехфазных аппаратов произвести следующие работы: