Проект мероприятий по реконструкции УПСВ «Бырка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ. Курсовой проект проект мероприятий по реконструкции упсв Бырка ооо лукойлпермь
 Скачать 1.26 Mb.
|
2.3 Технологическая схема УПСВ «Бырка» Рисунок 7 - Технологическая схема УПСВ «Бырка» В состав участка УПСВ «Бырка» входят следующие технологические блоки: 1. Сепарационные емкости Е-1(V=160 м3) и Е-2 (V=160 м3) – используются как накопители нефтесодержащей жидкости после ТДФ и для дополнительной дегазации жидкости (вторая ступень сепарации); 2. Напорный отстойник Е-3 (V=100м3) предназначен для подготовки пластовой воды; 3. Дегазатор Е-4 (V=50м3) используется для дегазации пластовой воды; 4. Отстойник нефти горизонтальный Е-5 (V=200 м3) может использоваться в трех вариантах: 4.1 отстойник для обезвоживания нефти; 4.2 отстойник для подготовки пластовой воды; 4.3 трехфазный сепаратор для дегазации газоводонефтяной эмульсии (первая ступень сепарации), отстоя газоводонефтяной эмульсии и предварительного сброса пластовой воды. 5. Трубный делитель фаз ТДФ предназначен для дегазации газоводонефтяной эмульсии (первая ступень сепарации), отстоя газоводонефтяной эмульсии и предварительного сброса пластовой воды. 6. Депульсатор делителя фаз ДДФ предназначен для стабилизации газоводонефтяного потока нефтяной эмульсии. 7. Канализационные емкости Е-6, Е-7, Е-9, Е-10, Е-11 предназначены сбора конденсата, для дренажа с буллитов установки, для сбора технологических утечек через сальниковые уплотнения насосов, для сбора ливневой канализации. 8. Ливневая канализация ЕП-15 предназначена для сбора ливневых и талых вод на камере пуска шаров. 9. Насосы внешнего транспорта Н-1, Н-2 - предназначены для перекачки жидкости на УППН «Гожан». 10. Факельное хозяйство – предназначено для сжигания газа в аварийных ситуациях в составе: 10.1. Газовый сепаратор ГС 1-1,6-800-1-И предназначен для улавливания углеводородного конденсата. 10.2. Конденсатосборник КС-1 (V=5 м3) с установленным на ней полупогружным насосом Н-7 тип НВ-Д-1М 12,5/50-2,8 предназначены для сбора конденсата с газовых линий и откачки его в технологическую схему или автоцистерны. 10.3. Факельная установка УФСКА-В-200/35. 10.4. Узел учета газа УУГ-1 предназначен для учета расхода газа на запал факела Гз, Гз1 и оборудован Y-образным фильтром Ф-1 и расходомером. 10.5. Узел учета газа УУГ-2 предназначен для учета расхода газа на продувку факельной установки Гпр, Гпр1 и оборудован Y-образным фильтром Ф-2, расходомером и регулятором расхода газа РР. 10.6. Узел учета газа УУГ-3 предназначен для учета, сжигаемого на факельной установке ФУ газа первой ступени сепарации нефти Гф1, Гф и оборудован Y-образным фильтром Ф-3, расходомером и регулятором давления газа «до себя» РД. 11. На УПСВ «Бырка» параллельно установлено два счетчика типа «НОРД-100» для учета нефти: измерительная линия №1 и №2. 12. Емкость для сбора производственно-дождевых сточных вод ДЕ-1 (V=5 м3) с установленным на ней полупогружным насосом Н-8тип НВ-Д-1М 12,5/50-3,0 предназначены для сбора производственно-дождевых стоков с узла учета газа УУГ-1 и откачки его в технологическую схему. 13. Блок подготовки пластовой воды БППВ. 14. Дренажные емкости ДЕ-2, ДЕ-3 (V=12,5 м3) с установленными на них полупогружными насосами Н-9, Н-10 тип НВ-Д-1М 12,5/50-5,0 предназначенными для сбора дренажных стоков от БППВ и откачки их в блок обезвоживания шлама БОШ. 15. Блок обезвоживания шлама БОШ. 16. Узел учета газа предназначен для учета попутного нефтяного газа, выделяющегося при проведении первой ступени сепарации. 17. Блоки дозирования реагента предназначены для подачи реагента - ингибитора коррозии и для подачи реагента – деэмульгатора (подготовка, резерв). Водонефтяная эмульсия поступает в приемный коллектор УПСВ «Бырка» через задвижки №№946,934,896,15,16,18,19 и обратные клапаны №907,909 под давлением 0,15-1,0 МПа (контроль по манометру техническому PG 123). При переводе продукции напрямую (без участия оборудования УПСВ) через задвижку №25 (Задвижка №14 – закрыта) давление в приемном коллекторе УПСВ 0,15-2,6 МПа (контроль по манометру техническому PG 123). Объем поступления жидкости изменяется в пределах 150-200 м3/час при температуре нефтяной эмульсии 5-20 оС. Нефтяная эмульсия через задвижки №№14, 52, 54 (53) (в положении – открыто) поступает на депульсатор делителя фаз (далее ДДФ), где поток газоводонефтяной эмульсии стабилизируется. ДДФ представляет собой трубу диаметром 1400х18 мм, длиной 10 м. Далее нефтяная эмульсия двумя потоками поступает в трубный делитель фаз (далее ТДФ). Эмульсия в ДДФ входит в среднюю часть торцевой сферы, из верхней части ДДФ выходит газ. С нижней части через задвижку № 56 и противоположной торцевой сферы через задвижку №57 осуществляется выход нефтяной эмульсии в ТДФ. ТДФ представляет собой трубу диаметром 1420х18 мм, длиной 70 м, объемом 105 м3, расположенную под углом 4о к горизонтальной плоскости. Разделение нефтяной эмульсии в ТДФ контролируется по кранам №226, 227, 223, 224, 220, 221, 202, 218, 199, 200, 196, 197 и с помощью сигнализаторов аварийного уровня в месте установки: раздел фаз «нефть-вода» минимальный (0,29 м) - LS1, максимальный (1,19 м) - LS2; раздел фаз «нефть-газ» минимальный (0,29 м) - LS3, максимальный (1,19 м) - LS4. Допустимые пределы давления в трубопроводе c ДДФ в ТДФ составляют от 0,15 до 0,6 МПа (контроль по манометру PG 102). Газ с ДДФ и ТДФ по газопроводу через задвижки №№120, 40, 26 (27) поступает в сепарационную емкость Е-1 (Е-2 в качестве газоосушителя). Имеется возможность перевода жидкости Альняшского месторождения через задвижки №№12, 21, 1, (5, 3) на сепарационные емкости Е-1, Е-2, где происходит ее смешение с частично обезвоженной нефтью Быркинского месторождения. Из нижней торцевой части ТДФ свободно отделившаяся вода через задвижки №№ 48, 50, (49), сетчатый фильтр №5 и расходомер (FT 76) под давлением 0,05 – 0,6 МПа (контроль по манометрам PG 100, PG 101), через задвижки №63, 156, 75 поступает в напорный отстойник Е-3 (V-100 м3) с гидрофобным слоем (слой нефти) высотой 30–50 см (межфазный уровень контролируется по уровнемеру LT 33 в пределах 2,4 – 3,0 м) и давлением от 0,05 до 0,32 МПа (контроль по манометру PG 103 и датчику давления PT 52). Гидрофобный слой заполняют через задвижку №79. Неочищенная вода, проходя через гидрофобный слой, освобождается от мельчайших частиц нефти путем прилипания к большому слою нефти. Таким образом, происходит очистка воды от нефтепродуктов. Очищенная вода с напорного отстойника под давление не более 0,32 МПа (контроль по манометру PG 104) через задвижки № 78, 85, 87, 88 и регулятор уровня №86 поступает в дегазатор Е-4 (V-50м3). В дегазаторе происходит сепарация свободного газа через свечу рассеивания. Дегазатор Е-4 работает без давления, рабочий уровень 1,0 – 1,8 м, контроль осуществляется с помощью уровнемера и сигнализатора верхнего аварийного уровня (LT 34 и LS 6 соответственно). Далее подготовленная вода через задвижку № 94 (в положении открыто) подается на КНС-0305. Объем подготовленной для процесса закачки пластовой воды составляет 80-120 м3/час. Частично обезвоженная нефть с ТДФ через задвижки №58, 24, 65 поступает в отстойник горизонтальный Е-5 (V-200 м3), где происходит дополнительное обезвоживание нефти (задвижка №64 закрыта). В случае необходимости вся нефтяная эмульсия с направлений (минуя ТДФ, ДДФ) поступает в отстойник нефти горизонтальный Е-5 через задвижки №№23, 65 (работа Е-5 в режиме трехфазного сепаратора). Рабочее давление в отстойнике универсальном Е-5 составляет от 0,1 МПа до 0,6 МПа, контроль давления по датчику давления (PT 51) и ЭКМ (PGS 200). Рабочий уровень жидкости в Е-5 составляет от 2,25 м до 2,7 м (контроль по уровнемеру LT 31), межфазный уровень - от 2,0 до 2,25 м (контроль межфазного уровня по уровнемеру LT 32), аварийный уровень – 2,8 м (контроль – по сигнализатору аварийного уровня LS 5). Свободно отделившаяся вода из Е-5 через задвижки №№71, 73 и регулирующий клапан №72 поступает через задвижку №75 в напорный отстойник Е-3 (V-100 м3) с гидрофобным слоем (слой нефти) высотой 30-50 см. Очищенная вода с напорного отстойника Е-3 поступает в дегазатор Е-4 (V-50 м3) через задвижки №№78, 85, 87, 88 и регулятор давления №86. В дегазаторе Е-4 происходит дополнительная очистка воды от нефтепродуктов и свободного газа. Уловленная нефть с напорного отстойника Е-3 через задвижку №76 и с дегазатора Е-4 через задвижку №89 сбрасывается в канализационную емкость Е-9 с последующей откачкой на прием ДДФ. Рабочее давление в напорном отстойнике Е-3 от 0,1 МПа до 0,32 МПа, в дегазаторе Е-4 - 0,0 МПа. Далее очищенная сточная вода с содержанием нефтепродуктов не более 11 мг/л и ТВЧ до 8 мг/л подается через задвижку №94 (в положении открыто) на КНС-0305. Объем сброса пластовой воды составляет 100-120 м3/час. Частично обезвоженная нефтяная эмульсия с Е-5 через задвижку №69, 6, 1 (в положении открыто) поступает в сепарационную емкость Е-1 (или через задвижки №№69, 6, 5, 3 поступает в сепарационную емкость Е-2). В сепарационных емкостях Е-1 (Е-2) осуществляется дополнительное разгазирование жидкости. Допускаемые пределы давления в сепарационных емкостях Е-1 и Е-2 составляют 0,1 - 0,35 МПа, уровень жидкости в режиме сепаратора от 0,4 до 2,0 м, в режиме газоосушителя – уровень жидкости от 0 до 0,5 м, аварийный уровень жидкости в Е-1 и Е-2 составляет 2,2 м. Контроль давления осуществляется по ЭКМ PGS 201 и PGS 202 соответственно, при достижении минимального и максимального давлений срабатывает сигнализация. Контроль уровня жидкости осуществляется по уровнемерам LT 35, LT 36, аварийного уровня – по сигнализаторам аварийного уровня LS 7, LS 8 соответственно. При достижении минимального и максимального уровней срабатывает сигнализация. Для защиты сосудов от избыточного давления установлены предохранительные клапаны СППК-4Р. Горизонтальный отстойник Е-5 также может работать в режиме напорного отстойника. Из нижней торцевой части ТДФ свободно отделившаяся вода через задвижки №№48, 50, 64, 65 и расходомер FT 76 поступает в отстойник Е-5 для дополнительного отстоя (при данном режиме работы необходимо изменить допустимые пределы технологических параметров согласно таблице №5). Рабочее давление в отстойнике универсальном Е-5 составляет от 0,1 МПа до 0,6 МПа (контроль по ЭКМ PGS 200, при достижении минимального и максимального давлений срабатывает сигнализация). Межфазный уровень жидкости составляет не менее 2,6 м. Частично обезвоженная нефть с Е-5 поступает через задвижки №№69, 6, 1 (5, 3) в сепарационную емкость Е-1 (Е-2). Вода с Е-5 через задвижки №№71, 73, клапан – регулятор №72 и задвижку №75 поступает в напорный отстойник Е-3(V-100 м3) с гидрофобным слоем. Отделившаяся нефть с Е-3 сбрасывается через задвижку №76 в канализационную емкость Е-9 с последующей откачкой на прием в ДДФ. Расход воды с Е-5 в напорный отстойник Е-3 не регламентируется. Допустимые пределы давления в отстойнике универсальном Е-3 составляют от 0,1 МПа до 0,32 МПа. – Из сепарационных емкостей Е-1 (Е-2) частично обезвоженная нефть через задвижки №2 (4), 7 (9), фильтры №3 (4) поступает на прием насосов внешнего транспорта №1, 2 (типа ЦНСН 180х255 (без 2-х колес 180х170) и ЦНСН 180х255 соответственно) под давлением 0,06 – 0,35 МПа (контроль давления по манометрам PG 105, PG 106 (PG 107, PG 108). Перепад давления на фильтре не более 0,03 МПа. Насосами внешнего транспорта №1 (2) под давлением на выкиде 1,0 – 2,6 МПа (контроль давления по ЭКМ PGS 203 (PGS 204) и датчику давления PT 53 (PT 54)) через обратный клапан №229 (230) и задвижку №8 (10), через узел учета нефти задвижки №№ 106, 107 (105, 110), 111, 103, 102, 114, 952, расходомеры FT 71 и FT 72 (установленные последовательно) под давлением 1,0 – 2,6 МПа (контроль давления по манометрам PG 109, PG 110 (PG 111, PG 112) и датчику давления PT 55) откачивается на УППН «Гожан» для дальнейшей подготовки нефти. Снижения давления в трубопроводе происходит в результате потерь на трение, прохождения жидкости через фильтры и изменения типоразмеров трубопроводов. При достижении минимального и максимального давлений происходит останов насосных агрегатов и срабатывает сигнализация. Перепад давления на фильтре №1 (2) не более 0,03 МПа. Сбор утечек с торцевых уплотнений насосных агрегатов происходит в Е-7. При повышении температуры подшипников двигателя более 70 °С и температуры подшипников насоса более 70 °С происходит останов насосных агрегатов (контроль осуществляется с помощью датчиков температуры ТТ 251, ТТ 252, ТТ253, ТТ254). Управление насосами ЦНС предусматривает два режима: • ручной режим – управление осуществляется с местных кнопок, расположенных на площадке насосов; • полуавтоматический режим - управление осуществляется по датчикам уровня, установленным на Е-1 (Е-2) срабатыванием на отключение насоса №1 (2). Расход нефти через узел учета нефти составляет 50-250 м3/час. На выходной линии с узла учета нефти установлен автоматический пробоотборник, предназначенный для отбора проб жидкости в автоматическом режиме. В случае отказа автоматического пробоотборника отбор проб производится вручную, через пробоотборный вентиль №144. На трубопроводе УПСВ «Бырка» - УППН «Гожан» смонтирована камера пуска шаров, обеспечена ливневой канализацией ЕП-15. Отсепарированный и осушенный газ с Е-2 (Е-1) через задвижки №28 (29) поступает на узел учета, проходит через задвижку №33, расходомер FT 74, задвижку №31, 35, обратный клапан №20 и направляется на ГКС «Куеда». Контроль технологического процесса оборудования выведен на АРМ оператора. Для процесса подготовки (обезвоживания) водонефтяной эмульсии, поступающей на установку со скважин Альняшского, Быркинского и Талмазовского месторождений, возможна подача реагента-деэмульгатора марки "ХИМТЕХНО-505В" с помощью устьевого блока подачи реагента УБПР №1. Расход реагента устанавливается в соответствии с утвержденным технологическим регламентом расхода реагентов-деэмульгаторов. Химический реагент деэмульгатор вводится непосредственно после гребенки, объединяющей все потоки нефтесодержащей жидкости, перед трубным делителем фаз. Ингибитор коррозии вводится в отделившуюся на ТДФ воду перед её поступлением в напорный отстойник Е-3. Характеристика реагентов – деэмульгаторов В качестве реагента деэмульгатора на Быркинском и Альняшском месторождениях применяется реагент марки "ХИМТЕХНО-505В". Подача реагента осуществляется дозаторными установками в систему сбора скважинной продукции. Деэмульгатор «ХИМТЕХНО-505В» представляет собой легковоспламеняющуюся жидкость с резким запахом. Растворяется в спиртах, ацетоне, керосине. При горении образуется дым, окись и двуокись углерода. Оказывает вредное воздействие на организм человека: при вдыхании паров, вызывает головную боль, усталость, раздражает слизистую оболочку газа, носа, верхних дыхательных путей. По степени воздействия на организм в соответствии с классификацией ГОСТ 12.1.007 относится к классу 3. Предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей зоны – 5 мг/м3 (по метанолу). Меры оказания первой помощи: при попадании в глаза промыть обильным количеством воды. При попадании на кожу промыть водой с мылом. Если раздражение не происходит обратиться к врачу за помощью. При остром отравлении вывести пострадавшего на свежий воздух, расстегнут стесняющую одежду, если у пострадавшего нет сознания, но есть пульс на сонной артерии – перевернуть на живот, если нет сознания и нет пульса на сонной артерии – приступить к сердечно-легочной реанимации. Вызвать врача. Основное назначение деэмульгаторов заключается в том, чтобы вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы - естественные поверхностно-активные вещества (асфальтены, нафтены, смолы, парафины), содержащиеся в нефти и в пластовой воде. Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении коалесцируют (сливаются) в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее происходит разрушение эмульсии. Марка, оптимальный расход и место подачи деэмульгатора для каждой эмульсии определяется путем лабораторных и опытно-промышленных испытаний. Удельный расход деэмульгатора устанавливается в соответствии с технологическим регламентом, утверждаемым ежеквартально Первым заместителем генерального директора - главным инженером предприятия. В качестве ингибитора коррозии на Быркинском и Альняшском месторождении применяется реагент марки «ХПК-002N». Подача ингибитора коррозии осуществляется дозировочной установкой УБПР №2 на прием напорного отстойника Е-3 под давлением 0,0-0,3 МПа. Суточный расход ингибитора коррозии «ХПК-002N» - согласно утвержденному технологическому регламенту. Ингибитор комплексного действия «ХПК-002N» предназначен для: • защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии, наводороживания металла, а также подавления сульфатвосстанавливающих бактерий в средах, содержащих сероводород и углекислоту; • в качестве деэмульгатора для водонефтяных эмульсий и снижения их вязкости; • в качестве ингибитора АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования с депрессорным эффектом. В связи с необходимостью доведения качества закачиваемой в пласты воды до норм СТП для улучшения условий вытеснения нефти и замедления ухудшения коллекторских свойств пласта, а также приёмистости нагнетательных скважин, обеспечения вытеснения нефти из большего числа порово-трещинных каналов, увеличивая этим нефтеотдачу пласта было принято решение о внедрении на УПСВ «Бырка» блока подготовки пластовой воды. |