Описание технологического процесса и оборудования на предприятии ОАО «Самотлорнефтегаз»

Добываемая нефтегазоводяная смесь со скважин ЦДНГ-4 Самотлорского месторождения, с содержанием воды ~97%, температурой до 20 - 45ºС и давлением 3,0 - 5,0 кгс/см2 поступает на распределительную входную гребенку (узел «А»), откуда она тремя потоками направляется на первую ступень сепарации в нефтегазосепараторы С-1-1 ÷ С-1-9.
Для интенсификации разрушения водонефтяной эмульсий, в трубопроводы гребенки из БРХ, дозировочными насосами вводится реагент-деэмульгатор [21].
В аппаратах первой ступени сепарации (С-1-1 ÷ С-1-9) при давлении 2,5 - 4,5 кгс/см2 происходит отделение основного количества газа, содержащегося в нефти. Для эффективности сепарации уровень раздела фаз «газ-жидкость» поддерживается в пределах 1,2 - 1,8 м (~50%).
Разгазированная водонефтяная эмульсия выводится из аппаратов С-1-1 ÷ С-1-9, через регулирующие клапаны, направляется в отстойники УПСВ: ОГ-5 - 10 (типа ОГ-200П), для отделения от нефти основных объемов пластовой воды. Содержание нефтепродуктов в воде с УПСВ на РВС очистных сооружений – не более 500 мг/л [20].
Уровень раздела фаз «вода-нефть» в отстойниках поддерживается регулятором межфазного уровня (ПМП-062) связанным с регулирующим затвором (с электроприводом МЭПК-6300), установленным на трубопроводах сброса воды с каждого отстойника.
Нефть с отстойников ОГ-200П поступает в сепараторы КСУ (С-2-1 ÷ С-2-4), вода направляется в резервуары очистных сооружений РВС-1 ÷ 7 (V-5000 м3) [11].
Нефть с отстойников ОГ-5 - 10 поступает в нефтегазосепараторы концевой сепарационной установки КСУ №№1 – 4 (С-2-1 ÷ С-2-4), в которых при давлении до 0,05 кгс/см2, проходит окончательное разгазирование. Уровень жидкости в аппаратах контролируется датчиками уровня в пределах 0,8 - 1,6 м.
Отделившийся нефтяной попутный газ после первой ступени сепарации (С-1-1 ÷ С-1-9) поступает в газосепараторы ГС-3, 4, где освобождается от основной, уносимой с газом капельной жидкости. Рабочее давление в газосепараторах составляет 3,0 – 4,0 кгс/см2. Отбившийся конденсат с газосепараторов периодически отводится на прием сепараторов КСУ №№ 5, 6, 7 (С-2-5, С-2-6, С-2-7).
Далее нефтяной газ после газосепараторов ГС-3, 4, поступает на узел регулирования и учета газа (СИКГ) после чего направляется на Белозерный ГПК. Для поддержания рабочего давления, на трубопроводе Ду300 мм подачи газа на Белозерный ГПК установлен регулирующий затвор с электроприводом МЭПК-6300.
Часть газа после ГС-3, 4 поступает в ГС-1 для дополнительной осушки и далее технологический (топливный) газ распределяется:
на газосепаратор ГС-5, откуда поступает на ГРП котельной КСП-16;
на газосепаратор ГС-6, откуда поступает на печь П-1.
Отделившийся конденсат с ГС-5 поступает на конденсатосборник Е-9 и далее поступает на вход сепараторов КСУ (С-2-6, С-2-7). Конденсат с ГС-3, 4 подается на вход
сепараторов КСУ №№1 – 4 (С-2-1 ÷ С-2-4).
Газ из сепараторов КСУ (С-2-1 ÷ С-2-4) поступает в осушитель газа ОГ

. Очищенный газ из ОГ направляется на прием вакуумной компрессорной станции ВКС-16 (где компримируется до давления линии ГПК и через узел учета также подается в газопровод на Белозерный ГПК). На трубопроводах выхода нефти из сепараторов КСУ установлены гидрозатворы, исключающие опорожнение сепараторов и прорыв газа в резервуары [3].
При остановке или недостаточной производительности Белозерного ГПК или ВКС-16, а также при аварийных ситуациях или продувках газопроводов, нефтяной попутный газ сбрасывается и сжигается на факелах высокого или низкого давлений (ФВД, ФНД).
В состав факельной системы входят: факельные установки высокого и низкого давлений (ФВД и ФНД) с факельными оголовками, расширительные камеры, конденсатосборники (Ксб-1, 2), узлы учета газа (УУГ), система розжига и контроля.
Нефть из сепараторов КСУ (С-2-1 ÷ С-2-4) направляется в технологические резервуары РВС-7, 8 (V-10000 м3), из которых товарная нефть насосами внешней перекачки НВП-11,12 (ЦНС-180х85) откачивается через узел учета (УУН ЦДНГ-4) в резервуары РВС №1, 3, 4 (V-10000 м3), в которые также поступает нефть с КСП-6, 10, 11.
Рабочее давление на выкиде насосов НВП-11, 12 составляет 1,5 – 5,0 кгс/см2.
В состав УУН ЦДНГ-4 входят: две рабочих измерительных линии: ИЛ-1 - 2 с массовыми расходомерами «Promas 83F1H», а также одна контрольная измерительная линия с массовым расходомером «Promas 83F1Н» (для периодического сличения показаний рабочего расходомера с контрольным) [21].
Для контроля качества подготовленной нефти ЦДНГ-4 (измерение содержания воды в нефти и плотности) часть её отбирается до УУН на БККН «ЦДНГ-4 потока», после чего поступает в систему ПЛК.
Предусмотрена возможность подачи реагента (деэмульгатора) с БРХ на УУН.
Пластовая вода с отстойников ОГ и ЭДГ направляется в резервуары очистных сооружений РВС-1 ÷ 7 (V-5000 м3), с которых после отстоя от нефти подается в приемные коллекторы двух насосных блоков откачки подтоварной воды:
В насосных блоках откачки подтоварной воды установлены насосные агрегаты:
НПВ-V - установлены насосы НПВ-5, 7, 9, 10 типа ЦН 1000х180;
НПВ-IV - установлены насосы НПВ-17, 18, 19, 20 типа 200Дх90.
Насосы НВП-7, 10, 17, 18 оборудованы частотно-регулируемыми преобразова-телями частоты вращения электродвигателя (ЧРП). Заданный уровень в резервуарах очистных сооружений поддерживается автоматически за счёт изменения частоты вращения электродвигателя насосов.
С насосов вода под давлением 6,5 - 10,0 кгс/см2 (после НПВ-V) и 8,0 - 11,0 кгс/см2 (после НПВ-IV), через узлы учета (УУВ) направляется на КНС-16 и 29, для утилизации в систему ППД. Содержание нефтепродуктов в пластовой воде должно составлять не более 40 мг/л.
Уловленная нефть с очистных резервуаров РВС-1 ÷ 7 подается на насосы уловленной нефти НУН-1 (ЦНС 60х99), НУН-2, 3 (ЦНС 180х85), которыми она откачивается на вход отстойников: ОГ-5, 6, 7; ОГ-1, 2 или ОГ-8, 9, 10 [18].
Рабочее давление на выкиде насосов НУН-1, 2, 3 составляет 1,5 – 8,5 кгс/см2