Файл: Отчет по учебной практике по получению первичных профессиональных.docx

Наименование сырья	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ
Подготовленная нефть	ГОСТ 33-2000	Массовая доля воды, %	не более 0,5
	ГОСТ 2477-65	Концентрация хлористых солей, мг/дм3	не более 100
	ГОСТ 21534-76	Массовая доля механических примесей, %	не более 0,05
	ГОСТ 6370-83	Массовая доля серы, %	1,8-4,0
	ГОСТ 1437-75	Давление насыщенных паров КПа (мм рт.ст)	Не более 66,7 (500)
	ГОСТ 1756-52	Массовая доля сероводорода, ppm	не более 20
	ГОСТ Р 50802-95	Массовая доля метил,- этилмеркаптанов, ppm	не более 40
	ГОСТ Р 50802-95 АСТМ	Содержание хлорорганических соединений, ppm	не более 10

---

3. Описание технологического процесса

3.1 Подготовка нефти

3.1.1 Сырьевой блок

На сырьевой блок НСП «Шушнур» поступает жидкость:

- с АЦДНГ-1, 6 с обводненностью до 1% (за вычетом, добытой на 1 и 2 эксплутационных участках Николо-Березовской площади);

- с АЦДНГ-2, 3 после сброса воды на УПС-1 (ТВО-1, ТВО-5), УПС-3 (ТВО-3), УПС-4 (ТВО-4), УПС-12 (ТВО-11, ТВО-12);

- с Саузбашевской площади продукция АЦДНГ-3 после сброса воды на УПС-16;

- с АЦДНГ-4, 5 после сброса воды на ТВО - 8, 9, 10, 17, 19, 20.

Газожидкостная смесь через блок гребенки поступает в успокоительные коллектора УК, где под давлением 0,27-0,42 МПа и температуре не менее 5^оС осуществляется расслоение потока на нефть и воду.

По успокоительным коллекторам газожидкостная смесь направляется в три параллельно обвязанные трубные водоотделители ТВО-1, 2, 3, где происходит разделение на нефть и воду. Регулировка работы ТВО производится с помощью клапанов РК 4, 5, 6 соответственно, расположенных на линии сброса воды.

Жидкость, поступающей с УПН «Ташкиново», при содержании воды до 1% направляется на прием сырьевых насосов, при содержании воды больше 1% - направляется на вход установки.

Для эффективного разрушения эмульсии в трубопровод газожидкостной смеси перед ТВО есть возможность подачи деэмульгатора После сброса основной массы пластовой воды в ТВО-1, 2, 3 частично обезвоженная нефть поступает в два параллельно обвязанных сепаратора I ступени - С-1.1, С-1.2, объемом 100 м³ каждый, где при давлении до 0,3 МПа, осуществляется разгазирование нефти.

После сепараторов С-1.1, С-1.2 частично разгазированная нефть направляется в три параллельно обвязанных отстойника нефти О-1.1, О-1.2, О-1.3, объемом 200 м³ каждый, где происходит отстой и сброс воды.

Из отстойников О-1.1, О-1.2, О-1.3 нефть поступает в сепараторы II ступени, в три параллельно обвязанных нефтегазовых сепаратора С-2.1, С-2.2, С-2.3, объемом 25 м³, где происходит разгазирование нефти при давлении до 0.025 МПа.

Из сепараторов С-2.1, С-2.2, С-2.3 нефть поступает самотеком в резервуары РВСП-1, РВСП-3, объемом 5000 м³.

Для повышения эффективности процесса деэмульсации и повышения температуры в РВСП-1, РВСП-3, в зимнее время предусмотрена подача горячей нефти. Часть нефти после печи, где нагревается до температуры 45-80

---

⁰С, подается на вход РВСП-1, РВСП-3. Есть возможность подачи горячей нефти в трубопровод на вход отстойников нефти О-1.1, О-1.2, О-1.3.

Из РВСП-1, РВСП-3 нефть подается на прием сырьевых насосов Н1.1 ÷ 1.4. Перед насосами предусматривается подача деэмульгатора.

После насосов нефть направляется в товарный блок НСП «Шушнур» для дальнейшей подготовки нефти (глубокое обезвоживание и обессоливание).

Есть возможность поступления газожидкостной смеси, поступающей с АЦДНГ-2 и АЦДНГ-3, в четыре параллельно обвязанных нефтегазовых сепаратора С-I/1, С-I/2, С-I/3, С-I/4, объемом 200 м³ каждый, где происходит сепарация газа. Газ, отделившейся в нефтегазовых сепараторах СI/1 – СI/4, проходит через газоосушитель ГО-1 и подается на приемно-распределительную гребенку газокомпрессорной станции «Шушнур».

Частично разгазированная жидкость в СI/1 – СI/4 направляется на вторую ступень сепарации в четыре параллельно обвязанных нефтегазовых сепаратора С-II/5, С-II/6, С-II/7, С-II/8, объемом 56 м³ каждый, где происходит разгазирование нефти до 0,01 МПа. Газ, отделившейся в нефтегазовых сепараторах СII/5 – СII/8, направляется в газоосушитель ГО-2, объемом 32 м³, и ГО-3/1, ГО-3/2, объемом 200 м³, и далее на приемно-распределительную гребенку газокомпрессорной станции «Шушнур».

После нефтегазовых сепараторов СII/5 – СII/8, жидкость АЦДНГ-2, 3 направляется в резервуары предварительного сброса воды РПС-1 – 4. Вода, отстоявшаяся в РПС-1 – 4, самотеком подается в резервуары очистных сооружений РОС №16-19, из которых самотеком подается на БКНС-18.
Из нефтегазовых сепараторов I ступени газ поступает в газовый сепаратор ГС-1.1, где освобождается от конденсата, и далее в вертикальный сетчатый газовый сепаратор ГС-1.2 для дальнейшей осушки. Осушенный газ используется на собственные нужды НСП «Шушнур»:

- на продувку факельных систем для предотвращения попадания воздуха;

- на дежурные горелки факелов;

- на топливо печей товарного блока;

- на подпитку системы улавливания легких фракций;

- на котельную;

- на газокомпрессорную.

В газовый сепаратор ГС-1 подаются излишки газа после компрессоров установки улавливания легких фракций. Давление газа в газовом сепараторе ГС-1.1, ГС-1.2 – до 0,18 МПа.

Попутный газ из нефтегазовых сепараторов II ступени С-2.1–С-2.3, отстойников пластовой воды ОВ-1.1–ОВ-1.4 и дегазаторов воды ДВ-1.1–ДВ-1.2 поступает в газосепаратор ГС-2, далее направляется на прием газокомпрессорной станции. Давление газа в газосепараторе ГС-2 – до 0.02 МПа.

---

В аварийных случаях газ, пройдя через конденсатосборники ЕК1, ЕК2, ЕК3, ЕК4, ЕК5, сжигается на факелах высокого и низкого давления Ф2, Ф1.

Для факела применена установка факельная модернизированная УФМГ, в состав которой входят:

- блок запально-сигнализирующий (БЗС);

- блок запально-регулирующий (БЗР);

- пульт управления местный;

- щит управления и контроля.

БЗС предназначен для приготовления горючей смеси в трубопроводах дежурных горелок, а также розжига горючей смеси в трубопроводе пламя переброса и контроля пламени в дежурных горелках.

БЗР предназначен для ручного регулирования давления топливного газа, а также его автоматической подачи (отсечки) в соответствии с управляющими сигналами наличия давления топливного газа.

Пульт управления местный предназначен для местного управления розжигом дежурных горелок и устанавливается рядом с БЗР, БЗС.

Щит управления и контроля служит для дистанционного розжига дежурных горелок из аппаратной производственно-диспетчерского корпуса.

На блоке гребенки установлен узел предохранительных устройств для защиты установки по давлению. Сброс с предохранительных клапанов осуществляется в аварийную емкость ЕА2.

Накопившийся в газовых сепараторах конденсат и жидкость из ЕА2 сбрасывается в емкость ЕД1.

Опорожнение технологических аппаратов производится в подземную емкость ЕД1.

Газ из аварийной емкости ЕА2 и сброс с предохранительных клапанов нефтегазовых сепараторов С-1, газовых сепараторов ГС-1.1, ГС-1.2 направляется на факел высокого давления Ф2.

Сброс с предохранительных клапанов отстойников нефти О-1.1-О-1.3 осуществляется в дренажную емкость ЕД1.

Утечки от насосов Н-1.1-Н-1.4 направляются в подземную емкость ЕУ.

Откачка жидкости из подземных емкостей ЕД1, ЕУ, ЕК1, ЕК2 предусмотрена в приемный трубопровод перед ТВО.

Из конденсатосборников ЕК3, ЕК4 откачка производится в нефтепровод «УПН Ташкиново-НСП Шушнур».

Из конденсатосборников ЕК5- производится в парафинопровод.

Газ, выделившийся в подземной емкости ЕД1, поступает на факел низкого давления Ф1. Газ из емкости ЕУ направляется на свечу рассеивания.
3.1.2 Товарный блок

После сброса воды в сырьевом блоке частично обезвоженная нефть насосами Н1.1…Н1.4 подается в товарный блок НСП «Шушнур» для дальнейшей подготовки нефти (глубокое обезвоживание и обессоливание). Подача сырой нефти производится на второй блок УКПН и в резервуары предварительного сброса воды РПС № 1-4. Нефть с остаточным содержанием воды до 1 % с высоты 7 метров поступает на прием нефтяных насосов Н3.1 - Н3.3 ЦНС-300х240 сырьевой насосной 1 блока. Предусмотрена подача сырья непосредственно в выкидную линию сырьевой насосной 1 блока (минуя насосную). Сырая нефть для предварительного ее нагрева и охлаждения подготовленной нефти до температуры 40°С подается через теплообменники типа «труба в трубе» в двухскатную печь П1, П2, где происходит нагрев нефти до 80ºС с целью улучшения термохимического процесса глубокого обезвоживания. Перед теплообменниками через смесительное устройство подается пресная вода в количестве 3-7% от объема поступающей нефти.

---

На прием сырьевых насосов и перед УКПН-1 и УКПН-2 предусмотрена подача деэмульгатора с удельным расходом согласно технологического регламента на дозировку химических реагентов. Нагретая в печах нефть поступает на первую ступень отстоя в два параллельно обвязанных шаровых отстойника нефти О-1, О-2, объемом 600 м³ каждый. Обезвоженная нефть с верхней части отстойников поступает на вторую ступень отстоя в два параллельно обвязанных шаровых отстойника нефти Д-1, Д-2, объемом 600 м³ каждый. Есть возможность через смеситель подачи пресной воды в трубопровод после отстойников О-1, О-2. Отделившаяся вода из отстойников и дегидраторов направляется в резервуар очистных сооружений РОС 16(17).

В летнее время в последнюю секцию теплообменников 2 блока в трубное пространство для охлаждения нефти подается промывочная вода.

Подготовленная нефть с верхней части отстойников Д-1, Д-2 через межтрубное пространство теплообменников ТО1-2, сепараторы горячей ступени сепарации С-3.1, С-3.2 поступает в резервуары подготовленной нефти РВС №5-12.

Основным топливом для печей НСП «Шушнур» является попутный нефтяной газ, который после I ступени сепарации и газоосушителя под давлением не более 1,8 кг/см², поступает на печи НСП. Есть возможность использования газа с газокомпрессорной.

Газ проходит через подогреватель типа «труба в трубе», где подогревается до температуры 40-50⁰С за счет подачи пара (в зимнее время). Далее газ, проходя через сужающие устройство и узел регулирования, поступает на форсунки печей НСП (двадцать форсунок на одну печь ФГМ-4, ФГМ-95). В конечной точке гребенки, распределяющей газ на форсунки, смонтирована продувочная линия на аварийную емкость. Подача газа на форсунки печей регулируется со щита центральной операторной.

3.2 Подготовка нефтяного попутного газа

Отсепарированный попутный нефтяной газ от сепараторов I, II, III ступени, дополнительно осушенный и очищенный от механических примесей в газоосушителях ГО и газовых сепараторах ГС по приемному газопроводу подается на приемную гребенку компрессорной станции.

После приемной запорной арматуры газ поступает в приемную емкость Е-1 и приемный сепаратор Е-4, предназначенные для очистки газа от механических примесей, капель нефти, воды и углеводородного конденсата, а также для удаления аварийно уловленной нефти, и поступает на прием компрессорных агрегатов К1, К2 или К3 для сжатия.

---