Технологический расчет основного оборудования Юрубчено-Тохомского месторождения, страница 5

При указанном газовом факторе (см. пункт 2.1) поток нефтяной эмульсии имеет диспергированную структуру, при которой жидкость в виде капель распределена в газовой фазе. Поэтому схемой предусматривается установка входных сепараторов для предварительного отделения газа от нефти при давлении 0,6 МПа. Нефть поступает на установку с температурой -3°С. Постоянство  расхода сырья регулируется прибором поз. FT-1-1, установленным на трубопроводе подачи сырья. В теплообменниках Т 1/1÷Т 1/2  она нагревается до 11°С и поступает во входные сепараторы С-1/1÷С-1/3 в которых проходит отделение свободного газа. Температура сырья на выходе из теплообменника поддерживается регулятором (поз. ТЕ-2-1). Давление во входных сепараторах регулируется датчиками давления (поз. РЕ 4-1÷6-1). Затем нефтяная эмульсия направляется в три параллельно работающих трехфазных сепаратора ТФС‑1/1÷ТФС-1/3, в которых при температуре 26 °С и  давлении 0,55 МПа происходит разделение нефти и газа и предварительный сброс воды. Температура в трехфазных сепараторах регулируется датчиками температуры (поз. ТЕ 10‑1÷ТЕ 12‑1). Давление в трехфазных сепараторах регулируется датчиками давления (поз. РЕ 7-1÷9-1) Процесс обезвоживания нефтяной эмульсии происходит с использованием реагента-деэмульгатора, который подается в трубопровод перед С-1/1÷С-1/3. Расход деэмульгатора регулируется датчиком расхода (поз. FT 3-1). Выделившаяся из трехфазных сепараторов ТФС‑1/1÷ТФС‑1/3 пластовая вода поступает на очистные сооружения пластовой воды. Ее количество контролируется датчиком расхода поз. FT 13-1.

Частично обезвоженная нефть (2,5% остаточной воды) насосами Н-1/1и Н‑1/2 с давлением 1,0 МПа подается в печь нагрева П/1/1, где происходит нагрев нефти до температуры 60 °С. Давление на входе в печи регулируется датчиком давления (поз. РЕ 14-1). Температура на выходе из печи регулируется датчиком температуры (поз. ТЕ 15-1). Подача нефти в печь П‑1/1 предусмотрена для обеспечения наиболее эффективного действия демульгатора на ступени глубокого обезвоживания нефти. После печи водонефтяная эмульсия поступает на обезвоживание в отстойники нефти О‑1/1÷О-1/3. Режим работы отстойников:

- давление 0,7 МПа;

- температура 60°С;

- время пребывания в аппаратах 60 мин.

Нефтяная эмульсия пройдя через внутренние устройства отстойников О‑1/1÷О-1/3 разделяется на воду и нефть с остаточной обводненностью 1%. Температура в отстойниках регулируется датчиками температуры (поз. ТЕ 19-1, ТЕ 21-1 и ТЕ 23-1). Давление в отстойниках регулируется датчиками давления (поз. PE 19-1, PE 21-1, PE 23-1). Уровень в отстойнике поддерживается регуляторами уровня (поз. LE 16-1÷LE 18-1). Горячая вода из отстойников О‑1/1÷О-1/3 поступает на вход в ТФС‑1/1÷ТФС‑1/3 для подогрева нефтяного потока после С-1/1÷С-1/3 или на очистные сооружения пластовой воды, минуя ТФС‑1/1÷ТФС-1/3.

Нефть из отстойников направляется в смесители СМ-1÷СМ-3, где смешивается с пресной водой и далее в электродегидраторы ЭДГ‑1/1 и ЭДГ‑1/2. Количество пресной воды регулируется прибором (поз. 25-4÷27-4).

Глубокое обезвоживание и обессоливание нефти в аппаратах ЭДГ‑1/1 и ЭДГ‑1/2 происходит термохимическим методом при давлении 0,7 МПа, что дает возможность аппаратам работать полным сечением без отбора газа. В связи с высокой минерализацией продукции скважин, для проведения процесса обессоливания в нефтяной поток после каждого отстойника подается пресная вода с давлением 0,7 МПа. Общее количество пресной воды составляет 5% на нефть. В электродегидраторах ЭДГ‑1/1 и ЭДГ‑1/2 под действием сил гравитации и электрического поля нефть обессоливается и обезвоживается до 0,1% остаточной воды.

Режим работы в электродегидраторах ЭДГ‑1/1 и ЭДГ‑1/2:

- давление 0,7 МПа;

- температура 54°С;

- время пребывания в аппаратах 30 мин.

Слабоминерализованная вода со ступени обессоливания поступает на вход отстойников нефти О-1/1÷О-1/3. Возврат сброшенной воды предусматривается для использования полного потенциала «промывной воды».