I Cтупень сеперации

Сепарационный блок включает:

Устройство предварительного отбора газа – УПОГ.

1. Три параллельно работающих нефтегазовых сепаратора: НГС№1 (V=100м³), НГС№2 (V=50м³) и НГС№3 (V=50м³)

2. Три параллельно работающих газосепаратора ГС№1 (V=50м³), ГС№2 (V=50 м³) и ГС№3 (V=50м³).

УПОГ представляет собой восходящий, а затем нисходящий трубопровод Ду 1000мм с углом наклона ~ 45°. В нисходящую часть УПОГ врезаны четыре вертикальных газоотводных трубопровода, соединённых с горизонтальным газосборным коллектором. Газо-водонефтяная эмульсия, из входного коллектора через ЗКЛ 6Н по трубопроводу Ду 500 поступает на приём УПОГ. При движении по УПОГ, во время подъёма и спуска, из газо-водонефтяной эмульсии выделяется часть газа, которая по газоотводным трубопроводам поступает в газосборный коллектор. Далее газ поступает в газовые сепараторы: через ЗКЛ 40Г, 47Г – в ГС№1 (V=50 м³), 59Г – ГС№2 (V=50 м³) и через ЗКЛ № 71Г – в ГС№3 (V=50 м³). Частично дегазированная газо-водонефтяная эмульсия из УПОГ через ЗКЛ № 41Н поступает на прием НГС№1 (V=100 м³). Другая часть жидкости из приёмного коллектора через ЗКЛ 8Н по трубопроводу Ду 400 поступает на приём НГС№2 (V=50 м³) и НГС№3 (V=50 м³) через ЗКЛ 53Н и ЗКЛ 65Н соответственно.

Нефтяной газ, отделившийся в сепараторах НГС№ 1, 2 ,3 поступает в газовые сепараторы ГС№ 1, 2, 3. для очистки от капельной жидкости, через ЗКЛ 48Г, 60Г и 72Г соответственно. Давление газа на выходе ГС№ 1, 2, 3 составляет 5 – 7,5 кгс/см². Жидкость, отделившаяся в сепараторах ГС№ 1, 2, 3 поступает обратно в сепараторы НГС№1, через ЗКЛ №46Н, 89Н; в НГС№2, через ЗКЛ № 58Н и ЗКЛ 70Н.

С помощью автоматических регулирующих клапанов КЖ-1, КЖ-2, КЖ-3 в нефтегазовых сепараторах НГС№ 1, 2 ,3 поддерживается рабочий уровень жидкости, составляющий 900-1500 мм. В случае выхода из строя клапанов уровень жидкости регулируется вручную, при помощи ЗКЛ 43Н, 56Н, 68Н.

Дренаж сепараторов I ступени осуществляется в аварийные емкости АЕ № 1 – 10, с дальнейшей откачкой жидкости в линию приема нефти КС-1,2.

Газ, отделившийся на первой ступени сепарации, через КГ-1, ЗКЛ 51Г (ГС№1); ЗКЛ 62Г, 63Г, 64Г (ГС№2); КГ-2, ЗКЛ 75Г (ГС№3) поступает на узел переключения газа УПН «Лугинецкая» и далее, через ЗКЛ 717Г, на вторую ступень компрессоров Лугинецкой газокомпрессорной станции (ЛГКС). Давление на узле переключения газа после I ступени сепарации составляет 5 – 6 кгс/см².

При остановке ЛГКС попутный нефтяной газ утилизируется на факельных установках высокого давления ФВД №1 и ФВД №2. Перевод потока газа осуществляется на узле переключения в автоматическом и ручном режиме через КГ16.

Блок перегрева нефтяной эмульсии

Частично дегазированная газо-водонефтяная эмульсия, после первой ступени сепарации, поступает в печи ПТБ-10 № 2 и ПТБ-10 № 3 через ЗКЛ 260Н и ЗКЛ 270Н соответственно.

За счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, в блоке подогрева нефтяной эмульсии происходит нагрев жидкости до температуры 25-45 ⁰С. Топливный газ поступает по газопроводу от узла подготовки газа, давление поддерживается автоматически в ГРП печи. Защита от чрезмерного повышения давления осуществляется с помощью предохранительных клапанов СППК, с последующим сбросом избыточного давления на свечу рассеивания.

Для увеличения показателей расхода и давления жидкости, на вход ПТБ-10 №2,3 через ЗКЛ 402Н предусмотрена подача нефти из насосной внутренней перекачки. Пуск, эксплуатация и остановка ПТБ-10 производиться в соответствии с утвержденной «Инструкцией по эксплуатации печей ПТБ-10».

В случае отсутствия необходимости подогрева нефти, либо выходом из строя обеих печей, газо-водонефтяная эмульсия из нефтегазовых сепараторов НГС № 1, 2, 3 через ЗКЛ 250Н направляется в сепаратор СГ № 1, 2 (V=50м³) второй ступени сепарации.

При проведении ремонтных работ ПТБ-10 №2,3 для приема дренажа предусмотрена подземная емкость ЕП-3 (V=12.5м³). Откачка жидкости осуществляется в линию поступления нефтяной эмульсии в блок подогрева.