нефти Садового месторождения

консорциум н е д р а

23

После подготовки (обработки) сырой нефти, включающей в себя стадии обезвоживания, обессоливания и разгазирования до кондиции, соответствующей принятой группе качества нефти по ГОСТ, готовая продукция (товарная нефть) сдается в систему ОАО «АК «Транснефть».

В составе установки имеются четыре технологических блока (блок № 1,2,3,4).

Блок №1 Сырая нефть с указанных установок, эксплуатируемых ЦПНГ-2, поступает сначала в приемный сепаратор Б-4

объемом 80 м3 или в резервном варианте в емкость Б-2 объемом 56 м3. В сепараторе Б-4 (Б-2) при естественной температуре и давлении 0,02 – 0,4 кгс/см2 - ( PI-89) происходит разгазирование нефти. Уровень жидкости в указанном сепараторе поддерживается в автоматическом режиме на определенном значении с помощью взаимосвязанной работы поплавкового уровнемера У-1500 (по схеме LE-20а) и регулирующего клапана КР-1 в соответствии с установленными настройками на вторичном преобразователе уровнемера в операторной. Изменение уровня жидкости в емкости допускается в диапазоне 50 – 150 см. Указанное ограничение обеспечивается установленной сигнализацией в операторной, которая срабатывает при достижении предельных значений уровня. Выделившийся газ через сборник газового конденсата (факельный сепаратор) Е-10 объемом 40 м3 и узел учета факельного газа (УУФГ) направляется на факел Ф-1 (Ф-2) для сжигания. Факельные установки оборудованы дежурной горелкой и запальником. Факельные стволы имеют высоту 35 м и диаметр 300 мм.

Поступающая продукция с ЦПС «Сосновская», приходящая на УКОН под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см2, подвергается количественному учету с помощью турбинного расходомера «Турбоквант» (по схеме FE-36а). Показания (суммарные и мгновенные) с первичного преобразователя выведены в операторную, на щит контроля и управления (ЩКУ). Давление

консорциум н е д р а

24

контролируется с помощью датчика давления PT-46а, установленного на входящем трубопроводе. Показания с датчика выведены в операторную. Контроль указанного давления также дублируется с помощью технического манометра PI-102.

Перед расходомером на входящем трубопроводе установлен фильтр, который требуется в процессе эксплуатации периодически подвергать очистке. Степень загрязнения фильтра контролируется по перепаду давления, фиксируемого с помощью технических манометров PI-103 и PI-104, установленных соответственно до и после фильтра. Перепад давления на фильтре допускается не более 0,5 кгс/см2.

Контроль количества поступающей продукции по второму потоку с УПН «Яблоневская» обеспечивается с помощью также турбинного расходомера «Турбоквант» (по схеме FE-37а). Показания (суммарные и мгновенные) с

первичного преобразователя выведены на ЩКУ операторной. Для измерения давления во входящем трубопроводе по данному потоку предусмотрен датчик давления PT-45а, показания с которого выведены в операторную. Контроль указанного давления также дублируется с помощью технического манометра PI-105. Перед расходомером на входящем трубопроводе по данному потоку также установлен фильтр, перепад давления на котором контролируется с помощью технических манометров PI-107 и PI-106, установленных соответственно до и после указанного фильтра.

Разгазированная сырая нефть из сепаратора Б-4 (Б-2) подается в резервуар РВС-2 или в резервном варианте в РВС-3

объемом 3000 м3. Уровень взлива жидкости в резервуаре может колебаться в допустимых пределах 250 – 1050 см.

Уровень контролируется с помощью поплавкового уровнемера У-1500 (по схеме LE-1а) с выводом показаний в операторную и сигнализацией по верхнему пределу.

Для обеспечения прохождения продукции через все стадии процесса подготовки необходимо в системе технологического производства создать давление. Для этого сырая нефть из резервуара РВС-2 подается на прием

консорциум н е д р а

25

насосных агрегатов внутренней перекачки Н-1, 2, 3. В качестве указанных насосов применяются центробежные насосные агрегаты типа ЦНС 180х212 (Н-2, Н-3) и винтовой насос типа 2ВВ 180/25 (Н-1). Давление на выкиде насосов после задвижки поддерживается в пределах 6 - 12 кгс/см2 и контролируется с помощью технического манометра PI-92 с

показаниями по месту. Давление на выкиде насосов до задвижки поддерживается в пределах 6 - 25 кгс/см2. Контроль давления осуществляется с помощью электроконтактных манометров (PISA-56 на Н-1, PISA-57 на Н-2, PISA-58 на Н-3)

с показаниями по месту. При достижении давления верхнего предельного значения срабатывает сигнализация в операторной и происходит отключение насоса. Насос также отключается при достижении падающим давлением нижнего установленного предельного значения. На выкиде насосов установлены обратные клапана для предотвращения обратного вращения рабочих колес агрегатов при их внезапных остановках.

В приемную линию насосов внутренней перекачки Н-1, 2, 3 подается реагент – деэмульгатор (Диссолван-2830,

ДИН-4) с помощью блоков дозирования реагента БР-1, 2, 3 с расходом химреагента в поток сырой нефти до 27 г/т.

Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидраторов направляется для прохождения последней стадии процесса подготовки (дегазации) до товарных качеств в концевой сепаратор Б-1 или как резервный вариант в сепаратор Б-2. Соленая вода из электродегидраторов обоих блоков поступает в отстойники Б-5, Б-6 или в случае их вывода в ремонт в отстойник О-4, где происходит отстой воды и освобождение от уловленной нефти. Отстойники работают полным сечением и в связи с образованием в них в процессе расслоения двух фаз (нефти и соленой воды) в аппаратах ведется контроль за уровнем раздела данных сред. Указанный уровень в своих изменениях ограничен пределами

50 - 160 см, при достижении которых срабатывает сигнализация в операторной. Уровень раздела фаз в аппаратах поддерживается постоянным в автоматическом режиме за счет открытия и закрытия регулирующих клапанов (КР-2 на

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

консорциум н е д р а

26

Б-5, КР-3 на Б-6), получающих соответствующие сигналы от поплавковых уровнемеров У-1500 (по схеме LE-21а на Б-5, LE-22а на Б-6), по которым осуществляется из операторной контроль за указанным параметром. Технологический процесс в отстойниках ведется под давлением 1,0 - 5,0 кгс/см2 в Б-5, 1,0 – 3,4 кгс/см2 в Б-6 и 1,0 –6,0 в О-4, которое контролируется по показаниям установленных по месту технических манометров (PI-87 на Б-5, PI-88 на Б-6).

Скопившаяся уловленная нефть из отстойников Б-5, Б-6 вытесняется в приемный сепаратор Б-4, а отстоявшаяся соленая вода сбрасывается в РВС-6 (пруд дополнительного отстоя только в аварийных случаях). Скопившаяся уловленная нефть из отстойника О-4 вытесняется на прием сырьевых насосов Н-1, 2, 3, а отстоявшаяся соленая вода сбрасывается в дренажную линию отстойников блока № 1. В резервуаре подтоварной воды уровень взлива жидкости контролируется по уровнемеру У-1500 (по схеме LE-2а). Визуальный контроль уровня, а также в виде сигнализации, обеспечивают нахождение данного уровня в заданных пределах 50 – 950 см, при чем сигнализация срабатывает в операторной по верхнему пределу. Уловленная нефть, скапливающаяся в верхней части резервуара в виде шапки, по мере ее накопления подается на прием насоса внешнего транспорта Н-4 и далее направляется на повторную обработку. Уловленная нефть из пруда дополнительного отстоя по мере ее накопления откачивается насосом 9 МГР в сепаратор Б-4

(Б-2). Подтоварная вода из резервуара или пруда поступает на прием насосов Н-1 (ЦНС 60x330) и Н-2 (ЦНС 300x540)

КНС пластовой воды высокого давления и закачивается ими под давлением 45,0 – 65,0 кгс/см2 в поглощающие скважины № 10”, 11”, 12, 12”, 1512, 1513. Давление на выкиде насосов контролируется с помощью технических манометров (PI-70 на Н-1, PI-71 на Н-2). Кроме того, контролируется давление в коллекторе после насосов с помощью электроконтактного манометра PISA-116 с показаниями по месту, выводом сигнализации в операторную по двум

консорциум н е д р а

27

пределам и блокировкой насосов также по двум пределам. Величина устанавливаемого предела указанного параметра составляет 45,0 – 65,0 кгс/см2.

Сепарация поступающей нефти в Б-1 (Б-2) осуществляется при давлении 0,02 - 0,4 кгс/см2, контролируемом по техническому манометру PI-91 (PI-90). Уровень нефти в аппарате поддерживается на заданном значении в автоматическом режиме с помощью регулирующего клапана КР-4 (КР-5) и уровнемера У-1500 (по схеме LE-18а на Б-1, LE-19а на Б-2), осуществляющего управление указанным клапаном. Изменение уровня нефти в емкости ограничено пределами 50 – 160 см, при достижении которых срабатывает сигнализация в операторной.

На вход в Б-1 (Б-2)подается нейтрализатор сероводорода через задвижку №394. Подача нейтрализатора сероводорода осуществляется плунжерным дозировочным насосом блочной автоматизированной установки БР-2,5 №4 НД10. Нейтрализатор сероводорода из транспортных бочек или автобойлеров перекачивается в емкость для приема и хранения химреагента. Из емкости нейтрализатор закачивается шестеренным насосом в мерную емкость БР-2,5, откуда дозировочным насосом непрерывно подается (дозируется) в поток нефти через диспергатор.

Выделившийся нефтяной газ из сепаратора Б-1 (Б-2) поступает в факельный сепаратор Е-10, где происходит осушка газа и отделение от него капельной жидкости, которая по мере накопления откачивается насосом НВ 50/50 в сырьевой резервуар РВС-2 (РВС-3). Газ после осушки направляется через УУФГ на факел Ф-1 (Ф-2) для сжигания.

УУФГ состоит из двух линий (одна рабочая, другая резервная). На каждой линии установлен расходомер по газу СУРГ 1000-Ех-10 (по схеме UE-63а (UE-66а)). Сигнал с расходомеров, установленных по месту, выведен в операторную с показаниями на щите расхода, температуры, скорости газа. Кроме того, на каждой линии ведется контроль

консорциум н е д р а

28

температуры сжигаемого газа с помощью термометров ТТП-2 (по схеме TI-65 (TI-68)) и давления в факельной линии по техническим манометрам МП-4У (по схеме PI-64 (PI-67)).

Для обеспечения сжатым воздухом средств автоматизации на УКОН существует воздушно-компрессорная станция (ВКС), состоящая из 3-х компрессоров 302 ВП 6/18, 2ВМЧ 15/25, АБАК 18,5/500 FORMULA 15-22 КВТ.

Воздух для средств автоматизации подается от работающего компрессора под давлением до 8 кгс/см2 через два последовательно установленных маслоотделителя в два ресивера Р-1, 2 объемом 12 м3 каждый, а оттуда на регулирующие клапаны. Пуск компрессоров 302 ВП 6/18 и 2ВМЧ 15/25 осуществляется в ручном режиме после запуска водяного насоса, подающего воду в рубашку компрессора для его охлаждения. Остановка компрессоров осуществляется автоматически при достижении давления, развиваемого данными компрессорами, 8 кгс/см2. Пуск и остановка компрессора АБАК 18,5/500 производится в автоматическом режиме.

Блок №№2,3 Насосными агрегатами внутренней перекачки Н-1,2,3 сырая нефть с добавленным реагентом направляется на печи

ПБ-6/3, 2 и ПТБ-5/1, где подогревается до температуры 30 – 50 С. Нефть в печах прокачивается по двум змеевикам и заходит в них сверху, проходя последовательно две секции печи, сначала конвекционную и затем радиантную. В конвекционной секции осуществляется предварительный нагрев нефти за счет энергии дымовых газов, образующихся при сжигании топливного газа. В радиантной секции нефть нагревается уже за счет энергии излучения пламени при сжигании газа. В качестве топливного газа используется сухой газ, поступающий от газораспределительной станции (ГРС) сторонней организации. Газ подается в печь с двух ее противоположных сторон через форсунки, размещенные в четыре ряда на каждой стороне и по десять штук в каждом ряду.

консорциум н е д р а

29

Давление, при котором газ поступает на форсунки, поддерживается в пределах 0,3 - 2,5 кгс/см2 и контролируется с помощью электроконтактных манометров PISA-27, PISA-28 на печи ПБ-6/2 и PISA-31, PISA-32 на печи ПБ-6/3 с показаниями по месту. При предельных значениях давления срабатывает сигнализация в операторной. Кроме того, при нижнем пределе сигнал идет на закрытие клапана - отсекателя КР-17 на печи ПБ-6/2 и КР-18 на печи ПБ-6/3,

перекрывающие доступ газа к форсункам. Срабатывание клапанов также происходит при достижении давления в линии входа нефти в змеевик печи минимального значения допустимого предела 5,0 – 12,0 кгс/см2. Указанное давление контролируется посредством датчиков давления (PT-29а на печи ПБ-6/2, PT-33а на печи ПБ-6/3), с которых сигнал выводится в операторную с преобразованием в показания на вторичном приборе ЩКУ. При предельных значениях давления срабатывает сигнализация в операторной. Температура нагретой нефти на выходе из печи измеряется с помощью датчиков температуры (TT-30а на печи ПБ-6/2, TT-34а на печи ПБ-6/3) с выводом показаний в операторную. Расход нефти на печи поддерживается в пределах 70 – 225 мЗ/час и контролируется с помощью расходомеров FE-35а,

FE-38а с выводом показаний (мгновенных и суммарных) в операторную.

В случае ликвидации аварийных ситуаций или проведения ремонтно-профилактических работ опорожнение змеевиков печей осуществляется в аварийную емкость Е-8, откуда нефть откачивается насосом типа НБ на прием насосов внутренней перекачки Н-1, Н-2, Н-3.

Из печи подогретая и обработанная реагентом сырая нефть поступает в отстойники О-8, О-9 блока № 2 и блока № 3.

Отстойники работают полным сечением. В отстойниках происходит процесс расслоения водонефтяной эмульсии (ВНЭ) на нефть и пластовую воду. Процесс расслоения эмульсии протекает под действием гравитационных сил за счет разницы в плотности разделяемых фаз, при этом соленая пластовая вода как более тяжелая жидкость сосредотачивается

консорциум н е д р а

30

внижней части аппарата, а нефть как более легкая жидкость всплывает наверх и занимает соответственно верхнюю часть аппарата.

Под воздействием химреагентов и повышенной температуры обеспечивается более высокая эффективность разделения, расслоения эмульсии за счет снижения вязкости жидкости, изменения межфазного поверхностного натяжения, разрушения механически прочных и устойчивых защитных магнитных пленок, образующихся на поверхности капелек эмульсии за счет адсорбции эмульгаторов в виде высокомолекулярных соединений (смол, парафинов, асфальтенов) и механических примесей (частиц грунта, песка).

На эффективность процесса расслоения эмульсии также влияет такой фактор, как время, в течение которого осуществляется данный процесс. Эффективность тем выше, чем больше времени отводится на указанный процесс. Технологией производства на УКОН предусмотрено оптимальное соотношение объема аппаратов и расхода подаваемой

вних продукции, за счет чего в результате процесса обезвоживания обеспечивается требуемый уровень качества подготовки нефти.

Вотстойниках О-8, 9 осуществляется контроль за уровнем раздела фаз (нефти и воды) с помощью сигнализаторов уровня (LSA-14 на О-8, LSA-15 на О-9 блока № 1, LSA-16 на О-8, LSA-17 на О-9 блока № 2). Уровень автоматически регулируется в пределах 1000 - 1900 мм с помощью регулирующих клапанов, установленных на линиях выхода пластовой воды (КР-6 для О-8, КР-7 для О-9 блока № 1, КР-10 для О-8, КР-11 для О-9 блока № 2). При предельных значениях уровня срабатывает сигнализация в операторной. Процесс обезвоживания в аппаратах происходит при давлении 5,0 – 6,0 кгс/см2, которое контролируется по техническим манометрам (PI-84 на О-8, PI-83 на О-9 блока № 1, PI-80 на О-8, PI-79 на О-9 блока № 2).

консорциум н е д р а

31

Пластовая вода из отстойников О-8, О-9 блоков № 1 и № 2 через регулирующие клапаны поступает в резервуар подтоварной воды РВС-6 или только в аварийных случаях в пруд дополнительного отстоя. Из верхней части отстойников обезвоженная нефть поступает в электродегидраторы ЭГ-160/9, 10 блоков № 1 и № 2 объемом 160 м3

каждый. Перед подачей нефти в электродегидраторы она предварительно смешивается с пресной водой в целях обессоливания в специальном смесителе. На обоих блоках для обеспечения оптимальной работы смесителей создаваемый перепад давления в точках до и после указанных смесителей поддерживается в пределах 1,0 – 1,5 кгс/см2.

Контроль перепада давления осуществляется по техническим манометрам, установленным до и после смесителей (PI113, PI-114 на блоке № 1, PI-99, PI-100 на блоке № 2). На смеситель вода подается насосом Н-1 (Н-2) пресной воды марки ЦНС 38×110. На прием данных насосов вода в свою очередь поступает из вертикальной емкости Е-2, а в саму емкость приток воды обеспечивается с водозабора р. Б. Кинель или как резервный вариант из резервуара пресной воды РВС-9. Количество подаваемой на обессоливание пресной воды устанавливается на уровне до 10 % от текущей производительности установки по нефти и регулируется дистанционно из операторной с помощью регулирующих клапанов КР-15 (КР-16). Расход воды поддерживается в пределах 1,0 – 5,0 мЗ/час и контролируется с помощью расходомеров (FE-41а на блоке № 1, FE-42а на блоке № 2). Информация о текущем значении давления на выкиде насосов пресной воды получается по показаниям технических манометров PI-76, PI-75. Указанное давление не должно выходить за пределы 8,0 – 14,0 кгс/см2. Уровень воды в Е-2 поддерживается постоянным за счет открытия и закрытия регулирующего клапана КР-14, получающего соответствующие сигналы от поплавкового уровнемера У-1500 (по схеме

LE-7а), по которому осуществляется контроль за уровнем в емкости. Допускаемые пределы значений данного уровня составляют 50 – 350 см. При указанных пределах в операторной срабатывает сигнализация.