Киселевского месторождения

69

Топка представляет собой П-образную сварную конструкцию из трубы Ø 720 мм, закрытую снаружи крышкой.

Продукты сгорания (дым) топливного газа отводятся через дымовую трубу в атмосферу. Для интенсификации теплообмена и увеличения поверхности нагрева в топке установлен пучок из трубок Ø 89 мм, через которые циркулирует поток подогреваемой жидкости. Продуктовые (нефтяные) змеевики представляют собой трех и четырех секционные пучки из труб Ø 89 мм, выполненные в виде двухзаходной плоской спирали и смещенные относительно друг друга.

Блок подготовки топливного газа представляет собой утепленный шкаф, в котором размещены фильтр очистки газа, приборы контроля и редуцирования давления газа PIS-1,2*. Блок вентагрегата представляет собой утепленное укрытие, в котором размещен радиальный вентилятор. Вентилятор предназначен для подачи атмосферного воздуха в топку подогревателя, обеспечивающего полноту сгорания газа.

Система автоматизации СА-ПММ-1 предназначена для дистанционного розжига газогорелочных устройств,

автоматического регулирования параметров процесса нагрева нефти, рабочей и аварийной сигнализации,

автоматической защиты (блокировки) подогревателя при отклонении параметров процесса от норм технологического режима. В состав системы входят следующие узлы:

•шкаф локальной автоматики;

•блок искрового розжига запальной горелки (БИР);

•преобразователь ультрафиолетового излучения (ПУИ).

Консорциум н е д р а

70

Система автоматизации обеспечивает автоматическое регулирование давления топливного газа PI-1,2*,

температуры нагрева нефти TE-3,4*, соотношения расходов газа и воздуха на режимах «малого» и «большого» горения, предварительного проветривания топки принудительной вентиляцией перед розжигом горелок.

Система автоматизации обеспечивает отключение подогревателя и блокировку программы пуска с поддачей звуковой и световой сигнализации при отклонении от заданных значений следующих основных технологических параметров:

•высокое давление нефти на входе PIS-3,4*;

•низкое или высокое давление топливного газа перед горелками PIS-1,2* ;

•высокая температура промежуточного теплоносителя TE-1,2*;

•низкий уровень теплоносителя LIT-1,2*;

•погасание пламени основной горелки;

•при отключении электроэнергии и обрыве связи;

•сигнализация о возникновении загазованности сероводородом QE-1* на площадке П-2,3 .

Кроме системы автоматического контроля имеется местный визуальный контроль основных технологических параметров.

Расход газа на печи контролируется с помощью расходомера FIT-2к.

Аварийный и плановый дренаж змеевиков П-2,3 осуществляется в дренажную емкость Е-11 открытием задвижек №35,36,48,49.

Консорциум н е д р а

71

Откачка жидкости из Е-11 осуществляется автобойлером с вакуум-насосом.

Продувка коммуникаций топливного газа осуществляется на свечу попутным газом. В дренажной емкости предусмотрен контроль уровня LIT-2k с сигнализацией предельных значений.

Концевая сепарационная установка (КСУ)

Концевая сепарационная установка (КСУ) предназначена для разгазирования и предварительного сброса пластовой воды. Схемой предусмотрены два варианта работы КСУ:

•смешение потоков жидкости с УПСВ 1-го сборного пункта Радаевского месторождения, УПСВ Красногородецкая и ДНС Боровская с жидкостью Радаевского месторождения, предварительный сброс воды в концевом делителе фаз (КДФ), с последующей сепарацией в трёхфазном сепараторе (ТФС);

•отдельный сброс воды в КДФ с потока УПСВ Красногородецкая и ДНС Боровская и сепарация в ТФС потока с Радаевского месторождения.

При первом варианте работы КСУ жидкость с площадки путевых подогревателей нефти поступает через задвижки №8,5,76,67, а с Радаевского месторождения через задвижки №1,2,3,4,63,64,65,66,69 на приём концевого делителя фаз (КДФ).

Схемой предусмотрено направление движения жидкости с УПСВ Красногородецкая и ДНС Боровская минуя КСУ на установку (в сырьевые РВС) через задвижку №74.

Вход в КДФ выполнен в виде трубного деэпульсатора Д-1 (наклонный трубопровод увеличенного диаметра с отводом газа), который служит для отделения свободного газа с поступающего потока, тем самым, обеспечивая более

Консорциум н е д р а

72

равномерное поступление жидкости в аппарат. Газ с деэпульсатора отдельным трубопроводом, через задвижку №70,76 поступает в верхний патрубок ТФС.

Концевой делитель фаз (КДФ) представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, объёмом 200 м3, с эллиптическими днищами.

Для защиты от превышения давления на КДФ установлен предохранительный клапан, выбросы с которого через подземную ёмкость Е-10 (каплесборник) направляются на факел.

В КДФ происходит разделение входящего потока на две фазы: нефть и вода.

Уровень раздела фаз нефть-вода (межфазный уровень) поддерживается в пределах 1,5 – 2,5 м от нулевого уровня (днище аппарата) в автоматическом режиме с помощью уровнемера LTE-1k и клапана с электроприводом LCV-5k №102.

Давление в КДФ контролируется показывающим манометром PI-2k и датчиком давления PT-2k.

Пластовая вода, отделившаяся в КДФ, через задвижки №101,103, электроклапан LCV-5k №102, задвижки узла учёта пластовой воды №105,106 и задвижку №84 направляется в сырьевые РВС №1,2,3 или напрямую в резервуары подготовки пластовой воды РВС №10,15. Расход воды контролируется с помощью расходомера FIT-3k.

Частично обезвоженная нефть с КДФ через задвижку № 71 направляется в петлевой успокоитель ПУ-1. Петлевой успокоитель представляет собой трубопровод, выполненный в виде петли диаметром 800 мм и общей длиной 100 м. В петлевом успокоителе происходит снижение скорости потока и давления вследствие чего многофазный поток жидкости (пластовой жидкости) частично разделяется на его составляющие: газ – нефть - воду.

С петлевого успокоителя жидкость направляется в трёхфазный сепаратор ТФС через задвижку №78. Вход в ТФС выполнен в виде трубного деэпульсатора Д-2 (наклонный трубопровод увеличенного диаметра с отводом газа и воды),

Консорциум н е д р а

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

73

который служит для отделения свободного газа и воды с поступающего потока, тем самым, обеспечивая более равномерное поступление жидкости в аппарат. Газ с деэпульсатора отдельным трубопроводом, через задвижку №77,78 поступает в верхний патрубок ТФС.

Трёхфазный сепаратор (ТФС) представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, объёмом 200 м3, с эллиптическими днищами.

Для защиты от превышения давления на ТФС установлен предохранительный клапан, выбросы с которого, также как и с КДФ, через подземную ёмкость Е-10 направляются на факел.

Трёхфазный сепаратор (ТФС) разделён перегородкой на 2 камеры: основная и нефтяная. Сначала жидкость с Д-2

поступает в основную камеру, где происходит разделение входящего потока на три фазы: нефть, газ и вода.

Уровень раздела фаз нефть-вода (межфазный уровень) в основной камере поддерживается в пределах 0,8 – 1,4 м от нулевого уровня (днище аппарата) в автоматическом режиме с помощью уровнемера LTE-3k и клапана с электроприводом LCV-2k №114. Пластовая вода с ТФС через задвижки №113,115, электроклапан №114, через узел учёта пластовой воды и задвижки №116,118,120 направляется в РВС-1,2,3,10,15. Сюда же поступает пластовая вода с деэпульсатора Д-2 через задвижки №107,111.

Расход пластовой воды контролируется с помощью расходомера FIT-5k.

Общий уровень жидкости в основной камере контролируется с помощью уровнемера LTE-2k.

Частично обезвоженная нефть с основной камеры ТФС, через верх перегородки (2,15 м) перетекает в нефтяную камеру. Уровень жидкости в нефтяной камере поддерживается в пределах 0,4 – 2,5 м от нулевого уровня (днище аппарата) в автоматическом режиме с помощью уровнемера LTE-4k и клапана с электроприводом LCV-3k №70.

Консорциум н е д р а

74

Давление в ТФС поддерживается в пределах 0,13-0,18 МПа (1,3-1,8 кгс/см2) в автоматическом режиме с помощью датчика давления PT-3k и электроклапана LCV-1k №82 и контролируется показывающим манометром PI-3k.

Газ с ТФС через задвижки №80,81, электроклапан №82, задвижки №83,86 поступает в конденсатосборник КС-4.

Сюда же через задвижку №85 поступает газ с УПСВ 1-го сборного пункта Радаевского месторождения. Так же возможна транспортировка газа с КСУ в обратном направлении на УПСВ 1-го сборного пункта Радаевского месторождения.

Конденсатосборник (КС-4) представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, объёмом 80 м3, с эллиптическими днищами.

Для защиты от превышения давления в КС-4 установлен предохранительный клапан, выбросы с которого через подземную ёмкость Е-10 направляются на факел.

Конденсатосборник (КС-4) служит для отделения, улавливания капельной жидкости с потока газа.

Давление в КС-4 поддерживается в пределах 0,04-0,16 МПа (0,4-1,6 кгс/см2) электроклапаном LCV-5к и контролируется показывающим манометром PI-4к и датчиком давления РЕ-1к. На ёмкости установлен сигнализатор предельного уровня LSA-2к и уровнемер LIT-1к. При достижении предельного уровня конденсата в КС-4 сброс его производится через задвижку №122 в сырьевые РВС.

Газ с КС-4 через задвижку №89, расходомер FIT-6к направляется на факел Ф-1 для сжигания. Так же газ с КС-4

через задвижки №87,88 направляется на площадку путевых подогревателей.

Разгазированная, частично обезвоженная нефть с ТФС через задвижку №79 и №85,88,89,70 (электроклапан),71 узла учёта, №73,72 поступает на приём сепаратора вертикального трубного (СВТ). Расход жидкости заверяется с помощью расходомера FIT-4к, а содержание воды контролируется с помощью влагомера МЕ-1к.

Консорциум н е д р а

75

Сепаратор вертикальный трубный (СВТ) предназначен для дополнительного разгазирования, сглаживания пульсаций при наборе и выдавливании жидкости с ТФС, а также для улавливания газовых пробок в случае поступления жидкости с УПСВ Красногородецкая минуя КДФ, через задвижку № 74.

Высота СВТ составляет 27м и выполнен он из трубопровода диаметром 1,05 м.

Приём жидкости в СВТ осуществляется одновременно на уровнях 17 и 20 м, выход с низу.

Газ с верхнего уровня СВТ через задвижки №128,129,131 и электроклапан LCV-4k через подземную ёмкость Е-10,

объединяясь с линией сброса ППК КДФ и ТФС направляются на факел.

Уровень жидкости в СВТ поддерживается давлением газа в пределах 23,5 – 24,5 м от нулевого уровня в автоматическом режиме с помощью сигнализаторов LSA-3k,4к и клапана с электроприводом LCV-4k №130а (при уровне выше 24,5м – клапан закрыт, ниже 23,5м – открыт). Дополнительно предусмотрена сигнализация аварийного уровня равного 25,5м, при котором происходит принудительное закрытие электроклапана LCV-4k.

Давление в СВТ поддерживается в пределах 0,015-0,07 МПа (0,15-0,7 кгс/см2) и контролируется показывающим манометром PI-6k.

Жидкость с СВТ через задвижку №74 поступает на установку (в сырьевые РВС-1,2,3).

Подземная ёмкость Е-10 (каплесборник) объёмом 16 м3 предназначена для улавливания жидкости сбрасываемой с ППК КДФ, ТФС, КС-4 и улавливания капельной жидкости с потока газа поступающей с верхней части СВТ.

Давление в Е-10 поддерживается до 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) и контролируется показывающим манометром PI-5к. На ёмкости установлен датчик предельного уровня LSA-1к. При достижении предельного уровня конденсата в Е-10

откачка его производится через задвижку №132 автобойлерной техникой.

Консорциум н е д р а

76

Во втором варианте работы КСУ жидкость УПСВ Красногородецкая через задвижки №68, 69 поступает в КДФ. Жидкость с Радаевского месторождения через задвижки №1,2,3,4,63,67,77,78 поступает в ТФС. Далее жидкость, через задвижку №71 поступает на приём ТФС или через задвижку №72, объединяясь с потоком жидкости с ТФС, через СВТ направляется в РВС-1,2,3.

Пластовая вода с КДФ через задвижку №84 поступает в РВС-10,15, а с ТФС через задвижки № 119,121,116 в РВС №1,2,3.

Холодный динамический отстой нефти в сырьевых резервуарах

Вся жидкость с КСУ поступает на узел приёма жидкости с участков. Жидкость с УПСВ Красногородецкая (в случае транзита минуя КСУ) поступает на узел через задвижку №133, жидкость с КСУ через задвижки №136,149, пластовая вода с ТФС через задвижки №137,145. С узла приёма объединённый поток жидкости с УПСВ Красногородецкая и КСУ направляется на узел переключения сырьевых резервуаров РВС-1,2,3.

Узел переключения сырьевыми резервуарами служит для управления, распределения потоками жидкости поступающих в сырьевые РВС-1,2,3, а также откачки отстоявшейся нефти и сброса подтоварной воды.

Резервуары сырой нефти РВС-1,2,3 вертикальные цилиндрические аппараты с плоским днищем и конической щитовой кровлей, объемом 3000 м3, 3000 м3, 2000 м3 соответственно.

Жидкость в РВС №1,2,3 поступает через задвижки №170,165,156 узла переключения и №179,184,190 (коренные задвижки). Приём нефти в сырьевые РВС осуществляется внутренними приёмными патрубками с распределительными устройствами на уровне 1,8 м.

Консорциум н е д р а

77

В сырьевых РВС-1,2,3 при естественной температуре происходит отстой нефти от пластовой воды. Для более эффективного отстоя в резервуарах поддерживается уровень подтоварной воды в пределах 2,5-3,5 м, который контролируется с помощью уровнемеров 2-LТ-1,2,3.

Дополнительно для увеличения температуры (теплообмен) и увеличения скорости отстоя захоложенной жидкости поступающей с УПСВ Красногородецкая в РВС-1,2,3 отдельным патрубком с распределительным устройством осуществляется приём тёплой пластовой воды с КДФ и ТФС КСУ на уровне 2,2 м (выше распределительного патрубка приёма жидкости) через задвижку №174,172 узла переключения и №178,183,191 (коренные задвижки).

Сброс пластовой воды производится с уровня 0,3 м через коренные задвижки РВС-1,2,3 №181,186,188 и №166,161,160 узла переключения в резервуары пластовой воды РВС-10,15.

При осуществлении второй схемы работы КСУ тёплая пластовая вода с ТФС через задвижки №154 узла переключения и №178,183,191 (коренные задвижки) поступает в РВС-1,2,3, а холодная вода с КДФ через задвижки №174,175 в резервуары пластовой воды РВС-10,15.

Обезвоженная нефть с сырьевых резервуаров, с уровня 6м (с РВС-1, РВС-2 дополнительно с 7м), через коренные задвижки РВС-1,2,3 №180,847,185,190 и №169,164,159,192 узла переключения, №469 поступает на приём сырьевых насосов Н-1,2 нефтенасосной.

Общий уровень жидкости в РВС-1,2,3 поддерживается в пределах 7-10м, контролируется с помощью уровнемеров

2-LSA-1,2,3 и регулируется производительностью сырьевых насосов Н-1,2.

На РВС-1,2,3 для предотвращения создания аварийной ситуации при увеличении общих уровней выше 10м и розлива нефти предусмотрены сигнализаторы предельного уровня 2-LТ-1,2,3.

Консорциум н е д р а