Козловского месторождения

59

Для обеспечения «дыхания» резервуаров РВС-17, 18, 21, 22 предусмотрена газоуравнительная система. Газ «дыхания» резервуаров через дыхательные клапаны КДС-1500 и задвижки №№ 252, 253, 256, 257 по газоуравнительной линии направляется на свечу рассеивания. Конструкция дыхательных клапанов КДС-1500

позволяет им работать как в режиме дыхательных так и в режиме предохранительных.

Технологические резервуары РВС-17, 18, 21, 22 имеют одинаковую конструкцию. Конкретные резервуары и количество для задействования в работе выбираются исходя из сложившейся производственной ситуации. Конкретные сепараторы второй ступени разгазирования и количество для задействования в работе также выбирается исходя из сложившейся производственной ситуации.

Прием, хранение товарной нефти на установке № 3/1 и перекачка ее на СИКН № 233

Товарная нефть с установки № 1 одним потоком через задвижки №№ 10, 11, 12, 904б, 1011, 185, 186, 187 и товарная нефть с установки № 2 двумя потоками через задвижки №№ 743, 744, 745, 730, соединяясь в один поток направляется в резервуары товарной нефти РВС-9, 10, 11 через задвижки №№ 1204, 108, 91, 92, 91а, 113, 114, 101, 102. Нефть с установки № 2 может подаваться в резервуары товарной нефти РВС-11, 12, 14 через задвижки № 747, 46, 125а, 145а 115а, 115. Существующая обвязка позволяет направлять товарную нефть в резервуары РВС-7, 8 через задвижки №№ 211, 75, 85.

Существующая обвязка позволяет направлять товарную нефть в резервуары РВС-9, 10, 11, 12, 14 через задвижки №№ 730а, 646, 647, 101б, 121, 122, 141, 142 115а, 115, 91а, 91. В поток товарной нефти с установки № 1 может подаваться гексановая фракция с установки № 1 через задвижки №№ 772, 11а, 11б.

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

60

Резервуары РВС-7, 8, 9, 10, 11, 12, 14 предназначены для хранения товарной нефти. Также резервуары РВС-9,

10, 12, 14 могут быть использованы для резервной схемы учета товарной нефти.

Температура нефти в резервуарах составляет 10 – 40 °С замеряется термометрами с передачей данных на АРМ оператора.

Температура нефти в РВС-7, 8, 11 замеряется местно с помощью переносного термометра (TI-*). Резервуары РВС-9,

10, 12, 14 оборудованы уровнемерами «Optiflex 1300C» с показаниями по месту и выводом их на АРМ оператора с сигнализацией верхнего, нижнего предупредительных и верхнего, нижнего аварийных уровней нефти.Резервуары РВС-7, 11 оборудованы уровнемерами ВМ-100А с показаниями по месту и выводом их на АРМ оператора с сигнализацией верхнего, нижнего предупредительных и верхнего, нижнего аварийных уровней нефти. Резервуар РВС-8 оборудован уровнемером (LE-19а) с выводом показаний на АРМ оператора с сигнализацией верхнего,

нижнего аварийных уровней нефти. Уровень нефти в резервуарах РВС-9, 10, 12, 14 поддерживается в пределах 450 – 1000 см. При уровне больше 1000 см и меньше 450 см срабатывает предупредительная сигнализация на АРМ оператора. При уровне нефти больше 1020 см срабатывает аварийная сигнализация, при уровне меньше 400 см срабатывает аварийная сигнализация с отключением электродвигателей работающих насосов Н-1, 2, 3, 4 внешней перекачки. Уровень нефти в резервуарах РВС-7, 11 поддерживается в пределах 200 – 1000 см. При уровне больше

1000 см и меньше 200 см срабатывает предупредительная сигнализация на АРМ оператора. При уровне нефти больше

1020 см и меньше 180 см срабатывает аварийная сигнализация, при этом блокировка отсутствует. Уровень нефти в резервуаре РВС-8 поддерживается в пределах 200 – 1000 см. При уровне больше 1000 см и меньше 200 см срабатывает сигнализация на АРМ оператора, при этом блокировка отсутствует.

Консорциум н е д р а

61

Нефть с резервуаров РВС-9, 10, 11, 12, 14 направляется через задвижки №№ 141, 142, 121, 122, 101б, 105, 95, 115,

115а, 110, 1209, 1211, 1213, 1215, 1217 и фильтры на прием насосов Н-1, 2, 3, 4 внешней перекачки. Давление в линии перед насосами Н-1, 2, 3, 4 внешней перекачки контролируется местно с помощью технического манометра, для дистанционного измерения давления применяются преобразователи давления. При давлении в общем коллекторе перед насосами меньше 0,2 кгс/см2 и больше 1,0 кгс/см2 срабатывает сигнализация на АРМ оператора, при этом

при давлении меньше 0,2 кгс/см2 подается сигнал на отключение электродвигателей работающих насосов Н-1, 2, 3, 4

внешней перекачки. Для местного измерения перепада давления на фильтрах используются технические манометры, устанавливаемые до и после каждого фильтра. Для дистанционного измерения перепада давления на фильтрах используют датчики перепада давления. Давление на приеме насосов контролируется местно с помощью технических манометров, а также дистанционно с помощью электроконтактных манометров. При давлении на приеме работающих насосов меньше 0,2 кгс/см2 и больше 1,0 кгс/см2 срабатывает сигнализация на АРМ оператора, при этом при давлении меньше 0,2 кгс/см2 подается сигнал на отключение электродвигателей работающих насосов Н-1, 2, 3, 4

внешней перекачки.

Товарная нефть насосами Н-1, 2, 3, 4 под давлением 4,0 – 8,0 кгс/см2через задвижки №№ 1216, 1214, 1212, 1210, 1218, 01 подается на СИКН № 233.

Давление в выкидной линии насосов контролируется по электроконтактным манометрам. При давлении меньше 4,0 кгс/см2срабатывает сигнализация на АРМ оператора и блокировка насосного агрегата. Для дистанционного измерения температуры подшипников насосного агрегата применяются термопреобразователи. При достижении температуры одного из подшипников выше 70 °С срабатывает сигнализация с отключением электродвигателя

Консорциум н е д р а

62

насосного агрегата. На насосах Н-1, 2, 3, 4 установлены датчики измерения вибрации агрегата. При превышении

допустимого значения происходит отключение электродвигателя. Для дистанционного контроля уровня утечек с

насосов установлены сигнализаторы предельных уровней жидкости. При достижении уровня жидкости больше 300 мм

предохранительных клапана со сбросом давления на прием насосов.

После измерения количества и показателей качества на СИКН № 233 товарная нефть направляется через задвижки № 5, 6 на НПС «Муханово».

Для сбора технологических утечек товарной нефти с насосов Н-1, 2, 3, 4 установлена подземная дренажная емкость ЕП-4, объемом 8 м3. В эту же емкость собирается нефть при опорожнении трубопроводов и насосов перед ремонтными работами. Уровень нефти в ЕП-4 поддерживается в пределах 500 – 1400 мм от нижней образующей аппарата . При достижении уровня нефти в ЕП-4 1400 мм подается сигнал на включение насоса откачки нефти через задвижки №№ 1220, 1219 на прием насосов Н-1, 2, 3, 4 внешней перекачки, при достижении уровня 500 мм подается сигнал на отключение насоса. На емкости также установлен сигнализатор аварийных уровней. При аварийном повышении уровня нефти в ЕП-4 больше 1600 мм и понижении меньше 400 мм от нижней образующей срабатывает сигнализация на АРМ оператора. Давление в линии откачки нефти с ЕП-4 составляет не более 4,3 кгс/см2 и

Консорциум н е д р а

63

измеряется местно с помощью технического манометра, а также дистанционно с помощью преобразователя

давления (PT-128а) с индикацией его на АРМ оператора, при этом блокировка насосного агрегата отсутствует.

Для сбора производственных сточных вод с нефтенасосной внешней перекачки и СИКН № 233 установлена

подземная дренажная емкость ЕП-3, объемом 8 м3. Уровень воды в ЕП-3 поддерживается в пределах 500 – 1400 мм от нижней образующей аппарата. При достижении уровня сточной воды в ЕП-3 1400 мм подается сигнал на включение насоса откачки сточной воды через задвижки №№ 1221, 1222 в линию сброса угленосной воды с

резервуаров на установку № 4/1, при достижении уровня 500 мм подается сигнал на отключение насоса. На емкости также установлен сигнализатор аварийных уровней.

Давление в линии откачки воды с ЕП-3 составляет не более 5,0 кгс/см2 и измеряется местно с помощью технического манометра.

Кроме насосной внешней перекачки на установке № 3/1 существует резервная нефтенасосная. Товарная нефть с установок № 1, 2 через задвижки №№ 730а, 646, 649, 654, 656, 658, 215а, 215 подается на прием насосов Н-1, 2, 3, 4, 9.

Товарная нефть насосами Н-1, 2, 3, 4 резервной нефтенасосной внешней перекачки под давлением 4,0 – 8,0

кгс/см2 через задвижки №№ 652, 653, 655, 657, 659, 68, 01 подается на СИКН № 233. Давление в выкидной линии насосов контролируется по электроконтактным манометрам.

Товарная нефть насосом Н-9 резервной нефтенасосной внешней перекачки под давлением 4,0 – 6,0 кгс/см2 через задвижки №№ 660, 659, 68, 01 подается на СИКН № 233. Давление в выкидной линии насоса контролируется по электроконтактному манометру.

Консорциум н е д р а

64

Технологические утечки нефти с сальников насосов резервной нефтенасосной внешней перекачки направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/1.

В случае, когда товарная нефть, получаемая на установки № 1 не соответствует требованиям ГОСТ Р 51858 ее направляют на повторную подготовку. В этом случае нефть с установки № 1 через задвижки №№ 180, 181, 182, 1071, 595, 597, 599, 601, 603, 605, 101, 102, 201, 202, 301, 302, 401, 402, 501, 502, 601, 602 подается в резервуары РВС-1, 2, 3, 4,

5, 6, 13 и далее проходит повторную подготовку вышеописанной схеме. В случае, когда транспортируемая товарная нефть с установки № 2 не соответствует требованиям ГОСТ Р 51858 ее направляют в резервуары установки № 3/2. При восстановлении показателей качества нефти ее направляют в товарные резервуары РВС-9, 10, 11, 12, 14 и на СИКН № 233 в соответствии с описанной выше схемой. В резервуары РВС-7, 8 нефть заводится в исключительных случаях, при получении брака в процессе подготовки, или на время ремонтных работ на трубопроводах товарной нефти.

Хранение товарной нефти на установке № 3/2 и транспортировка ее на установку № 3/1

Товарная нефть с установки № 2 двумя потоками (с блока № 1 и блока № 2) через задвижки №№ 102, 103, 52, 01, 55, 233, 227, 255, 155 одним потоком или через задвижки №№ 102, 103, 31, 35, 39, 113 вторым потоком самотеком направляется в товарные резервуары РВС-9, 10, 11, 12, 14 установки № 3/1. Существует также новая линия подачи товарной нефти с установки № 2 на установку № 3/2 через задвижку № 226 и далее согласно описанной выше схеме нефть транспортируется на установку № 3/1.

Но в данный момент эта линия бездействует.

Консорциум н е д р а

65

При получении некондиционной нефти на установки № 2 ее направляют в резервуары РВС-23, 25, 27, 28 через задвижки №№ 34, 38, 70, 72, 233, 312, 238. При необходимости нефть может подаваться также в резервуары РВС-24,

26 через задвижки №№ 236, 36, 436, 437. В эти же резервуары может подаваться товарная нефть при ремонтных работах на нефтепроводе УКПН-2 – УКПН-1.

Некондиционная нефть с резервуаров РВС-23, 25, 27, 28 по существующей обвязке может подаваться через задвижки №№ 71, 73, 307, 15, 709, 234, 311, 229 в поток угленосной нефти, перекачиваемой с установки № 3/1, и далее проходит повторную подготовку по вышеописанной схеме. С РВС-24, 26 некондиционная нефть также может подаваться в поток угленосной нефти, перекачиваемой с установки № 3/1 через задвижки №№ 436, 437, 36, 23, 15, 709. Некондиционная нефть с РВС-23, 25, 27, 28 может подаваться в девонский поток обезвоженной нефти через задвижки №№ 71, 73, 229, 234, 311, 228, 16, 242. В случае использования резервуаров РВС-24, 26 для хранения некондиционной нефти и необходимости ее сброса в поток обезвоженной девонской нефти необходимо задействовать задвижки №№ 436, 437, 36, 235, 307, 229, 228, 16, 242. В девонский поток обезвоженной нефти некондиционная нефть с РВС-23, 24, 25, 26,

27, 28 может направляться через задвижки №№ 73, 71, 710, 701, 502, 108, 234, 311, 229, 307, 235, 79, 437, 436, 36.

В случае хранения товарной нефти в резервуарах РВС-23, 24, 25, 26, 27, 28 для их опорожнения используется та же схема, что и при наполнении. Также товарная нефть с резервуаров РВС-23, 24, 25, 26, 27, 28 может подаваться на прием насоса Н-7 через задвижки №№ 71, 73, 710, 701, 436, 437, 36, 234, 311, 230, 236, 79, 502, 702, 703. Давление на приеме насоса Н-7 должно находиться в пределах 0,7 – 1,2 кгс/см2. Контроль за величиной давления осуществляется местно при помощи технического манометра.

Консорциум н е д р а

66

Товарная нефть насосом Н-7 под давлением 2,0 – 6,7 кгс/см2 через задвижки №№ 704, 705 подается в трубопровод товарной нефти и по нему транспортируется на установку № 3/1. Давление в выкидной линии насоса контролируется по электроконтактному манометру.

Газ «дыхания» резервуаров через дыхательные клапаны КДС-1500, КДС-3000 и задвижки №№ 74, 75, 244, 245 по газоуравнительной линии направляется на свечу рассеивания. Конструкция дыхательных клапанов КДС-1500, КДС-

3000 позволяет им работать как в режиме дыхательных так и в режиме предохранительных.

Учет откачиваемой товарной нефти на установке № 3

Количество товарной нефти, откачиваемой с установки № 3/1, определяется с помощью СИКН № 233 или с помощью резервной схемы учета нефти.

В случаях возникновения аварийных ситуаций при эксплуатации СИКН № 233, определение массы нефти производится по резервной схеме учета товарной нефти с применением калиброванных резервуаров РВС-9, 10, 12, 14.

Данные резервуары должны иметь градуировочные таблицы, утвержденные органом Госстандарта, согласованные с ОАО «Приволжскнефтепровод» технологические карты РВС, а также средства измерений с действующими свидетельствами о поверке.

5.2 Подготовка нефти до товарных кондиций на УКПН-2

Характеристика объекта

Консорциум н е д р а

67

Комбинированная установка комплексной подготовки нефти № 2 предназначена для доведения показателей качества нефти, поступающей с установки № 3, до величин, указанных в ГОСТ Р 51858-2002.

Установка № 2 состоит из двух блоков, расположенных на территории УКПН-2. Проектная производительность установки № 2 по товарной нефти составляет 24000 т/сут.

Блок № 1 и блок № 2 установки № 2 НСП были введены в эксплуатацию поочередно: блок № 2 был введен 1967 году, блок № 1 был введен в 1968 году.

Перечень оборудования, входящего в состав установки

Полный состав технологического оборудования установки № 2 представлен в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Перечень технологического оборудования

Консорциум н е д р а