Саврушинского месторождения

20

насос Н-3. Насосы Н-1 и Н-4 – резервные запускаются вручную, один из насосов периодически работает в постоянном режиме. Если уровень жидкости поднимается выше 1,3м подается сигнал на диспетчерский пульт о превышении уровня жидкости в сепарационной емкости. При достижении уровня жидкости 0,7м происходит автоматическая остановка насосов.

С целью защиты сепарационной емкости С-2/1,2/2 от разрушения при аварийном повышении давления на емкостях установлены предохранительные клапаны ППК. Жидкость с ППК сбрасывается в дренажную емкость.

Уровень в дренажной емкости контролируется визуально. Жидкость из дренажной ёмкости периодически откачивается при помощи ЦА-320.

Для защиты напорного нефтепровода от коррозии в трубопровод подается ингибитор коррозии. Перед узлом учёта на напорном нефтепроводе установлен образец свидетель для контроля скорости коррозии откачиваемой жидкости.

Порядок пуска, остановки ДНС при нормальных условиях

Пуск ДНС производится после получения письменного разрешения начальника цеха. Для пуска ДНС после капитального ремонта (текущего) необходимо оформить акт на ее пуск.

Перед пуском ДНС необходимо:

1.снять заглушки, установленные на период ремонта;

2.проверить правильность крепления всех соединений;

3.проверить наличие и исправность контрольно-измерительных приборов

(манометров) на трубопроводах и аппаратах;

Консорциум « Н е д р а »

21

4.закрыть все задвижки дренажных аппаратов;

5.подготовить к работе насосное хозяйство;

6.проверить и отрегулировать давление газа, наличие электроэнергии, подготовить к работе КИП и А;

7.проверить наличие пожарного инвентаря, средств аварийной газозащиты;

8.подготовить к пуску соответствующие насосы;

Выполнив выше перечисленные работы, необходимо преступить к заполнению сепарационных емкостей С-2/1, С-

2/2, технологических трубопроводов. При этом необходимо внимательно контролировать отсутствие пропусков нефти в трубопроводах и оборудовании через фланцевые соединения.

При свободном прохождении потока жидкости по схеме приступить к выводу установки на режим. При уровне жидкости в сепарационной емкости 1,0м перевести управление включения насосов на ручной режим и включить насос

вработу. Убедиться, что насос работает нормально переключить управление насосов в автоматический режим. При уровне 1,1м должен автоматически включиться насос откачки, а при уровне 0,7м насос должен отключиться. Давление

всепарационной емкости должно быть в пределах 0,03-0,1Мпа.

При достижении заданных параметров норм технологического режима ДНС считается выведенной на режим.

Плановая остановка ДНС производится только по письменному распоряжению начальника цеха. При этом дежурный оператор ОБЯЗАН:

-предупредить диспетчеров ЦИТС, ЦДНГ, дежурных по КИП и А и электрика;

-остановить скважины, откачать жидкость с сепарационной емкости и остановить насос;

-повесить на оборудовании таблички «Не включать, работают люди ».

Консорциум « Н е д р а »

22

При остановке потока в зимних условиях необходимо принять меры по недопущению замораживания трубопроводов.

Характеристики сырья

Сырьем УПСВ является продукция скважин Красногородецкого месторождения, а также продукция ДНС

Озеркинского ,ДНС Шумолгинского и Горбуновской ДНС.

Продукцией УПСВ является нефть с обводненностью 50-85 %, которая поступает на УПН Радаевская.

Побочной продукцией УПСВ являются: попутный нефтяной газ, который ввиду малого количества сжигается на

факеле; пластовая вода, которая закачивается в поглощающий горизонт.

Вспомогательными материалами являются реагенты-деэмульгаторы.

Характеристика нефти и газа приведена в табл. 4.6.

Таблица 4.6

Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

24

Продолжение таблицы 4.6

Консорциум « Н е д р а »

25

Консорциум « Н е д р а »

26

Продолжение таблицы 4.6

Консорциум « Н е д р а »

27

Консорциум « Н е д р а »

28

Продолжение таблицы 4.6

Описание технологического процесса и технологической схемы установки Водонефтяная эмульсия, поступающая с ДНС Озеркинской, Горбуновской и Шумолгинской, и направляется в два

параллельно работающих напорных отстойника О-1,2, в которых происходит предварительное отделение пластовой воды. Давление на входе УПСВ контролируется манометром PI-9 и датчиком давления PIA-9, манометром PI-11 и датчиком давления PIA-11 на входе продукции скважин Красногородецкого месторождения.

Продукция скважин Красногородецкого месторождения поступает непосредственно в сепаратор СЕ-2.

Отделение воды в отстойниках О-1,2 предусматривается за счет использования деэмупьгаторов, без нагрева. Подача деэмульгатора и ингибитора коррозии предусматривается от блоков дозирования БР-2,5 (№1,2), БР-10

(№3).

В отстойниках О-1,2 предусмотрен контроль давления и регулирование уровня раздела фаз. Регулирование уровня раздела фаз осуществляется электроисполнительными регулирующими устройствами типа УЭРВ1М-100

Консорциум « Н е д р а »

29

(регулирующие клапаны 136а, 139а), установленными на трубопроводах вывода пластовой воды в буферы-дегазаторы Б-1, Б-2. Измерение уровня раздела фаз уровнемером производится LE-1, LE-2 в пределах от 2,5 м до 3,2 м (от нижней образующей отстойников).

Контроль давления среды в отстойниках О-1,2 производится с помощью манометров PI-1, PI-2 и датчиков давления

PIA-1,2 с передачей данных в операторную на пульт управления. При нормальном технологическом процессе давление в отстойниках О-1,2 находится в пределах от 0,15 до 0,6 МПа (1,5-6,0 кгс/см2).

Пластовая вода из отстойников O-1,2 выводится в буферы-дегазаторы Б-1, Б-2, из которых поступает на прием насосов Нв-1, Нв-2, Нв-3, марки ЦНС 105х441 (напор 441 м, подача – 105 м3/ч) и Н-5, марки ЦНС 300х420 (напор 420 м, подача 300 м3/ч) и далее подается в поглощающие и нагнетательные скважины системы ППД.

Контроль давления среды в линии нагнетания насосов Нв-1, Нв-2, Нв-3 и Н-5 производится с помощью манометров

PISA-1,2,3,5. При понижении давления на выкиде насосов до 0,8 МПа (8,0 кгс/см2) или повышении до 6,0 МПа (60,0 кгс/см2) срабатывает сигнализация и происходит автоматическое отключение насосов. Контроль давления на входе насоса Н-5 производится манометром PI-5/1. Давление на приеме Н-5 определяется высотой уровня жидкости в Б-1, Б-2,

из которых пластовая вода подается на прием Н-5.

Регулирование уровня в буферах-дегазаторах Б-1, Б-2 осуществляется задвижками №188, 187, 186, 213, расположенными на выкиде насосов Нв-1,2,3, Н-5. Измерение уровня в Б-1, Б-2 производится уровнемером LE-5, LE-5a

(межфазный уровень), LE-6, LE-6a (межфазный уровень), и при нормальном технологическом процессе находится в

Консорциум « Н е д р а »