Саврушинского месторождения

59

операторную (LTY-52). Уровень нефти в сепарационной секции поддерживается при помощи изменения количества нефти отводимой из ТФС через задвижку №212, что осуществляется посредством ручного регулирования задвижки №212. Для предотвращения превышения давления на ТФС установлены два предохранительных клапана Ду 100 Ру 16,

(с давлением тарировки 1,6 МПа). Аппарат оснащен техническим манометром (PI-51) с контролем давления по месту. На установке существуют две схемы подачи попутного нефтяного газа после первой и второй ступени сепарации.

Первая схема при работающих газовых сепараторов С-1,2 следующая. Отделившийся газ в ТФС и О-2 через задвижки № 220,192 проходит в газовые сепараторы С-1 или С-2 и далее через задвижку № 92,69 через сепаратор центробежный вихревой (СЦВ-Г), через СИКГ , СФ-1 подаётся на факел для дальнейшей утилизации. Для подачи газа в газопровод на ОГПЗ, газ с ТФС, О-2 через задвижки № 220,192 проходит в газовые сепараторы С-1 или С-2 и далее через задвижку №5 через сепаратор центробежный вихревой (СЦВ-Г), через СИКГ отправляется на Алакаевскую ГКС. Вторая схема подачи попутного нефтяного газа при выведенных из эксплуатации газовых сепараторов С-1,2. Отделившийся газ в ТФС и О-2 через задвижки № 220,192,9 минуя г/с С-1,2 и далее через задвижки № 8,7,5,149,69 через сепаратор центробежный вихревой (СЦВ-Г), через СИКГ , СФ-1 подаётся на факел для дальнейшей утилизации. Для подачи газа в газопровод на ОГПЗ, газ с ТФС, О-2 через задвижки № 220,192,9 минуя г/с С-1,2 и далее через задвижку №102,10 через газовый сепаратор С-14, через задвижки №117,7 сепаратор центробежный вихревой (СЦВ-Г), через СИКГ отправляется на Алакаевскую ГКС. В случае аварии на газопроводе, поставки газа на ЗАО «ОГПЗ», а так же при аварийных и плановых остановках ОГПЗ, согласно действующей технологической схеме в соответствии с ранее выполненным проектным решением, выделившийся газ через средство измерения количества газа (СИКГ), направляется на факел для дальнейшей утилизации. Капельная жидкость и газовый конденсат скопившийся в газовых сепараторах С-1,С-2,С-14 через

Консорциум « Н е д р а »

60

дренажные задвижки № 95, 86, 109 откачивается вакуумным бойлером и сливается в заглубленную канализационную ёмкость КЕ-1 объёмом 60м3 с поплавковым уровнемером с выводом показаний по месту. Уровни жидкости в газовых сепараторах контролируются поплавковыми уровнемерами РУПШ (LI-20,21) по месту и поддерживаются в интервале 0-

2000 мм, газовые сепараторы оснащены техническими манометрами (PI-16,17,23) с контролем давления по месту. Температура поступающей в ТФС жидкости составляет, в холодный период до 10 0С, в тёплый период года до 25 0С. Для термической обработки эмульсии в холодный период года, осуществляется подогрев жидкости до 40 градусов острым паром. Подача пара осуществляется в отстойную секцию ТФС через приёмный патрубок врезанный в среднию часть сферического днища. После частичного сброса свободной воды с ТФС, нефть с содержанием воды до 10-20% через задвижку № 212, 205 206, 207 подаётся в блок унифицированный обезвоживания нефти (далее БУОН) объёмом 200 м3 и

диаметром 3400 мм. Уровень раздела фаз нефть-вода поддерживается в интервале 850-2300 мм, контроль производится уровнемером У-1500 (LT-46) с передачей сигнала на щит контроля и управления в операторную (LTY-46) и поворотным проб отборным краном. Аппарат оснащен техническим манометром (PI-45). Для предотвращения превышения давления на БУОН, установлены два предохранительных клапана Ду 100 Ру 16.

Пластовая вода с нижней части аппарата ТФС через задвижку № 35,36,190 и БУОН через задвижку № 209,222, поступает в водяную буферную емкость О-3 объёмом 176 м3. Уровень раздела фаз нефть-вода поддерживается в интервале 1100-2900 мм, контроль уровня производится уровнемером У-1500 (LT-47) с передачей сигнала на щит контроля и управления в операторную (LTY-47). Для предотвращения превышения давления на аппарате установлены предохранительный клапан Ду 100 Ру 16. Аппарат оснащен техническим манометром (PI-50) с контролем давления по месту. Отделившаяся пластовая вода поступает на фильтр динамический универсальный через задвижки № 123, 127, где

Консорциум « Н е д р а »

61

происходит её доочистка от нефтепродуктов. Скапливающаяся в верхней части фильтра уловленная нефть периодически сбрасывается через задвижки 128, 130, 121 в канализационную емкость КЕ-1 или через задвижки 128, 130, 120 в буферную емкость О-2. Аппарат оснащен двумя техническими манометрами (PI-70 и PI-71) с контролем давления по месту. Доочищенная вода через задвижки 125, 124 поступает на приём водяных насосов № 1,2, 3 (ЦНС-300/360), 4 (ЦНС 180/425), 8 (ЦНС 13/350). Далее вода с насосов №1, 2, 3, 4 и далее через первичный измерительный преобразователь

(FE-54) с передачей сигнала на щит контроля и управления в операторную (FIY54) через задвижки №№157 202, 198 в поглощающие скважины №№1,2,4,519,522 Красноярского месторождения. Давление в трубопроводе контролируется датчиком давления МИДА (PIA44) c выводом аварийного сигнала в операторную (PY-44). С в/насоса№8 через первичный измерительный преобразователь (FE-39) с передачей сигнала на вторичный прибор, установленный по месту

(FIY39) через задвижки №№ 132,15,16 закачивается в нагнетательные скважины №№ 105,110,112,130,405 Красноярского месторождения, давление на водоводе контролируется по месту ТМ (PI-40). В/насос № 4 также возможно использовать, при необходимости, для закачки воды в нагнетательные скважины через задвижки №№ 25,15,16.

Уловленная нефть в буферной ёмкости воды О-3, через задвижки №52, 46 периодически сбрасывается в буферную емкость нефти О-2. В буферной ёмкости нефти О-2, уровень раздела фаз «нефть – газ» поддерживается на отметке 1000-

2500 мм от днища аппарата. Допустимые колебания межфазного уровня в пределах 1500 мм. Контроль за положением межфазного уровня осуществляется при помощи уровнемера У-1500 (LT-48) показания первичного прибора выводятся в операторную(LТY-48). Аппарат оснащен техническим манометром (PI-49) с контролем давления по месту. Для предотвращения превышения давления на аппарате установлены предохранительный клапан Ду 100 Ру 16. Отсепарированная нефть с процентом обводнённости до 5%, через задвижку №152 постоянно поступает на прием

Консорциум « Н е д р а »

62

насосов внешней откачки №6,7 и далее через УУН по рабочей или резервной линии (FE-87,88) с передачей сигнала на щит контроля и управления в операторную (FIY87,88 ) откачивается на УПН «Алакаевская».Для контроля процента обводнённости, часть нефти через задвижки № 151 154,110, расходомер (FI-41), через блок качества нефти (БКН), с установленным автоматическим проб-отборным устройством и влагомером. Давление на напорном нефтепроводе контролируется датчиком давления (PIA-42). с выводом показаний и передачей звукового аварийного сигнала в операторную (РIY-42)

Для приёма нефти с объектов ЦПНГ-4, правая Волга (УПН Зольненская, УПН Яблоневый Овраг, УПН Жигулёвская) общим объёмом до 200 м3/сут, со скважин Волгановского месторождения и приёма сторонней нефти с Колпинского месторождения (бойлерные перевозки) на УПН «Красноярская» находится пункт слива нефти (ПСН), оборудованный сливной эстакадой. В состав оборудования входят, заглубленная ёмкость ЕП-2 объёмом 160 м3, уровень в ёмкости поддерживается в пределах 700 - 2900мм. (LT-4), контроль уровня осуществляется уровнемером У-1500 с выводом показании в вагон-домик (LTY-4), ливневая канализационной ёмкостью КЕ-2 ,объёмом 10 м3 , для контроля уровня установлен уровнемер У-1500 (LT-1) с выводом показаний в вагон-домик сливщиков-разливщиков ,уровень в ёмкости поддерживается не более 1400 мм. При заполнение канализационной ёмкости КЕ-2, откачивается вакуумным бойлером и сливается в КЕ-1. Откачка с заглубленной ёмкости ЕП-2 возможно вести по трем схемам

По первой схеме откачка из емкости ЕП-2 ведётся поочерёдно двумя насосами внутренней перекачки НВЕ 50/50 (рабочий и резервный) через задвижки №№137, 138, 13 через узел учета нефти и далее через задвижки №№ 2, 11, 41, 55 подается на прием насосу №10 ЦНС 60/99, после чего через задвижки № 54, 57 поступает на входящий трубопровод с Красноярского месторождения, Контроль давления раскачки осуществляется двумя манометрами ТМ (PIA-2. PIA-3) на

Консорциум « Н е д р а »

63

выкидных линиях насосов НВЕ 50/50 с выводом звуковой сигнализации в вагон-домик сливщиков – разливщиков (PY-2. PY-3), а также на приемном и выкидном трубопроводах насоса № 10 ЦНС 60/99.

По второй схеме откачка из емкости ЕП-2 может производиться насосом НВН 50/120. Откачиваемая нефть через задвижки №№ 137,138,13, через узел учёта нефти и далее через задвижки №№ 56, 57 поступает на входящий трубопровод с Красноярского месторождения. Контроль давления раскачки осуществляется ЭКМ (PIA-2, PIA-3) на выкидных линиях насосов НВН 50/120.

По третьей схеме откачка из емкости ЕП-2 может производиться поочерёдно двумя насосами внутренней перекачки НВЕ 50/50 (рабочий и резервный) через задвижки №№137, 138, 13 через узел учета нефти и далее через задвижки №№ 2, 85 поступает в буферную емкость О-2. Контроль давления раскачки осуществляется двумя ЭКМ (PIA-2. PIA-3) на выкидных линиях насосов НВЕ 50/50 с выводом звуковой сигнализации в вагон-домик сливщиков – разливщиков (PY-2. PY-3).

Нефть в аварийных ситуациях с отстойника О-2 , не может заводится в РВС №11 и РВС №10. В настоящее время резервуары находятся в ожидании ремонта, выведены из эксплуатации, зачищены и отглушены.

Автоматизация технологического процесса

Объектами автоматизации являются следующие сооружения: Технологическая площадка Красноярской УПН:

Технологическая площадка УПН (Аппараты ТФС, БУОН, О-2, О-3, С-1, С-2, С-14)

Насосная внешнего транспорта

Консорциум « Н е д р а »

64

Узлы замера пластовой воды на нагнетание и поглощение Узел замера приходящей жидкости Узел замера товарной нефти Блок дозирования реагента

Площадка ПСН (слива нефти) Красноярской УПН:

Заглубленная ёмкость ЕП-2 V=160 м3

Факельная система Дренажная ёмкость ЕДф-1

Факельный сепаратор Сф-1

Технологическая площадка Красноярской УПН [13]

Уровень в аппаратах ТФС, БУОН, О-2, О-3, С-1, С-2, С-14, контролируется сигнализатором уровня ТФС-LТ-52,53,

БУОН-LТ-46, О-2 – LТ-48, О-3 – LТ-47, С-1 – LI-21, С-2 – LI-20, С-14 – LI-24, с показаниями уровнемера У-1500 и

сигнализацией предельных значений в помещении операторной.

Давление на аппаратах контролируется с помощью технических манометров с местными показаниями текущих значений давления.

Жидкость с установки с помощью насосных агрегатов подается на Алакаевскую УПН через расходомер, текущие и суммарные показания которого отображаются на вторичном приборе, расположенном на щите автоматики в операторной.

Консорциум « Н е д р а »

65

Отделяемая пластовая вода с установки подается через расходомер на утилизацию в нагнетательные и поглощающие скважины.

Местные показания текущего значения давления контролируется датчиком давления установленый на общем коллекторе с отображением сигнализации в помещении операторной.

Предельно допустимая концентрация взрывоопасных паров контролируется стационарным прибором СТМ-10,

датчик которого установлен в помещении насосного хозяйства. Комплект прибора настроен на следующие пороги срабатывания: 20% от НКПВ, 40% от НКПВ.

Товарный парк Красноярской УПН:

Уровни взлива в технологических резервуарах измеряются с помощью уровнемеров ВМ-70, показания которых отображаются на индикаторе ИРТ-5321, расположенном на щите КИП в помещении операторной, РВС -10, 11 выведены из эксплуатации, отглушены, зачищены, ожидание ремонта.

Предельно допустимая концентрация взрывоопасных паров контролируется стационарным прибором СТМ-10,

датчики которого установлены по периметру товарного парка. Комплект прибора настроен на следующие пороги срабатывания: 20% от НКПВ, 40% от НКПВ.

Площадка слива нефти Красноярской УПН:

На площадке слива нефти уровень в заглубленной емкости ЕП-2, контролируется уровнемером У-1500 (LТ-4), с

выводом текущих значений на вторичный прибор. Вторичный прибор смонтирован в операторной слива нефти.

Давление на напорной линии насосного агрегата перекачки с узла слива контролируется по месту при помощи ТМ

Консорциум « Н е д р а »

66

Предельно допустимая концентрация взрывоопасных паров контролируется стационарным прибором СТМ-10,

датчики которого установлены по периметру ПСН. Комплект прибора настроен на следующие пороги срабатывания: 20% от НПВ, 40% от НПВ. Система сигнализации ПДК взрывоопасных паров и давления на выкиде насосного агрегата расположены в операторной слива-налива.

Факельная система УПН Красноярская

Новая факельная система построена с целью технического усовершенствования и обеспечения безопасной эксплуатации установки согласно приказа № 886/д. Факельная установка предназначена для сжигания периодических (аварийных) газовых сбросов от технологического оборудования установки, а так же для освобождения от продукта существующего газопровода на ФС УПН Красноярская в случае остановки на ремонт магистрального газопровода ДНС КриволукскаяОГПЗ на ремонт. Управление розжигом факела и контроль горения пламени осуществляется с помощью средств контроля и розжига факела, входящих в комплект факельной установки. Средствами контроля и розжига факела являются:

•блок запально-сигнализирующий (БЗС);

•блок запорно-регулирующий (БЗР);

•пульт управления местный (ПУМ);

•щит управления и контроля (ЩУК).

Продувка ствола факела и подводящих газопроводов перед зажиганием осуществляется пятикратным объемом азота от баллонной установки. Для розжига дежурной горелки предусматривается подача пропан-бутановой смеси с

Консорциум « Н е д р а »

67

содержанием пропана не менее 80 % от баллонной установки.

Газ с давлением 0,2 МПа (изб.) из линии газа после сепаратора С-2 через клапан-регулятор давления К-2

направляется в факельный коллектор. Из сепаратора С-16 газ с давлением до 0,07 МПа (изб.) направляется в факельный коллектор.

Топливный газ поступает на блок запорно-регулирующий (БЗР) от приёмного сепаратора газа Красноярской УПН.

Расход топливного газа из сепаратора С-14 в количестве 3,8 - 8 нм3/ч регулируется клапаном регулятором К-1, после которого газ поступает в блок запорно-регулирующий и блок запально-сигнализирующий, откуда подается на пилотные горелки факела.

В факельном сепараторе происходит сбор конденсата газа и жидкостных пробок, которые могут образовываться в случае нарушения режимов технологического процесса. После факельного сепаратора газ, по сбросному трубопроводу,

направляется на сжигание в факельный ствол.

В качестве резервного топливного газа предусматривается подача пропана из баллонов в линию топливного перед БЗР. Согласно требованиям п.3.4 ПБ 03-591-03 «Правила безопасной эксплуатации факельных систем» в факельный коллектор предусмотрена подача инертного газа (азота) из баллона для продувки.

Скопившиеся в факельном сепараторе Сф-1 газовый конденсат и жидкие нефтепродукты поступают в дренажную емкость ЕДф-1. По мере накопления конденсат из ЕДф-1 через расходомер (FE85), откачивается насосами Нф-1/1, 2 на вход угленосного потока в трёхфазныё сепаратор нефти (ТФС)

При достижении в емкости максимального уровня Н=1000мм (LSA-83), включается один из насосов Нф-1/1,2

(назначенный оператором рабочим). При достижении аварийного уровня Н=1500мм, включается резервный насос.

Консорциум « Н е д р а »

68

Управление насосами предусмотрено автоматически, из операторной и по месту. При запуске насоса автоматически открывается электроарматура на трубопроводе нагнетания.

Для предотвращения замерзания жидкости, попавшей в газопровод, проектом предусматривается обогрев газопроводов, трубопровода откачки газового конденсата из ЕДф-1 и факельного сепаратора саморегулирующимися нагревательными кабелями и теплоизоляция.

Выводы

Установка подготовки нефти (УПН) «Красноярская» предназначена для разгазирования, обезвоживания и термохимической обработки пластовой нефти добываемой со скважин Красноярского, Белозёрского и Северо-

Каменского месторождений с последующей утилизацией пластовых вод.

Сырьем для УПН «Красноярская» является обводненная нефть, добываемая с Красноярского и Северо-Каменского месторождений. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

С Красноярской УПН нефть, подготовленная до товарной кондиции, по нефтепроводу диаметром 273×8 мм подается на СИКН-243 ЛДПС «Похвистнево» и сдаётся ОАО «АК Транснефть».

Технологической схемой предусмотрено поступление продукции скважин на УПН двумя потоками:

- I поток (Н1) – водогазонефтяная эмульсия с участков Красноярского, Северо-Красноярского, Ново-

Михайловского и Завьяловского месторождений;

- II поток (Н2) – обезвоженная нефть с Карповской УПСВ.

Готовой продукцией является товарная обессоленная нефть отвечающая требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

Консорциум « Н е д р а »