Славкинского месторождения

30

Консорциум « Н е д р а »

31

Консорциум « Н е д р а »

32

Продолжение таблицы 2.5

Консорциум « Н е д р а »

33

Консорциум « Н е д р а »

34

–№

224.01.

02.290/

2003

–№

224.01.

02.297/

2003

Таблица 2.6

Консорциум « Н е д р а »

36

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Продукция скважин с Горбуновского, Славкинского, Смагинского и Кельвейского месторождений поступает в сепараторы Е-1, Е-2 через задвижки № 1,44,15,59,5,9,10. На входе Е-1, Е-2 подаётся деэмульгатор с помощью блочной дозировочной установки БР-2,5 №1. Контроль за подачей деэмульгатора осуществляется с помощью мерного стекла. Контроль за давлением на выкиде дозировочного насоса с помощью манометра РI-1.

В емкостях Е-1, Е-2 происходит частичное разгазирование нефти при давлении 0,05 – 0,25 МПа (0,5 – 2,5 кгс/см2) с выделением попутного газа.

Сепараторы Е-1, Е-2 представляют собой горизонтальные цилиндрические ёмкости, объёмом 50 м3 каждая, с эллиптическими днищами.

Для защиты от превышения давления каждая емкость оборудована предохранительным клапаном со сбросом газа в подземную дренажную емкость ДЕ-3.

Уровень жидкости в Е-1, Е-2 поддерживается в пределах 0,5 – 2,0 м, а контролируется по уровнемерам LE-2, LE-3.

Показания выведены на щит в операторную.

Давление газа в Е-1, Е-2 поддерживается вручную в заданных пределах регулирующим клапаном LCV-2 и контролируется датчиками давления PЕ-2, РЕ-3 с выводом показаний в операторную, и по месту техническими манометрами PI-5, PI-6.

Из емкостей Е-1, Е-2 частично разгазированная жидкость поступает через задвижки №60, 61, 62 в сепаратор С-1,

где при давлении в пределах 0,05 – 0,2 МПа (0,5 – 2,0 кгс/см2) происходит дальнейшее разгазирование нефти с выделением попутного газа. При необходимости продукция скважин Горбуновского, Славкинского, Смагинского и Кельвейского месторождений может поступать в сепаратор С-1 через задвижки №2,3,4

Консорциум « Н е д р а »

37

Сепаратор С-1 представляют собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, объёмом 50 м3, с эллиптическими днищами.

Давление газа в С-1 поддерживается вручную в заданных пределах регулирующим клапаном LCV-1 и контролируется датчиком давления PЕ-1 с выводом показаний в операторную и по месту техническим манометром PI-4.

Для защиты от превышения давления сепаратор С-1 так же оборудован предохранительным клапаном со сбросом газа в подземную дренажную емкость ДЕ-3.

Уровень жидкости в С-1 поддерживается в пределах 0,5 – 2,0 м, а контролируется по уровнемерам LE-1. Показания выведены на щит в операторную.

Выделившейся попутный газ, через задвижки №19,20,28,29,23,24,27, регулирующие клапана №22,26 направляется в дренажную ёмкость ДЕ-3 и далее на факел Ф-1 для сжигания.

На газовой линии, на входе в дренажную ёмкость ДЕ-3 установлен узел учёта факельного газа. Контроль за расходом осуществляется с помощью расходомеров FT-1, FT-2, вывод показаний осуществлён в операторную. Контроль за давлением и температурой газа осуществляется по месту с помощью технического манометра PI-7 и технического термометра TI-1.

Далее жидкость из сепараторов С-1, Е-1, Е-2 через задвижки № 63,64,55,46,47 поступает на прием насосов Н-5, 6

марки ЦНС 300-420 и Н-4 марки ЦНС 300-360 и откачивается по технологическому трубопроводу на УПСВ «Красногородецкая» через задвижки №48,49,84,65,83,52,51.

Частично нефть на приём насосов Н-4, Н-5, Н-6 может поступать из сепараторов Е-1, Е-2 через задвижки №16,17,50,55,46,47,64.

Давление на выкиде насосов Н-4, Н-5, Н-6 поддерживается в пределе 1,5 – 4,2 МПа (15,0 – 42,0 кгс/см2). Давление

Консорциум « Н е д р а »

38

контролируется с помощью электроконтактных манометров PIS-4, PIS-5, PIS-6 обеспечивающих блокировку (остановку) насоса при выходе параметров режима работы из заданных пределов.

На выкиде насосов установлен узел учёта нефти (УУН). Расход откачиваемой жидкости контролируется с помощью расходомера FE-1, давление откачиваемой жидкости с помощью технического манометра PI-3 и датчика давления РЕ-4.

Показания расходомера и датчика давления выведены на щит в операторную.

Для вывода в ремонт сепараторов С-1, Е-1, Е-2 предусмотрен дренаж жидкости через задвижки №33,35,36 в дренажную ёмкость ДЕ-4.

Дренаж с насосов Н-4, Н-5, Н-6 предусмотрен в дренажную ёмкость ДЕ-5.

Ёмкости Е-3, Е-4, Е-5 представляет собой заглубленные дренажные ёмкости объёмом 6 м3 каждая, с коническими днищами.

Уровни в Е-3, Е-4, Е-5 контролируются с помощью датчиков предельного взлива LS-1, LS-2, LS-3 с выводом сигнализации на щит в операторную. Откачка жидкости из этих емкостей производится насосом Н-1 НБ-125 с давлением 0,1-0,45 МПа (1,0-4,5 кгс/см2) на приём насосов внешней откачки Н-4, Н-5, Н-6. Контроль за давлением осуществляется с помощью электроконтактного манометра PIS-1 обеспечивающий блокировку (остановку) насоса при выходе параметров режима работы из заданных пределов. Для защиты от превышения давления в С-1, Е-1, Е-2 выше разрешённого на выкиде насоса Н-1 установлен предохранительный клапан со сбросом в дренажную ёмкость ДЕ-4.

Дренаж жидкости с насоса Н-1 осуществляется в канализационный колодец КК-1. Откачка его производится так же насосом Н-1.

2.6 Подготовка нефти до товарной кондиции на УПН «Радаевская»

Консорциум « Н е д р а »

39

Установка подготовки нефти (УПН) Радаевская предназначена для разгазирования, термохимического обезвоживания и обессоливания смеси нефтей Радаевского, Ивановского, Ольховского, Киселёвского, Пичерского,

Боровского, Озёркинского, Шумолгинского, Славкинского, Смагинского, Горбуновского, Кельвейского и Красногородецкого месторождений, с получением нефти I-ой (частично) II-ой или III-ей группы качества согласно ГОСТ Р51858-2002 [7,1].

Установка подготовки нефти (УПН) Радаевская входит в состав цеха подготовки нефти и газа (ЦПНГ-1) РИТС СГМ ОАО «Самаранефтегаз».

Вадминистративном отношении площадка УПН «Радаевская» расположена на территории Сергиевского нефтегазоносного района Самарской области в 5 км восточнее районного центра с. Сергиевск.

Всостав сооружений системы входят:

–Площадка путевых подогревателей:

–газовые подогреватели сырой нефти П-2,3 ПТБ-10А–2 шт;

–блок подготовки топливного газа БПТГ-2,3 – 2 шт;

–дренажная подземная ёмкость Е-11 объёмом 16 м3 – 1шт;

–Концевая сепарационная установка (КСУ):

–концевой делитель фаз КДФ объёмом 200 м3 – 1шт;

–трёхфазный сепаратор ТФС объёмом 200 м3 – 1шт;

–конденсатосборник КС-4 объёмом 80 м3 – 1 шт;

–каплесборник Е-10 объёмом 16м3 – 1шт;

–деэпульсатор Д-1,2 – 2 шт;

Консорциум « Н е д р а »