Сологаевского месторождения

30

Блок №2,3

•Электродегидраторы

•Отстойники

•Печи

•Дренажные емкости Блок №4

•система измерения показателей и качества товарной нефти СИКН-239;

•дренажные емкости Е-5, Е-7 для учтенной и неучтенной нефти;

•шестеренные насосы Н-6, Н-8 типа НМШ8-25-6,3/10Б-1У2, предназначенные для откачки нефти из дренажных емкостей в нефтепровод;

•арматурный узел подключения к технологическому трубопроводу резервуарного парка НПС «Похвистнево».

•резервуарный парк для хранения сырой (обводненной) и товарной нефти;

•насосная внешнего транспорта товарной нефти;

•дренажные емкости

•узел регулирующего и предохранительных клапанов на нагнетательном трубопроводе насосов Н-10/1, Н-10/2, Н-

10/3 (поток товарной нефти);

•узел регулирующего клапана на выкиде насоса Н-10/2 (поток некондиционной нефти);

•узел переключения потока нефти.

Консорциум « Н е д р а »

31

Схема УКОН Похвистнево

•по сточной (пластовой) воде до 30 м3/час.

Сырьем для УКОН является обводненная нефть, добываемая с девонских и угленосных пластов Сосновского,

Яблоневского, Чеховского, Ново-Аманакского, Боголюбовского, Дерюжевского, Сологаевского, Сарбайско-

Мочалеевского, Саврухинского, Кротково-Алешкинского, Уваровского, Городецкого, Н-Городецкого, Жуковского,

Садового месторождений.

Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

Характеристики их приведены в таблице 1 (показатели усредненные).

Консорциум « Н е д р а »

32

Установка комплексной обработки нефти (УКОН) предназначена для подготовки до товарных кондиций сырой (частично обезвоженной и разгазированной) нефти, поступающей двумя потоками с ЦПС «Сосновская» и УПН «Яблоневская».

После подготовки (обработки) сырой нефти, включающей в себя стадии обезвоживания, обессоливания и разгазирования до кондиции, соответствующей принятой группе качества нефти по ГОСТ, готовая продукция (товарная нефть) сдается в систему ОАО «АК «Транснефть». В составе установки имеются четыре технологических блока (блок № 1,2,3,4).

Готовой продукцией является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002. Характеристика ее приведена в таблице 1.9 Таблица 1.8

Характеристика вспомогательных материалов

Консорциум « Н е д р а »

33

Консорциум « Н е д р а »

34

Таблица 1.9

Характеристики товарной нефти.

Консорциум « Н е д р а »

35

Блок №1 Сырая нефть с указанных установок, эксплуатируемых ЦПНГ-2, поступает сначала в приемный сепаратор Б-4

объемом 80 м3 или в резервном варианте в емкость Б-2 объемом 56 м3. В сепараторе Б-4 (Б-2) при естественной температуре и давлении 0,02 – 0,4 кгс/см2 - ( PI-89) происходит разгазирование нефти. Уровень жидкости в указанном сепараторе поддерживается в автоматическом режиме на определенном значении с помощью взаимосвязанной работы поплавкового уровнемера У-1500 (по схеме LE-20а) и регулирующего клапана КР-1 в соответствии с установленными настройками на вторичном преобразователе уровнемера в операторной. Изменение уровня жидкости в емкости допускается в диапазоне 50 – 150 см. Указанное ограничение обеспечивается установленной сигнализацией в операторной, которая срабатывает при достижении предельных значений уровня. Выделившийся газ через сборник газового конденсата (факельный сепаратор) Е-10 объемом 40 м3 и узел учета факельного газа (УУФГ) направляется на факел Ф-1 (Ф-2) для сжигания. Факельные установки оборудованы дежурной горелкой и запальником. Факельные стволы имеют высоту 35 м и диаметр 300 мм.

Консорциум « Н е д р а »

36

Поступающая продукция с ЦПС «Сосновская», приходящая на УКОН под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см2, подвергается количественному учету с помощью турбинного расходомера «Турбоквант» (по схеме FE-36а). Показания (суммарные и мгновенные) с первичного преобразователя выведены в операторную, на щит контроля и управления (ЩКУ). Давление контролируется с помощью датчика давления PT-46а, установленного на входящем трубопроводе. Показания с датчика выведены в операторную. Контроль указанного давления также дублируется с помощью технического манометра PI-102.

Перед расходомером на входящем трубопроводе установлен фильтр, который требуется в процессе эксплуатации периодически подвергать очистке. Степень загрязнения фильтра контролируется по перепаду давления, фиксируемого с помощью технических манометров PI-103 и PI-104, установленных соответственно до и после фильтра. Перепад давления на фильтре допускается не более 0,5 кгс/см2.

Контроль количества поступающей продукции по второму потоку с УПН «Яблоневская» обеспечивается с помощью также турбинного расходомера «Турбоквант» (по схеме FE-37а). Показания (суммарные и мгновенные) с

первичного преобразователя выведены на ЩКУ операторной. Для измерения давления во входящем трубопроводе по данному потоку предусмотрен датчик давления PT-45а, показания с которого выведены в операторную. Контроль указанного давления также дублируется с помощью технического манометра PI-105. Перед расходомером на входящем трубопроводе по данному потоку также установлен фильтр, перепад давления на котором контролируется с помощью технических манометров PI-107 и PI-106, установленных соответственно до и после указанного фильтра.

Разгазированная сырая нефть из сепаратора Б-4 (Б-2) подается в резервуар РВС-2 или в резервном варианте в РВС-3

объемом 3000 м3. Уровень взлива жидкости в резервуаре может колебаться в допустимых пределах 250 – 1050 см.

Консорциум « Н е д р а »

37

Уровень контролируется с помощью поплавкового уровнемера У-1500 (по схеме LE-1а) с выводом показаний в операторную и сигнализацией по верхнему пределу.

Для обеспечения прохождения продукции через все стадии процесса подготовки необходимо в системе технологического производства создать давление. Для этого сырая нефть из резервуара РВС-2 подается на прием насосных агрегатов внутренней перекачки Н-1, 2, 3. В качестве указанных насосов применяются центробежные насосные агрегаты типа ЦНС 180х212 (Н-2, Н-3) и винтовой насос типа 2ВВ 180/25 (Н-1). Давление на выкиде насосов после задвижки поддерживается в пределах 6 - 12 кгс/см2 и контролируется с помощью технического манометра PI-92 с

показаниями по месту. Давление на выкиде насосов до задвижки поддерживается в пределах 6 - 25 кгс/см2. Контроль давления осуществляется с помощью электроконтактных манометров (PISA-56 на Н-1, PISA-57 на Н-2, PISA-58 на Н-3)

с показаниями по месту. При достижении давления верхнего предельного значения срабатывает сигнализация в операторной и происходит отключение насоса. Насос также отключается при достижении падающим давлением нижнего установленного предельного значения. На выкиде насосов установлены обратные клапана для предотвращения обратного вращения рабочих колес агрегатов при их внезапных остановках.

В приемную линию насосов внутренней перекачки Н-1, 2, 3 подается реагент – деэмульгатор (Диссолван-2830,

ДИН-4) с помощью блоков дозирования реагента БР-1, 2, 3 с расходом химреагента в поток сырой нефти до 27 г/т.

Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидраторов направляется для прохождения последней стадии процесса подготовки (дегазации) до товарных качеств в концевой сепаратор Б-1 или как резервный вариант в сепаратор Б-2. Соленая вода из электродегидраторов обоих блоков поступает в отстойники Б-5, Б-6 или в случае их вывода в ремонт в отстойник О-4, где происходит отстой воды и освобождение от уловленной нефти. Отстойники работают

Консорциум « Н е д р а »

38

полным сечением и в связи с образованием в них в процессе расслоения двух фаз (нефти и соленой воды) в аппаратах ведется контроль за уровнем раздела данных сред. Указанный уровень в своих изменениях ограничен пределами

50 - 160 см, при достижении которых срабатывает сигнализация в операторной. Уровень раздела фаз в аппаратах поддерживается постоянным в автоматическом режиме за счет открытия и закрытия регулирующих клапанов (КР-2 на Б-5, КР-3 на Б-6), получающих соответствующие сигналы от поплавковых уровнемеров У-1500 (по схеме LE-21а на Б-5, LE-22а на Б-6), по которым осуществляется из операторной контроль за указанным параметром. Технологический процесс в отстойниках ведется под давлением 1,0 - 5,0 кгс/см2 в Б-5, 1,0 – 3,4 кгс/см2 в Б-6 и 1,0 –6,0 в О-4, которое контролируется по показаниям установленных по месту технических манометров (PI-87 на Б-5, PI-88 на Б-6).

Скопившаяся уловленная нефть из отстойников Б-5, Б-6 вытесняется в приемный сепаратор Б-4, а отстоявшаяся соленая вода сбрасывается в РВС-6 (пруд дополнительного отстоя только в аварийных случаях). Скопившаяся уловленная нефть из отстойника О-4 вытесняется на прием сырьевых насосов Н-1, 2, 3, а отстоявшаяся соленая вода сбрасывается в дренажную линию отстойников блока № 1. В резервуаре подтоварной воды уровень взлива жидкости контролируется по уровнемеру У-1500 (по схеме LE-2а). Визуальный контроль уровня, а также в виде сигнализации, обеспечивают нахождение данного уровня в заданных пределах 50 – 950 см, при чем сигнализация срабатывает в операторной по верхнему пределу. Уловленная нефть, скапливающаяся в верхней части резервуара в виде шапки, по мере ее накопления подается на прием насоса внешнего транспорта Н-4 и далее направляется на повторную обработку. Уловленная нефть из пруда дополнительного отстоя по мере ее накопления откачивается насосом 9 МГР в сепаратор Б-4

(Б-2). Подтоварная вода из резервуара или пруда поступает на прием насосов Н-1 (ЦНС 60x330) и Н-2 (ЦНС 300x540)

КНС пластовой воды высокого давления и закачивается ими под давлением 45,0 – 65,0 кгс/см2 в поглощающие

Консорциум « Н е д р а »

39

скважины № 10”, 11”, 12, 12”, 1512, 1513. Давление на выкиде насосов контролируется с помощью технических манометров (PI-70 на Н-1, PI-71 на Н-2). Кроме того, контролируется давление в коллекторе после насосов с помощью электроконтактного манометра PISA-116 с показаниями по месту, выводом сигнализации в операторную по двум пределам и блокировкой насосов также по двум пределам. Величина устанавливаемого предела указанного параметра составляет 45,0 – 65,0 кгс/см2.

Сепарация поступающей нефти в Б-1 (Б-2) осуществляется при давлении 0,02 - 0,4 кгс/см2, контролируемом по техническому манометру PI-91 (PI-90). Уровень нефти в аппарате поддерживается на заданном значении в автоматическом режиме с помощью регулирующего клапана КР-4 (КР-5) и уровнемера У-1500 (по схеме LE-18а на Б-1, LE-19а на Б-2), осуществляющего управление указанным клапаном. Изменение уровня нефти в емкости ограничено пределами 50 – 160 см, при достижении которых срабатывает сигнализация в операторной.

На вход в Б-1 (Б-2)подается нейтрализатор сероводорода через задвижку №394. Подача нейтрализатора сероводорода осуществляется плунжерным дозировочным насосом блочной автоматизированной установки БР-2,5 №4 НД10. Нейтрализатор сероводорода из транспортных бочек или автобойлеров перекачивается в емкость для приема и хранения химреагента. Из емкости нейтрализатор закачивается шестеренным насосом в мерную емкость БР-2,5, откуда дозировочным насосом непрерывно подается (дозируется) в поток нефти через диспергатор.

Выделившийся нефтяной газ из сепаратора Б-1 (Б-2) поступает в факельный сепаратор Е-10, где происходит осушка газа и отделение от него капельной жидкости, которая по мере накопления откачивается насосом НВ 50/50 в сырьевой резервуар РВС-2 (РВС-3). Газ после осушки направляется через УУФГ на факел Ф-1 (Ф-2) для сжигания.

Консорциум « Н е д р а »