Сосновского месторождения

50

перекрывающие доступ газа к форсункам. Срабатывание клапанов также происходит при достижении давления в линии входа нефти в змеевик печи минимального значения допустимого предела 5,0 – 12,0 кгс/см2. Указанное давление контролируется посредством датчиков давления (PT-29а на печи ПБ-6/2, PT-33а на печи ПБ-6/3), с которых сигнал выводится в операторную с преобразованием в показания на вторичном приборе ЩКУ. При предельных значениях давления срабатывает сигнализация в операторной. Температура нагретой нефти на выходе из печи измеряется с помощью датчиков температуры (TT-30а на печи ПБ-6/2, TT-34а на печи ПБ-6/3) с выводом показаний в операторную. Расход нефти на печи поддерживается в пределах 70 – 225 мЗ/час и контролируется с помощью расходомеров FE-35а,

FE-38а с выводом показаний (мгновенных и суммарных) в операторную.

В случае ликвидации аварийных ситуаций или проведения ремонтно-профилактических работ опорожнение змеевиков печей осуществляется в аварийную емкость Е-8, откуда нефть откачивается насосом типа НБ на прием насосов внутренней перекачки Н-1, Н-2, Н-3.

Из печи подогретая и обработанная реагентом сырая нефть поступает в отстойники О-8, О-9 блока № 2 и блока № 3.

Отстойники работают полным сечением. В отстойниках происходит процесс расслоения водонефтяной эмульсии (ВНЭ) на нефть и пластовую воду. Процесс расслоения эмульсии протекает под действием гравитационных сил за счет разницы в плотности разделяемых фаз, при этом соленая пластовая вода как более тяжелая жидкость сосредотачивается в нижней части аппарата, а нефть как более легкая жидкость всплывает наверх и занимает соответственно верхнюю часть аппарата.

Под воздействием химреагентов и повышенной температуры обеспечивается более высокая эффективность разделения, расслоения эмульсии за счет снижения вязкости жидкости, изменения межфазного поверхностного

Консорциум « Н е д р а »

51

натяжения, разрушения механически прочных и устойчивых защитных магнитных пленок, образующихся на поверхности капелек эмульсии за счет адсорбции эмульгаторов в виде высокомолекулярных соединений (смол, парафинов, асфальтенов) и механических примесей (частиц грунта, песка).

На эффективность процесса расслоения эмульсии также влияет такой фактор, как время, в течение которого осуществляется данный процесс. Эффективность тем выше, чем больше времени отводится на указанный процесс. Технологией производства на УКОН предусмотрено оптимальное соотношение объема аппаратов и расхода подаваемой в них продукции, за счет чего в результате процесса обезвоживания обеспечивается требуемый уровень качества подготовки нефти.

В отстойниках О-8, 9 осуществляется контроль за уровнем раздела фаз (нефти и воды) с помощью сигнализаторов уровня (LSA-14 на О-8, LSA-15 на О-9 блока № 1, LSA-16 на О-8, LSA-17 на О-9 блока № 2). Уровень автоматически регулируется в пределах 1000 - 1900 мм с помощью регулирующих клапанов, установленных на линиях выхода пластовой воды (КР-6 для О-8, КР-7 для О-9 блока № 1, КР-10 для О-8, КР-11 для О-9 блока № 2). При предельных значениях уровня срабатывает сигнализация в операторной. Процесс обезвоживания в аппаратах происходит при давлении 5,0 – 6,0 кгс/см2, которое контролируется по техническим манометрам (PI-84 на О-8, PI-83 на О-9 блока № 1, PI-80 на О-8, PI-79 на О-9 блока № 2).

Пластовая вода из отстойников О-8, О-9 блоков № 1 и № 2 через регулирующие клапаны поступает в резервуар подтоварной воды РВС-6 или только в аварийных случаях в пруд дополнительного отстоя. Из верхней части отстойников обезвоженная нефть поступает в электродегидраторы ЭГ-160/9, 10 блоков № 1 и № 2 объемом 160 м3

каждый. Перед подачей нефти в электродегидраторы она предварительно смешивается с пресной водой в целях

Консорциум « Н е д р а »

52

обессоливания в специальном смесителе. На обоих блоках для обеспечения оптимальной работы смесителей создаваемый перепад давления в точках до и после указанных смесителей поддерживается в пределах 1,0 – 1,5 кгс/см2.

Контроль перепада давления осуществляется по техническим манометрам, установленным до и после смесителей (PI113, PI-114 на блоке № 1, PI-99, PI-100 на блоке № 2). На смеситель вода подается насосом Н-1 (Н-2) пресной воды марки ЦНС 38×110. На прием данных насосов вода в свою очередь поступает из вертикальной емкости Е-2, а в саму емкость приток воды обеспечивается с водозабора р. Б. Кинель или как резервный вариант из резервуара пресной воды РВС-9. Количество подаваемой на обессоливание пресной воды устанавливается на уровне до 10 % от текущей производительности установки по нефти и регулируется дистанционно из операторной с помощью регулирующих клапанов КР-15 (КР-16). Расход воды поддерживается в пределах 1,0 – 5,0 мЗ/час и контролируется с помощью расходомеров (FE-41а на блоке № 1, FE-42а на блоке № 2). Информация о текущем значении давления на выкиде насосов пресной воды получается по показаниям технических манометров PI-76, PI-75. Указанное давление не должно выходить за пределы 8,0 – 14,0 кгс/см2. Уровень воды в Е-2 поддерживается постоянным за счет открытия и закрытия регулирующего клапана КР-14, получающего соответствующие сигналы от поплавкового уровнемера У-1500 (по схеме

LE-7а), по которому осуществляется контроль за уровнем в емкости. Допускаемые пределы значений данного уровня составляют 50 – 350 см. При указанных пределах в операторной срабатывает сигнализация.

После смешения обезвоженной нефти с пресной водой осуществляется учет количества поступающей смеси в электродегидраторы с помощью турбинных расходомеров «Турбоквант» (по схеме FE-39а на блоке № 1, FE-40а на блоке № 2). При нормальном режиме расход жидкости составляет 35 – 112 мЗ/час. Электродегидраторы снабжены двумя горизонтальными электродами, на которые подается переменное напряжение 22 – 24 кВ, под воздействием которого, а

Консорциум « Н е д р а »

53

также за счет остаточного содержания деэмульгатора, происходит расслоение и разделение водонефтяной эмульсии. В процессе данного расслоения образуется граница раздела фаз, положение которой контролируется с помощью сигнализаторов уровня (LSA-10 на ЭГ-160/9, LSA-11 на ЭГ-160/10 блока № 1, LSA-12 на ЭГ-160/9, LSA-13 на ЭГ-160/10

блока № 2). Уровень раздела фаз в аппаратах варьируется в диапазоне 1000 – 1900 мм, за пределы которого не позволяют выходить работающие в автоматическом режиме регулирующие клапаны (КР-8 на ЭГ-160/9, КР-9 на ЭГ-

160/10 блока № 1, КР-12 на ЭГ-160/9, КР-13 на ЭГ-160/10 блока № 2). Достижение предельных значений уровня сопровождается срабатыванием сигнализации в операторной. Электродегидраторы работают под давлением

3,0 - 5,0 кгс/см2, контроль которого производится персоналом по показаниям установленных по месту технических манометров (PI-86 на ЭГ-160/9, PI-85 на ЭГ-160/10 блока № 1, PI-82 на ЭГ-160/9, PI-81 на ЭГ-160/10 блока № 2). На электродегидраторах в целях обеспечения безопасности и контроля качества подготовки продукции предусмотрено отключение напряжения при определенных условиях, сопровождающихся включением сигнализации на пульте в операторной. Указанное прекращение подачи напряжения происходит при срабатывании сигнализатора уровня жидкости (СУЖ) в результате образования газовой шапки, при повышении нагрузки по силе тока вследствие повышения обводненности в аппаратах и при открывании двери на верхнюю площадку данных аппаратов.

Для защиты емкостного оборудования от превышения давления выше расчетного во избежание разгерметизации аппаратов на отстойниках О-8, О-9 обоих блоков установлены предохранительные клапаны. Сброс нефтегазовой смеси в результате срабатывания клапанов осуществляется в аварийную емкость Е-4 объемом 80 м3, из которой газ поступает на свечу рассеивания, а нефть сливается в канализацию и поступает на КНС низкого давления, откуда погружным насосом откачивается в РВС-6 или пруд дополнительного отстоя.

Консорциум « Н е д р а »

54

Аварийно-дренажные сбросы с отстойников О-8, О-9, электродегидраторов ЭГ-160/9, ЭГ-160/10 осуществляются в промышленную канализацию.

Блок №4 Товарная нефть с блоков (УКОН) через электрозадвижки

XV-205, XV-201 (XV-202, XV-203, XV-204, XV-210), задвижки № 25 (№№ 344, 80, 54,81,325) с температурой 10 - 40 С, давлением до 0,15 МПа и обводненностью 0,5 %мас. поступает в резервуары хранения нефти РВС-2 (или РВС-3, РВС-5,

РВС-4, РВС-7). Объем резервуаров обеспечивает 3-х суточный запас хранения нефти. Уровень нефти в резервуарах контролируется с помощью уровнемеров LE 1a (LE 3a, LE 4a, LE 5a, LE 6a) с выводом показаний в операторную, с сигнализацией минимального 1000 мм и максимального 10500 мм уровня.

Из товарных резервуаров (РВС-3, РВС-4, РВС-5, РВС-7) товарная нефть через задвижки № 24 (№№ 325,343, 81, 53),

электрозадвижки XV-208 (XV-210, XV-212, XV-214), XV-111 (XV-113, XV-115) с давлением 0,03-0,10 МПа, контролируемым манометром PT 161-163, поступает на прием насосов внешнего транспорта Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3)

типа ЦНСАнт-180-212 (1 раб., 2 резерв.). Контроль за состоянием насосов осуществляется с помощью: датчиков температуры подшипников TE 111а,б,в,г – 113а,б,в,г;

датчиков вибрации насоса SE 104а,б – 106а,б;

датчика контроля скорости утечек насоса LS 144 – LS 146.

Перед подачей нефти на прием насосов внешнего транспорта Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3) установлены фильтры ФС-1/1

(ФС-1/2, ФС-1/3) марки ФТ-200-1,6. Перепад давления на фильтрах составляет 0,01 МПа и измеряется при помощи датчиков перепада давления PDT 167-169.

Консорциум « Н е д р а »

55

Под давлением 1,6-1,95 МПа, развиваемым насосами внешнего транспорта Н-10/1 (Н-10/2,Н-10/3) товарная нефть направляется в систему измерения количества и показателей качества нефти (СИКН-239) через:

электрозадвижки XV-112 (XV-114, XV-116), установленные в насосной внешнего транспорта;

задвижки №№ 1018, 1019, клапан регулятор давления PCV-169, установленные на площадке предохранительных и регулирующих клапанов;

задвижки №№ 1020, 1023, поточный влагомер МЕ-175, установленные на трубопроводе выхода нефти из насосной внешнего транспорта после площадки предохранительных и регулирующих клапанов;

задвижку № 135,121 электрозадвжку XV-315, установленные на трубопроводе ввода в СИКН-239.

Контроль минимального 1,0 МПа и предельного 1,95 МПа значения давления до клапана регулятора давления PCV-

169 насосов внешнего транспорта осуществляется датчиками PISA 151PISA 156, с выводом информации в автоматическую систему управления для блокировки насосов.

Давление на нагнетании насосов внешнего транспорта Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3) составляет:

после клапана регулятора давления PCV-169 – 1,17-1,30 МПа. Контроль за давлением осуществляется при помощи манометра PT – 169;

на входе в СИКН-239 – 0,65-0,70 МПа.

После СИКН-239 с давлением 0,5 МПа через электрозадвижки XV-316, № 4 товарная нефть по трубопроводу внешнего транспорта направляется на НПС «Похвистнево».

В случае отказа СИКН-239 учет перекачиваемой нефти производится по резервной схеме учета, с помощью РВСП5000, принадлежащего НПС «Похвистнево» Бугурусланского РНУ ОАО «Приволж… нефтепровод

Консорциум « Н е д р а »

56

В случае превышения процентного содержания воды в нефти более 0,5 % (по показаниям влагомера МЕ-175)

происходит автоматическое отключение насоса внешнего транспорта Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3), откачивающего товарную нефть.

Откачка некондиционной нефти из РВС-2 (РВС-3, РВС-5, РВС-7) на повторную обработку осуществляется насосом Н-10/2 в сепаратор сырой нефти Б-4 на УПН через:

задвижки № 28 (№№ 343, 81, 53), установленные на трубопроводе выхода нефти из РВС-2 (РВС-3, РВС-5, РВС-7);

через электрозадвижки XV-207 (XV-209, XV-211, XV-213), установленные на площадке узла переключения задвижек;

задвижку 1003, электрозадвижку XV-113, установленные в насосной внешнего транспорта на всасывающем трубопроводе насоса Н-10/2;

электрозадвижку XV-114, задвижку № 1014, установленные в насосной внешнего транспорта на нагнетательном трубопроводе насоса Н-10/2;

задвижки №№ 1015, 1017, клапан регулятор давления PCV-191, задвижку № 1024, установленные на площадке предохранительных и регулирующих клапанов.

Контроль давления после регулирующего клапана PCV-191 (1,17-1,30 МПа) осуществляется по месту с помощью показывающего манометра PI – 190 и дистанционно при помощи манометра PT – 191.

Дренаж учтенной нефти из узла учета нефти предусматривается в подземную дренажную емкость Е-7. Для защиты от переполнения и контроля текущего уровня нефти в емкости установлены сигнализатор предельного уровня LSA – 333

(сигнал в операторную подается на при достижении уровня 1800 мм) и уровнемер LTY – 338 (вывод показания от 300

Консорциум « Н е д р а »

57

мм до 1600 мм). Вывод показаний и сигнализация осуществлены в операторную. Откачка нефти из Е-7 осуществляется шестеренным насосом Н-8 типа НМШ8-25-6,3/10Б-1У2 с давлением 1,0 МПа в трубопровод после СИКН-239 через задвижки №№ 1045, 1037. Контроль давления после насоса осуществляется с помощью электроконтактного манометра

PISA – 352. Заполнение корпуса насоса перед пуском осуществляется через задвижку № 1043. Дренаж нагнетательного

трубопровода насоса Н-8 осуществляется в емкость Е-7 через задвижку № 1042.

Дренаж неучтенной нефти из узла учета нефти предусматривается в подземную дренажную емкость Е-5. Для защиты от переполнения и контроля текущего уровня нефти в емкости установлены сигнализатор предельного уровня

LSA – 332 (сигнал в операторную подается на при достижении уровня 1800 мм) и уровнемер LTY – 337(вывод показания от 300 мм до 1600 мм). Вывод показаний и сигнализация осуществлены в операторную. Откачка нефти из нее осуществляется шестеренным насосом Н-6 типа НМШ8-25-6,3/10Б-1У2 с давлением 1,0 МПа в трубопровод перед СИКН-239 через задвижки №№ 1041, 1036. Контроль давления после насоса осуществляется с помощью электроконтактного манометра PISA – 351. Заполнение корпуса насоса перед пуском осуществляется через задвижку

Для сбора утечек от насоса Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3) предусматривается дренажная емкость Е-4. Дренаж трубопроводов обвязки насосов также осуществляется в дренажную емкость Е-4 через задвижки №№ 1006, 1004, 1009,

1010, 1012, 1013, 1025, 1028, 1029. Для защиты от переполнения и контроля текущего уровня утечек в емкости установлены сигнализатор предельного уровня LSA – 132 (сигнал в операторную подается на при достижении уровня 2800 мм) и уровнемер LTY – 142 (вывод показания от 300 мм до 2600 мм). Вывод показаний и сигнализация

Консорциум « Н е д р а »

58

осуществлены в операторную. Откачка жидкости из нее осуществляется погружным насосом Нп-4 типа 12НА-9х4. Давление после насоса Нп-4, равное 0,35 МПа, контролируется манометром PISA – 168. Далее жидкость через электрозадвижку XV-118, задвижку № 1001 поступает в резервуары, либо в автобойлер через задвижку № 1034. Дренаж трубопроводов обвязки насоса Нп-4 в передвижную емкость осуществляется через задвижки № 1033, 1034.

Дренаж трубопроводов обвязки влагомера осуществляется через задвижку № 1021 в трубопровод сброса жидкости с предохранительного клапана.

Для предотвращения повышения давления выше расчетного на трубопроводе внешнего транспорта предусмотрена установка предохранительных клапанов типа СППК5-100-16 (1 раб. + 1 резерв.). Давление настройки клапана составляет Руст.=1,5 МПа, № пружины клапана - 55. Сброс с предохранительных клапанов направляется в подземные емкости Е-3,

Е-4. Контроль уровня в емкости Е-3 осуществлен при помощи сигнализатора верхнего уровня (сигнал в операторную подается на при достижении уровня 2800 мм) и уровнемера LTY – 141(вывод показания от 300 мм до 2600 мм).. Откачка жидкости из нее осуществляется погружным насосом Нп-3 типа 12НА-9х4. Давление после насоса Нп-3, равное

0,35 МПа, контролируется при помощи электроконтактного манометра PISA – 167. Далее жидкость через электрозадвижку XV-117, задвижку № 1001 поступает в резервуары, либо в автобойлер через задвижку № 1031. Дренаж трубопроводов обвязки насоса Нп-3 в передвижную емкость осуществляется через задвижки № 1030, 1031.

Контроль протечек между задвижками № 1 и № 2 осуществляется с помощью арматуры № 32.

В целях повышения уровня охраны труда, безопасности персонала и обеспечения безаварийной эксплуатации оборудования технологических объектов предусмотрена известительная, предупредительная и аварийная сигнализация об отклонении контролируемых параметров технологических процессов от своих рабочих значений.

Консорциум « Н е д р а »

59

На площадках предусмотрен контроль довзрывоопасных концентраций смесей горючих газов и паров на взрывоопасных площадках установки с помощью газоанализаторов оптических СГОЭС QST 172а-в, QST-172а-в, QST-

173а-в, с формированием предупредительной (при концентрации более 10% от нижнего концентрационного предела распространения пламени) и аварийной (более 40%) световой и звуковой сигнализации в помещении операторной и на территории технологических площадок.

Информация о параметрах, определяющих безаварийное состояние технологического оборудования и технологических процессов отображается на АРМ оператора и дублируется контрольно-измерительными приборами,

расположенными на шкафах контроля и управления в помещении операторной, а также непосредственно на технологических площадках установки.

Трубопроводы оборудованы электрической кабельной системой обогрева «Тепломаг», предназначенной для компенсации тепловых потерь.

Выводы по УКОН:

1.На УКОН Похвистнево выпускается товарная обезвоженная и обессоленная нефть только первой группы качества по ГОСТ Р 51858-2002.

2.Пластовая вода утилизируется в систему ППД и поглощение.

3.Газ используется на собственные нужды, степень утилизации 95 %.

Консорциум « Н е д р а »