Сорочинско-Никольского месторождения

75

173, 174 для контроля уровня раздела фаз нефть-вода, датчики давления PIR 179, 180 для контроля давления в аппарате, датчиками температуры TI 175, 176 для измерения температуры. Для защиты от превышения давления БД-1, 2 также оборудованы предохранительными клапанами СППК № 1, 1а, 2, 2а сброс с которых осуществляется на факел высокого давления.

Газ проходит через регуляторы давления PCV-5, 6 "до себя", смешивается с потоками газа из сепараторов С-2/3 – 5

и С-5/1,2 из буферов-дегазаторов БД-3 и БД-4, проходит узел учета газа и поступает на установку сероочистки ГКС. Пластовая вода из БД-1, БД-2, БД-3 и БД-4 автоматически по уровню раздела фаз через регулирующие клапаны

LCV-3, 4, 21, 23 направляется на блок водоподготовки.

Сырая нефть из БД-1 и БД-2 автоматически по уровню через регулирующие клапаны LCV-1, 2 направляется в емкость дегазации Е-1; газ из нее сбрасывается на факел низкого давления, а нефть поступает на прием насосов Н-1/1

Н-1/3 или в резервуары хранения сырой нефти РВС-5 ÷ 8.

Нефть Сорочинского и Покровского потоков хранится в отдельных резервуарах, из которых насосами Н-1/1 Н-1/3

подается через фильтры нефти Ф-3 Ф-5 на оперативный узел учета нефти Сорочинского потока ОУУСН№ 248, а насосами Н-1/4 и Н-1/7, Н-1/8 – через фильтры нефти Ф-1, Ф-2 на оперативный узел учета нефти Покровского потока (ОУУСН-1).

После узлов учета нефть Покровского и Сорочинского потоков смешивается на входной гребенке ТХУ и поступает на дальнейшую подготовку.

На прием насосов Н-1/3 Н-1/4 и Н-1/7, Н-1/8 подается деэмульгатор из блочной реагентной БР-2,5.

Консорциум « Н е д р а »

76

Далее смесь нефтей поступает в печи П-1÷ 3 , обвязанные параллельно. Нагретая до 60 С нефть подается в аппараты БУОН и БУОН-2 и в отстойники О-101 О-103, О-1/2 в которых происходит глубокое обезвоживание нефти.

Нефть из указанных выше аппаратов подается в электродегидраторы ЭД-101, 102, 103, ЭД-1, ЭД-2, Э Д-1/1,2,

подключенные параллельно.

Для смешения промывной воды с нефтью перед каждым электродегидратором имеются смесители СМ-1 ÷ 5; подача воды в них осуществляется через регулирующий клапан постоянного расхода. Расход воды определяется по производительности каждого электродегидратора.

Схемой предусмотрено, что нефть из электродегидраторов проходит расходомеры, после чего поступает в общий коллектор и через клапан, регулирующий давление "до себя", направляется в теплообменники ТА-1 ТА-6 для нагрева поступающего сырья.

Пластовая вода из электродегидраторов автоматически по уровню раздела фаз через регулирующий клапан поступает на блок водоподготовки.

Нефть поступает в сепараторы термической ступени сепарации С-2/3, 4, 5 и С-5/1, 2 в которых из нефти отделяется газ, который далее поступает в газовый сепаратор С-3/2, и затем через узел учета направляется на установку сероочистки ГКС.

Нефть поступает в резервуары товарной нефти РВС-1 4, из которых насосами Н-2/1 4 подается через фильтры Ф-6 9 в

коммерческий узел учета нефти СИКН № 249 и далее в магистральный нефтепровод "Покровка-Кротовка". Для изменения производительности насосов предусмотрен регулирующий клапан FCV-7 на байпасе насосов Н-2/1 4.

Консорциум « Н е д р а »

77

Резервуарный парк УПН состоит из 8 резервуаров объемом 5000 м3 каждый, площадки расширения

товарного парка на четыре резервуара РВС 5000 №№ 9,10,11,12. В резервуарах РВС-1 ÷ 4 хранится товарная нефть, в

РВС-5 ÷ 8 – сырая нефть. Резервуары РВС-5 ÷ 8 обвязаны для возможного хранения как сырой, так и товарной нефти. В

резервуарах РВС-9 ÷ 12 может храниться как товарная, так и сырая нефть.

В случае накопления нефтяной эмульсии в резервуарах хранения сырой нефти предусмотрена возможность

удаления ее из резервуаров с помощью насоса Н-1/9 для последующей переработки на УПН или блоке обработки

ловушечной нефти. Постоянство расхода нефтяной эмульсии поступающей на переработку обеспечивается регулирующим клапаном размещенном на байпасе насоса Н-1/9.

Для предотвращения образования пирофорного железа резервуары РВС-1 8 оборудованы газоуравнительной линией, к которой подведен газ из коллектора топливного газа. Через регулятор давления "после себя" газ поступает в уравнительную линию, соединяющую все резервуары в случае падения давления в ней.

В случае повышения давления в уравнительной линии срабатывает регулятор давления "до себя" и излишки газа сбрасываются в факельную систему низкого давления.

Топливный газ, очищенный от сероводорода, на УПН поступает от ГКС в сепаратор топливного газа С-3, пройдя предварительно через узел замера газа и регулятор давления "после себя".

В сепараторе С-3 от газа отделяется жидкость, которая собирается в нижней части сепаратора и удаляется из него через регулятор уровня в подземную емкость ЕД-5.

Топливный газ из сепаратора С-3 направляется к печам П-1 6, резервуарам РВС-1 8 и к факелам низкого и высокого давления.

Консорциум « Н е д р а »

78

Для защиты от превышения давления на аппаратах установлены предохранительные клапаны.

Сбросы газа от предохранительных клапанов направляются в факельные системы:

- низкого давления – для принятия сбросов из аппаратов и оборудования, работающих под давлением не более 0,3

МПа (абс);

- высокого давления – для принятия сбросов из аппаратов и оборудования, работающих под давлением более 0,3

МПа (абс).

Факельные коллекторы прокладываются с уклоном в сторону сепараторов. При переходах через дорогу в низших точках факельных коллекторов размещены устройства для отвода конденсата, который удаляется автоматически по уровню в подземные дренажные емкости.

Сбросы жидкости или парожидкостной смеси из печей нагрева направляются в дренажную емкость с погружным насосом ЕД-6, откуда газ сбрасывается в атмосферу, а жидкость откачивается в резервуары хранения сырой нефти РВС- 5 8.

Сбросы жидкости с предохранительных клапанов с электродегидраторов ЭД-1/1,2, ЭД-1,2 ЭД-101,102,103,

отстойников О-101, 102, 103, О-1/2, БУОН, БУОН-2 направляются в дренажную емкость ЕД-5.

На УПН предусмотрена дренажная система для слива перерабатываемой жидкости (нефти) из всех аппаратов и оборудования при остановке аппаратов для ремонта, сливе воды при промывке и пропарке аппаратов.

Для слива нефти из аппаратов и факельных коллекторов предусмотрены подземные дренажные емкости с погружными насосами ЕД-1 6, ЕД-7, из которых автоматически по уровню нефть подается в резервуарный парк и затем на повторную переработку.

Консорциум « Н е д р а »

vk.com/id446425943

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

79

Сброс газа из подземных емкостей ЕД-1 4, ЕД-7 производится через дыхательный клапан с огнепреградителем в атмосферу.

Пластовая вода, отделяемая от нефти, замеряется на выходе из группы аппаратов: ТФС, БУОН-1/1,2, БД-3 и БД-4,

после чего по общему коллектору направляется на блок водоподготовки.

Пластовая вода, отделяемая от нефти в аппаратах О-1/2, О-101, 102, 103, ЭД-1/1,2, ЭД-1,2, ЭД-101, 102, 103, БУОН и БУОН- 2, после чего замеряется на узле учета и контроля сброса пластовой воды и направляется в сырьевые резервуары РВС-5 8. Схемой также предусмотрена подача отделенной пластовой воды в нефтегазовый отстойник О-

2/1, где из воды отделяется остаточный газ и нефть. Отделившийся газ подается в общий трубопровод II ступени сепарации. Отделившаяся нефть подается на вход жидкости в БД-1, 2. Пластовая вода из О-2/1 подается на блок водоподготовки.

На технологической площадке около аппаратов: ТФС-1, 2, 3, БД-1, 2, БД-3, 4, Т-1÷6, П-1÷6, БУОН, БУОН-2, БУОН-1/1,

2, О-101÷103, О-1/2, ЭД-101÷103, ЭД-1, 2, ЭД-1/1, 2, РВС-1÷12, С-2/3,4,5, С-5/1,2, С-3, С-3/1,2, Е-1,2, ЕД-1÷8, Н-1/1,2,3, Н- 1/4,7÷9, Н-2/1÷4, УУН, УУГ установлены датчики контроля концентрации углеводородов в воздухе рабочих зон QT 217 - QT 351, предупредительная местная и дистанционная световая сигнализация достижения пороговой концентрации 20 %

НКПВ по сумме компонентов углеводородов, аварийная местная и дистанционная световая сигнализация достижения пороговой концентрации 40 % НКПВ по сумме компонентов углеводородов с выводом сигнала на щит КИП в операторной QAS 217 – QAS 351 и местная и дистанционная звуковая сигнализация возникновения пожара на площадке по сигналу от ручных пожарных извещателей, установленных по периметру площадки.

Описание технологической схемы подключения дренажных емкостей

Консорциум « Н е д р а »

80

Для слива нефти из аппаратов УПН перед ремонтом или при аварийном состоянии на площадке предусмотрены

дренажные емкости с погружными насосами:

При сливе жидкости из аппаратов автоматически включается погружной насос и жидкость из дренажных емкостей подается в резервуары хранения сырой нефти РВС-5÷8, из которых затем подается на повторную переработку. При достижении минимального уровня в дренажной емкости погружной насос автоматически останавливается.

Узел подачи деэмульгатора Предназначен для приема, хранения и подачи деэмульгатора в процесс подготовки нефти.

В состав узла входят: реагентная насосная, склад реагентного хозяйства (включающий технологические ёмкости для хранения реагента) и технологическая обвязка (трубопроводы).

Реагентная насосная включает:

−- три дозировочных насоса: НД-100x63 №1, НД-100x10 №2, НД-63x100 №3;

−- ёмкости Е-1 и Е-2 объёмом 1500 литров;

−- мерник М-1 объёмом 200 литров;

Консорциум « Н е д р а »

81

− - мерник М-2 объемом 200 литров.

Склад реагентного хозяйства включает в себя:

В качестве деэмульгаторов для подготовки нефти на Покровской УПН в настоящее время применяются деэмульгаторы марок ДИН-4, LML-4312м , LML-4312с, ДИН-12Д.

Замер уровня деэмульгатора в ёмкости Е-1 производится уровнемером УБ-ПВ, контроль производится на вторичном приборе ПВ-10.1Э, установленным на щите в операторной ТХУ.

Из ёмкости Е-1 деэмульгатор через мерники М-1, М-2 (или помимо них) дозировочными насосами №1 и №3 подаётся в процесс подготовки нефти.

Кроме того, подача деэмульгатора производится на приём технологических насосов ЦНС 300x180 № 1/4, 7, 8 Покровского потока.

Блок улавливания легких фракций Предназначен для создания в резервуарах оптимального рабочего избыточного давления, исключения выбросов

вредных веществ в атмосферу, снижения коррозии крыш резервуаров (за счет предотвращения попадания воздуха) и повышения пожаробезопасности объекта.

В состав блока входят:

-газоуравнительная линия резервуаров;

-трубопроводы от блока до газопроводов 1-й и 2-й ступеней сепарации;

Консорциум « Н е д р а »

82

-компрессор со скруббером в блочно-комплектном исполнении;

-трубопровод для транспорта конденсата.

Технологическая схема блока улавливания легких фракций предусматривает отбор и компримирование углеводородов, выделяющихся из сырьевых и товарных резервуаров РВС-1 ÷ 8. Резервуары оборудованы газоуравнительной линией, с помощью которой углеводороды перераспределяются между ними, при этом излишек газа поступает на прием компрессора, который автоматически включается и откачивает его в трубопровод II ступени сепарации. Резервуары оборудованы огнепреградителями, дыхательными и предохранительными клапанами. В

резервуарах с помощью блока поддерживается давление в пределах от 10 до 80 мм. в. ст. Газоуравнительная линия смонтирована с уклоном 0,01, который обеспечивает стекание образующегося конденсата в скруббер.

Блок УЛФ состоит из двух частей – технологической и управления. Технологическая часть блока представляет собой помещение, в котором размещены приемный скруббер, компрессор с электроприводом, конденсатный насос,

емкость для масла, лубрикатор для смазки узлов компрессора с приводом от вала компрессора, вентиляционная и отопительная система, датчики, счетчики газа и конденсата, запорно-регулирующая арматура.

Отсепарированный в приемном скруббере газ поступает на прием компрессора. Скомпримированный газ через расходомер и обратный клапан направляется в газопровод второй ступени сепарации, где поддерживается давление 0-0,3

атм (изб). Конденсат по мере накопления в скруббере СК блока УЛФ через фильтр Ф-10 поступает на прием насоса Н-

12, который откачивает его через счетчик и обратный клапан по конденсатопроводу в трубопровод сырой нефти перед Покровскими резервуарами РВС-5000.

Консорциум « Н е д р а »

83

Компрессор блока УЛФ включается автоматически при достижении давления в приемном скруббере 80 мм. в. ст.

При понижении давления в системе уменьшается число оборотов двигателя компрессора, а при 40 мм. в. ст. компрессор останавливается. При дальнейшем снижении давления до 20 мм. в. ст. открывается подпиточный клапан, соединяющий газопровод 1 ступени сепарации с газоуравнительной линией и газ по трубопроводам поступает в резервуары,

предотвращая образование в них вакуума. При повышении давления в скруббере до 40 мм. в.ст. подпиточный клапан закрывается. Включение-отключение компрессора, изменение оборотов двигателя компрессора и, соответственно, его производительности, открытие-закрытие клапанов осуществляется автоматически в зависимости от давления в приемном скруббере. Блок УЛФ теплоизолирован и имеет систему обогрева, контролируемую датчиками температуры.

Работа системы обогрева осуществляется в автоматическом режиме, при температуре +5 оС и отключаясь при температуре +15 оС. Помещение блока снабжено системой вентиляции, сблокированной с системой контроля за содержанием углеводородного газа и сероводорода. Работа вентилятора осуществляется автоматически, если в помещении блока УЛФ появляется один или оба из указанных выше газов. При снижении концентрации газов до допустимого предела вентилятор отключается.

Консорциум « Н е д р а »