Кабановского месторождения2

38

Поток Н1 водогазонефтяная эмульсия, по трубопроводу Ду – 250 направляется в емкость Е-2/1 (1 ступень сепарации), где производится разгазирование эмульсии, уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8», выделившийся газ через газовый трап ТГ используется в котельной и на собственные нужды для работы ПП-1,6 №№ 1,2. Высота уровня раздела фаз и давление сепарации задаются в карте технологического режима. Оперативный контроль давления сепарации осуществляется визуально по манометру типа ОБМ – 160, Р – 0-0,4Мпа; 1,5 периодически (при обходах). Температура эмульсии и газа соответствует окружающей среде (летом +16 - +180С; зимой +4 - +60С) и в технологическом процессе не контролируется. Возможно направлять поток Н1 напрямую в Е-2/4, минуя Е-2/1.

Отсепарированная в Е-2/1 эмульсия направляется в Е-2/4 (на 2-ю ступень сепарации), или минуя её на ступень предварительного сброса воды (в РВС-12, отстойники Е-6/1,2).

Выделившийся газ направляется на факельную свечу. Уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8». Высоты уровней раздела фаз и давления сепарации задаются в карте технологического режима. Оперативный контроль давления сепарации осуществляется визуально, по манометру типа ОБМ-160, Р-0-0,4 МПа; 1,5

БЛОК ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ Блок предварительного сброса пластовой воды состоит из РВС-1000 № 1/1 (12), подпорных и дренажных насосов К-

160/30 3 шт. и емкостей Е-6/1,2 (V-100 м3).

Водонефтяная эмульсия со 2-й ступени сепарации может направляться или в РВС-1/1(12) или в емкости Е-6/1,2.

Возможна совместная работа сырьевого РВС -1/1(12) и емкостей Е-6/1,2.

Нефть со 2-й ступени сепарации (Е-2/4) по трубопроводу Ду-200 мм поступает на вход в РВС-1/1(12). В эту же линию подается горячая дренажная вода с отстойника глубокого обезвоживания О-1, с остаточным содержанием

Консорциум « Н е д р а »

39

деэмульгаторов. Контроль уровня жидкости в РВС и раздел фаз «нефть-вода» осуществляется по прибору «Гамма-7»,

показания которого выведены в операторную. Для визуального контроля за разделом фаз и отбора проб резервуар оборудован смотровыми краниками, расположенными на уровнях 1, 2,3, 4, 5м от днища РВС. Отстоявшаяся в РВС, вода насосами К-160/30 НВ-3,4 сбрасывается на ОЧС для последующей закачки в систему ППД.

Нефть, через подъёмную трубу (позволяющую производить отбор с разных уровней) подпорным насосом К-160/30

НН-7 подается на прием сырьевых насосов НН-1,2.

Предусмотрены 2 варианта работы отстойников Е-6/1,2: последовательная и параллельная. В емкостях Е-6/1, Е-6/2

происходит частичное разделение водонефтяной эмульсии на нефть и воду. Вода скапливается в нижней части аппарата,

откуда сбрасывается по линии напорной (герметизированной) канализации в общий трубопровод Ду=200 и на очистные сооружения, где после очистки закачивается в систему ППД.

Частично обезвоженная (до 5%) и разгазированная эмульсия из верхней части аппарата, совместно с потоком Н2(обезвоженная нефть с Карповской УПСВ), направляется по трубопроводу Ду=200 на прием сырьевых насосов НН-

1,2. Для регулирования уровня раздела фаз нефть – вода применяется прибор «Элита», который поддерживает уровень водяной подушки с помощью электрозадвижки. Допускается ручное регулирование уровня раздела фаз (задвижкой) при контроле за водяной подушкой по прибору «Элита» или пробоотборным краникам.

Давление в Е – 6/1,2 контролируется оперативно (при обходах) по манометру ОБМ – 160; 0-0,6 МПа; 1,5.

БЛОК СЫРЬЕВЫХ НАСОСОВ

Консорциум « Н е д р а »

40

На прием сырьевых насосов НН – 1,2, в трубопровод Ду=200 подается частично обезвоженная водонефтяная эмульсия из Е-6/1,2 или в трубопровод Ду-150 частично обезвоженная водонефтяная эмульсия из РВС-1/1(12)

подпорным насосом НН-7.

Кроме того, в трубопровод перед приемом насосов НН – 1,2 поступает обезвоженная нефть с Карповской УПН, которая по трубопроводу Ду=100 перепускается от узла учета ОУУН в трубопровод Ду-200 от емкостей Е-6/1,2. Также в этот трубопровод подаётся горячая дренажная вода по трубопроводу Ду-100 из дегидраторов ДГ-1,2.

С сырьевых насосов НН – 1,2 вся нефтяная эмульсия, содержащая дренажную воду поступает на блок нагрева на ПП-1,6 № 1,2.

На выкиде насосов НН – 1,2 необходимо поддерживать определенное давление, величина которого задается в карте технологического режима. При понижении и превышении давления сверх заданного на выкиде насосов НН – 1,2

осуществляется световая и звуковая сигнализация. Кроме того, для визуального оперативного контроля за давлением на выкиде насосов НН – 1,2 установлен манометр типа ОБМ – 160; Р – 0-1,6 МПа; 1,5

Возможно использовать насос НН-8 в качестве резервного сырьевого насоса. БЛОК ПУТЕВЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ПП-1,6

Подогрев нефтяной эмульсии осуществляется на блоке путевых подогревателей ПП-1,6 № 1,2. Топливом служит газ, выделившийся на 1-й ступени сепарации. Тип горелок - инжекционный. Количество горелок – 2. Подогреватель нефти ПП-1,6 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования СА-ПНГ.М-2И, обеспечивающими:

Технологический контроль:

Консорциум « Н е д р а »

41

Оперативный контроль температуры и давления на ПП-1,6 осуществляется визуально периодически (при обходах)

соответственно по термометрам (0 – 1000С) и манометрам типа ОБМ – 160; Р– 0-1,6 МПа; 1.

Консорциум « Н е д р а »

42

Управление внешними исполнительными устройствами электромагнитными клапанами подачи топливного газа,

клапаном – отсекателем топлива, питание датчиков пламени, управление светозвуковой аварийной сигнализацией,

индикацией работы и вывод текстовых сообщений на дисплей, [6]

БЛОК ОБЕЗВОЖИВАНИЯ и ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ Нагретая в путевых подогревателях ПП-1,6 водонефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор поступает в

отстойник О – 1, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду.

Для контроля за уровнем раздела фаз используются прибор «Элита» с выводом показаний в операторную. Контроль за давлением в О - 1 осуществляется по манометру типа ОБМ – 160; Р – 0-1,6 МПа; 1,5. Выделившаяся вода дренируется на вход в РВС-1/1(12)(ступени предварительного сброса) или в ёмкость Е-7 ловушечного хозяйства. Обезвоженная нефть по трубопроводу Ду=150 направляется на обессоливание в ДГ-2. В трубопровод Ду=150 перед дегидратором подается пресная вода насосами НВ – 1,2 для отмывки солей из нефти. Объем подаваемой воды предусматривается в карте технологического режима и контролируется счетчиком «ТОР1-50».

Для оптимального перемешивания пресной воды с нефтью, между отстойником обезвоживания и ДГ установлен смеситель, на котором создается перепад давления (задается в карте технологического режима) за счет регулировки задвижкой в ручном режиме.

Визуальный контроль за давлением в ДГ осуществляется по манометру типа ОБМ – 160; Р – 0-1,0 МПа; 1,5, за уровнем раздела фазпо смотровым кранам.

Качество подготовленной (обезвоженной и обессоленной) нефти должно контролироваться согласно таблице аналитического контроля и отвечать требованиям карты технологического режима – приведенным в настоящем

Консорциум « Н е д р а »

43

регламенте далее. Обессоленная горячая нефть из ДГ-2 по трубопроводу Ду=150 направляется в емкость сепарации горячей нефти Е – 3. Выделившийся газ по трубопроводу Ду=100 направляется на факел для сжигания, а охлажденная разгазированная товарная нефть по трубопроводу Ду=200 поступает на узел управления задвижками У – 1, где распределяется по товарным резервуарам (РВС-2/1,10) и емкостям (О-5,6).

Для контроля уровня нефти в емкости Е-3 смонтирован уровнемер Гамма-8, с выводом показаний в операторную.

БЛОК УПРАВЛЕНИЯ ЗАДВИЖКАМИ У – 1,2 С ТОВАРНЫМИ РЕЗЕРВУАРАМИ И ЕМКОСТЯМИ.

Подготовленная (товарная) нефть, отвечающая требованиям к качеству согласно карте технологического режима,

через узел управления задвижками У – 1, по трубопроводу Ду=150 поступает в емкости О-5,6 или по трубопроводу Ду=200 в резервуары РВС-1000 Р-2/1(11), РВС-2000 Р-10.

Емкости О-5,6 с соответствующей обвязкой и свечей рассеивания газа используются как резервные емкости для хранения товарной нефти. Уровень нефти в О-5,6 контролируется показывающим приборами УМ-1500 с выводом показаний и сигнализацией в операторную. Контроль за давлением в резервных емкостях осуществляется по манометрам типа ОБМ – 160; Р - 0-0,4 МПа; 1,5.

Уровень нефти в резервуарах Р-2/1, Р-10 контролируется с помощью приборов «Гамма-7», показания выведены в операторную.

Откачка товарной нефти потребителю (АК «Транснефть») из резервуаров (Р-2/1,10) и емкостей О-5,6 производится по трубопроводу Ду=200, насосами НН – 3,4, через оперативный узел учета товарной нефти, на котором:

-замеряется расход нефти по счетчику типа Норд 100*40, показания которого выведены в операторную;

-производится регистрация давления по прибору «Экограф – 31ВВ1»;

Консорциум « Н е д р а »

44

-производится замер температуры откачиваемой нефти с помощью термометра типа ТЛ-4 (0 – 1000С).

Насосы НН-3,4 оснащены средствами КИПиА, позволяющими осуществлять:

-отключение насосов и сигнализацию о превышении (падении) давления против установленного – по манометру ВЭ 16 рб;

-замер давления – по манометру ОБМ – 160; Р – 0-4,0 МПа; 1,5.

Параметры откачки (давление, температура, расход) – указывается в карте технологического режима. [6]

БЛОК ВОДОПОДГОТОВКИ и РЕАГЕНТНОГО ХОЗЯЙСТВА.

Пресная вода, подаваемая для отмывки солей на ступень обессоливания, поступает из системы водоснабжения и за счет давления в системе водоснабжения или насосами НВ – 1,2 подается на смеситель перед ДГ-2.

Учет расхода воды осуществляется с помощью счетчиком «ТОР1-50», контроль давления – по манометру ОБМ -160

Р-0-1,6 МПа;1,5. Объем подаваемой на обессоливание воды, задается в карте технологического режима.

Реагентное хозяйство включает в себя:

-крытый стеллаж для разгрузки и хранения деэмульгаторов, поступающих в бочкотаре;

-для приема и хранения деэмульгаторов поставляемых в цистернах, установлены заглубленные емкости V=30м3 и

V=100м3;

- закачка деэмульгатора из бочек и емкостей производится шестеренчатым насосом НШ-4.

Подача деэмульгаторов производится по трубопроводу Ду=25 в общий нефтепровод, подающий эмульсию на отстойник О-1. Расход деэмульгатора задается в карте технологического режима. Учет расхода деэмульгатора осуществляется по реагентной тарированной емкости, оснащенной уровнемерной стеклянной трубкой с мерной шкалой.

Консорциум « Н е д р а »

45

БЛОК СЛИВА НЕФТИ Блок слива нефти состоит из насосов НН-8,9,10, запорной арматуры, приборов учета и системы трубопроводов.

Блок слива нефти предназначен для приёма на установку:

-обводнённой нефти со скважин, доставляемой автоцистернами для дальнейшего обезвоживания и обессоливания;

-нефтешламов с очистных сооружений и мест аварий на трубопроводах для дальнейшей подготовки на ступени обработки ловушечной нефти;

Учет принятой нефти (нефтешлама) осуществляется по счетчикам ТОР 1-50, установленных на выкидных линиях насосов НН-9,10, и пробам, отбираемым из автоцистерн.

ЛОВУШЕЧНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Ловушечное хозяйство включает в себя емкости V=100м3 (Е – 7) и V=100м3 (Е – 8) предназначенные для приема: сбросов с ППК, стоков промышленной канализации, опорожнения аппаратов, прием нефти со скважин доставляемой автоцистернами, всплывающей пленки из нефтеуловителей, масел дизельных отработанных, масел индустриальных отработанных с последующей откачкой. Откачка жидкости производится насосами НН-5, НН-6 на блок подготовки ловушечной нефти или в линию поступления обезвоженной нефти с Карповской УПСВ, через счетчик ТОР1-50.

БЛОК ПОДГОТОВКИ ЛОВУШЕЧНОЙ НЕФТИ Блок состоит из диспергатора и дегидратора ДГ-1 (реактора). Уловленная нефть (нефтешлам) насосами НН-5,6 или

эжекторными насосами с Кабановских очистных сооружений или насосами блока слива нефти НН-8,9,10, подается в линию на ПП-1,6 № 1 где нагревается до 50-700С, откуда либо через диспергатор где происходит частичное разрушение бронирующих оболочек, либо минуя его поступает в реактор ДГ-1 где происходит разделение нефтешламов на

Консорциум « Н е д р а »