Карагайского месторождения

81

Уровень жидкости (нефти) в резервуарах контролируется приборами ВМ-70 (по схеме LIE-7 на РВС-4, LIE-6 на РВС-5, LIE-8 на РВС-8). Уровень раздела фаз в РВС определяется при помощи электронной измерительной рулетки или по пробоотборным кранам, установленным на различных уровнях (сниженный пробоотборник).

По мере накопления жидкость из резервуаров через задвижки №№ 385; 391; 308; 308', 309, 309', 388; 382; 380

подается на прием насосов внутренней перекачки и насосами Н-1, 2, 3 при давлении 7,0-14,6 кгс/см2 на выкиде насосов через задвижки №№ 387, 383, 381, 244, (117 для НО-5, 6) 126 для НО - 4 перекачивается в «голову» технологического процесса для подготовки. Раскачка РВС ведется до уровней, утвержденных в нормативных остатках. Контроль давления на выкиде насосов внутренней перекачки осуществляется техническими манометрами с показаниями по месту (PI-88 на Н-1, PI-86 на Н-2, PI-84 на Н-3). Давление на приеме насосов также контролируется техническими манометрами по месту (PI-87 на Н-1, PI-85 на Н-2, PI-83 на Н-3).

Технологические утечки жидкости через сальниковые уплотнения насосных агрегатов внутренней перекачки направляются в подземную дренажную емкость ДЕ-4, сюда также сбрасываются дренажи и стоки с аварийного резервуара РВС-8. Откачка жидкости из ДЕ-4 производится при помощи дренажного насоса НВ 50/50 под давлением

2,0-5,0 кгс/см2 в резервуары аварийные РВС-4, 5 при достижении уровня жидкости верхнего предельного значения

1400 мм. Контроль давления на выкиде насоса производится по техническому манометру (PI-93), а контроль уровня жидкости в емкости осуществляется с помощью установленного по месту сигнализатора уровня (LSA-94) с контактным устройством, срабатывающим при верхнем предельном значении параметра с подачей сигнализации в операторную.

Консорциум « Н е д р а »

82

Для сбора дождевых стоков и утечек предусмотрена промливневая канализация, состоящая из системы взаимосвязанных колодцев и дренажной емкости ДЕ-3, откачка жидкости из которой производится при помощи дренажного насоса НВ 50/50 в аварийные РВС при достижении уровня жидкости верхнего предельного значения

1700 мм. Достижение данного уровня накопившейся жидкостью сопровождается срабатыванием сигнализации в операторной за счет поступающего сигнала с установленного по месту сигнализатора уровня (LSA-90). Давление на выкиде дренажного насоса контролируется по показаниям технического манометра (PI-89), установленного по месту.

Существует схема, предусматривающая подготовку жидкости поступающей с УПСВ С-Дзержинская последовательно в отстойниках НО-2, НО-4, с целью увеличения времени отстоя жидкости. При последовательной работе нефтеотстойников поток через задвижку № Д1, Д4 поступает в НО-2. Подготовленная нефть из отстойника НО-2

через задвижки №№ 248, Д7, Д8, Д6, 126 поступает на вход в нефтеотстойник НО-4 и далее через задвижку № 250 подается на вторую ступень отстоя в нефтеотстойники НО-8,9. Сброс воды с НО-2 осуществляется через задвижки

№№256, 257, с нефтеотстойника НО-4 через задвижки №№ 261, 262.

Сцелью отдельной подготовки и учета нефти Горбатовского месторождения предусмотрена схема подачи подготовленной нефти из нефтеотстойника НО-7 в РВС-№4,5,8. Подготовленная в нефтеотстойнике НО-7 нефть через задвижки №№ 289, 289× (при закрытой задвижке № 288) поступает в КСУ и для дальнейшей подготовки в РВС-4, 5, 8.

Выводы и рекомендации

Проектная мощность УПСВ «Горбатовская» по поступающей жидкости составляет 17800 м3/сутки, сброс

осуществляется до 2-3% остаточного водосодержания.

Консорциум « Н е д р а »

83

В настоящее время на установку поступает порядка 12000-12500 м3/сут, Процент загрузки составляет 67-70%.

Таким образом, дополнительного емкостного не требуется. УПСВ работает в штатном режиме.

. Подготовки нефти до товарных кондиций на установках подготовки нефти №1,2

Установки подготовки нефти № 1 и № 2 (УПН №1, УПН №2) предназначены для обезвоживания, обессоливания и

стабилизации девонских и угленосных нефтей, поступающих со следующих месторождений:

-угленосная нефть Кулешовского месторождения;

-угленосная нефть Лебяжинско-Бариновского месторождения в смеси с нефтью с Горбатовской группы месторождений;

-угленосная нефть Южной группы месторождений.

Установки № 1 и № 2 входят в состав ЦПНГ-5.

ЦПНГ-5 находится на территории Нефтегорского нефтегазоносного района Самарской области вблизи г.

Нефтегорска.

Проектная производительность установки 12 млн. тонн нефти в год.

За время эксплуатации установки существенной реконструкции не подвергались.

Состав сооружений объекта:

В состав сооружений объектов входят:

Консорциум « Н е д р а »

84

-установка подготовки нефти № 1;

-установка подготовки нефти № 2.

-В состав установок подготовки нефти в свою очередь входят:

-теплообменники подогрева сырой нефти;

-электродегидраторы (работают как отстойники);

-отстойники;

-промежуточные (буферные) емкости для нефти;

-теплообменники стабильной нефти;

-колонна стабилизации нефти;

-печи подогрева нефти;

-насосы сырой нефти;

-насосы обессоленной нефти;

-насосы откачки стабильной нефти;

-насосы циркуляции стабильной нефти;

-насосы (орошения) для поддержания температуры верха колонны;

-насосы циркуляции щелочи;

-насосы подачи воды, реагента в процесс.

Консорциум « Н е д р а »

85

Также в состав установок входят емкости свежей воды, аварийная; бензосепараторы, холодильники –

конденсаторы.

Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Характеристика исходного сырья

Сырьем для УПН № 1, УПН № 2 является нефть, добываемая с девонских и угленосных пластов Кулешовского, Лебяжинско-Бариновской, Горбатовской и Южной группы месторождений.

Характеристики нефти, попутного нефтяного газа и пластовой воды приведены в табл. 6.1 (показатели усредненные).

Таблица 6.1

Характеристики нефти, попутного нефтяного газа и пластовой воды

Консорциум « Н е д р а »

86

Консорциум « Н е д р а »

87

Характеристика готовой продукции

Готовой продукцией является нефть I-ой группы качества, согласно ГОСТ Р51858-2002 и этановая фракция,

согласно ТУ 38.101524-83

Характеристика изготовляемой продукции представлена в табл. 6.2 и 6.3.

Таблица 6.2

Характеристика подготовленной нефти по ГОСТ Р 51858-2002

Консорциум « Н е д р а »

88

Таблица 6.3

Характеристика этановой фракции по ТУ 38.101524-83

Консорциум « Н е д р а »