Карагайского месторождения

107

На каждом из четырех потоков печи расход нефти замеряется диафрагмами FE 25 - 28 (29 - 32), контролируется и регистрируется на диаграмме прибора FRSA-25 – 28 (29 - 32), предусмотрена сигнализация падения расхода и блокировка по отключению топливного газа в печь.

Температура подогрева нефти в печи регулируется в заданных пределах оператором по площадке стабилизации задвижкой, установленной на линии подачи топливного газа к горелкам печи, показание регистрации температуры осуществляется на диаграмме дублирующего прибора TR-9.

Замер температуры над перевалами печей, корпуса печей, отходящих дымовых газов контролируется и регистрируется на диаграмме прибора TR-8.

Для обеспечения безопасного обслуживания печей предусмотрен контроль давления топливного газа к печам по приборам PSA-64 - 67 с сигнализацией и блокировкой, при падении давления газа ниже нормы следует сигнализация и отсечка газа с помощью клапанов – отсекателей 64 - 67, предусмотрена подача пара в печи для продувок в том числе и в аварийных случаях.

Парогазовая смесь ШФЛУ с верхней части колонны К-1 поступает в 6 пар параллельно работающих конденсаторов

– холодильников Х-1/1-6, где охлаждается и конденсируется водой циркуляционного водоснабжения и поступает в бензосепараторы С-1/1, 2.

По своей конструкции бензосепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими крышками объемом 100 м3, оснащен предклапаном со сбросом в Е-4/2.

Консорциум « Н е д р а »

108

Температура верха колонны поддерживается в заданных пределах до 80°С подачей орошения (флегмы), расход флегмы контролируется и регистрируется на диаграмме прибора FR-34.

Регулирование температуры верха колонны, а следовательно, и расхода флегмы осуществляется прибором – регулятором TRC-10 и регулирующим клапаном, установленным на линии подачи флегмы от насоса Н-6/1, 2. Для подачи флегмы используется центробежный одноступенчатый насос с производительностью до 460 м3, напором 10 - 13

кгс/см2, падение на выкиде насоса контролируется техническим манометром.

Температурный режим колонны стабилизации контролируется и регистрируется на диаграммах приборов TR-7, TR- 9, TR-10, TR-11, замер и регистрация температур на конденсаторах Х-1/1-6 осуществляется по приборам TR-7, TR-9, TR12.

Давление в колонне контролируется и регистрируется на диаграмме прибора PIRA-85 и поддерживается в заданных пределах сбросом некондиционного газа из бензосепараторов на ГПЗ, предусмотрена сигнализация превышения давления в колонне.

Сброс давления в заданных пределах до 5-13 кгс/см2 из бензосепараторов осуществляется регулятором давления

PRC-86 и регулирующим клапаном, установленным на линии сброса газа на ГПЗ.

Уровень в кубе колонны стабилизации поддерживается в заданных пределах регулятором уровня LIRCA-50 и

регулирующим клапаном 50д, установленным на линии выкида насоса Н-4/1-3 по откачке стабильной нефти на склад,

предусмотрена регистрация и сигнализация падения или превышение уровня.

Консорциум « Н е д р а »

109

Уровень в бензосепараторах поддерживается в заданных пределах регулятором уровня LIRCA-51, 52 и

регулирующим клапаном, установленным на линии откачки бензина в отстойники О-3/1, 2, на защилачивание бензина.

Во время постоянной работы на тарелках колонны скапливается вода, которая периодически дренируется частично вместе с бензином в баллон - шлюз Б-1.

Дренаж воды осуществляется с четырех тарелок с 21, 25, 29, 33, паровая смесь по уравнительной линии из баллона

– шлюза возвращается в верхнюю часть колонны, а вода после отстоя сбрасывается в промышленную канализацию.

Нейтрализация (защелачивание) нестабильного бензина

Ввиду наличия сероводорода и кислых соединений нестабильный бензин подвергается нейтрализации 15 - 18 %

водным раствором щелочи.

В результате взаимодействия сероводорода со щелочью происходит нейтрализация кислотных соединений.

Процесс нейтрализации протекает по следующей реакции:

H2S+2NaOH=Na2S+2H2O

Защелачивание бензина осуществляется в двух горизонтальных цилиндрических аппаратах со сферическими днищами, объемом 50 м3 каждый.

Бензин поступает в отстойники защелачивания О-3/1, 2 с выкида насосов Н-6/1, 2, подача бензина в отстойники осуществляется в зависимости от уровня бензина в бензосепараторах С-1/1, 2 и регулируется регулятором уровня LRCA-

51, 52 регулирующим клапаном 39г, установленным на линии входа бензина в отстойники.

Отстойники защелачивания работают полным сечением и могут работать как последовательно, так и параллельно.

Консорциум « Н е д р а »

110

Для защиты от превышения давления каждый отстойник защелачивания оснащен спаренным предохранительным клапаном, сброс с предклапанов осуществляется в аварийную емкость Е-4/2.

Щелочь для нейтрализации бензина подается через смеситель на трубопроводе подачи бензина в первый по ходу отстойник защелачивания с помощью центробежного насоса Н-7/1, 2 и этим же насосом осуществляется циркуляция щелочи по схеме: О-3/1, 2 → Н-7/1, 2 → смеситель О-3/1, 2.

Подпитка свежей щелочью осуществляется из резервуаров РВС-200 № 1, 2, 3 насосами, установленными на водонасосной станции (ВНС), которая поступает на прием циркуляционных насосов Н-7/1, 2 или непосредственно в отстойник защелачивания.

Для циркуляции щелочи используется центробежный сальниковый насос типа НК-65/35 с производительностью 35/65 м3/час, напором до 12,5 кгс/см2, напор на выкиде контролируется техническими манометрами PI-7.

В отстойниках защелачивания предусмотрен замер и сигнализация уровня по прибору ДФ-56, контроль и регистрация температуры осуществляется по прибору TIR-7.

Контроль давления в О-3/1, 2 осуществляется по прибору PIA-44 с сигнализацией превышения или понижения давления. Нестабильный бензин из отстойников защелачивания подается в булиты хранения на бензосклад, расход нестабильного бензина замеряется диафрагмой и контролируется и регистрируется на диаграмме прибора FR-39.

Для предотвращения образования кристаллогидратов в трубопровод нейтрального бензина подается дозированная порция метанола от дозирующего насоса.

Отработанная щелочь крепостью 2-3 % в зависимости от качества бензина сбрасывается из емкости защелачивания.

Консорциум « Н е д р а »

111

Для стабильной и безопасной работы производства стабилизации нефти в помещениях производства предусмотрен замер загазованности.

Контроль загазованности с выводом звуковой и световой сигнализации на ЦПУ осуществляется по приборам QA70, QA-71,.

Аварийный сброс с печей предусмотрен в две заглубленные работающие параллельно емкости объемом 25 м3

каждая, жидкость из которых периодически откачивается вертикальным насосом НВ-50. Емкости снабжены уровнемером и манометром.

Факельное хозяйство представляет собой: факельную свечу Ø 250мм; Н = 22 м находится в обваловке за территорией производства на расстоянии 200 м от периметра ограждения. Свеча снабжена дежурным факелом и системой «бегущий огонь» (розжиг вручную). На свечу выведен газ низкого давления с аварийных емкостей Е-4/1-2 и

высокого давления (с блоков стабилизации установок).

Метанольное хозяйство представляет собой емкость объемом 16 м3, укомплектована двумя насосами: НД 2,5-100/63

– для подачи метанола в бензопровод и АСВН-80 – для закачки метанола в емкость с бойлеров.

Водооборотная циркуляционная система

Вода для охлаждения паров ШФЛУ в конденсаторах холодильниках КХ-1/1-6, для отмыва солей в процессе обессоливания нефти, для охлаждения сальников насосов используется из циркуляционной водооборотной системы.

В циркуляционной системе поддерживается давление до 4 кгс/см2 насосами Н-1/1-3, установленными на водонасосной станции (ВНС).

Консорциум « Н е д р а »

112

Для охлаждения оборотной воды в циркуляционной системе имеются градирня, где за счет распыления вентиляторами происходит охлаждение воды и охлажденная вода снова поступает на прием насосов циркуляционной водооборотной системы.

Схемой предусмотрен контроль уровня в приемной камере ВНС с аварийной сигнализацией превышения или понижения уровня.

Воздух КИПиА

Сжатый воздух для контрольно-измерительных приборов и систем автоматики поступает с компрессорной ГПЗ или с местной блочной компрессорной станции (БКСА). На БКСА имеется два компрессора типа КСЭ-50М и ресивер объемом 50 м3.

Выводы и рекомендации

Анализ сложившейся системы подготовки продукции скважин на месторождении, состава, свойств нефти и газа,

пластовой воды позволяет сделать вывод, что требования и рекомендации к системе промысловой подготовки продукции скважин находятся в полном соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора,

транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов», что обеспечивает безопасные условия эксплуатации, сдачу нефти в систему АК «Транснефть» по первой группе качества, охрану окружающей природной среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья.

Консорциум « Н е д р а »

113

6. Система ППД на Карагайском месторождении

Карагайское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1972 году, обустроено и с 1974 года разрабатывается с поддержанием пластового давления в пласте Д1вор.

Эксплуатацию Карагайского месторождения осуществляет ЦДНГ № 6, ОАО «Самаранефтегаз».

В настоящее время для заводнения пласта Д1вор Карагайского месторождения используется пластовая сточная вода, сбрасываемая с Карагайской УПСВ. Избыток пластовых сточных вод, образующихся на УПСВ, утилизируется в поглощающие горизонты (серпуховский или фаменский).

Фонд действующих нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2016 года составляет 6 единиц (№№ 70,72, 169,176,181,182).

Таблица 7.1

Параметры технологического режима закачки воды на 01.01.2016г

Консорциум « Н е д р а »

114

Сбрасываемая пластовая вода в концевом делителе фаз (КДФ) Карагайского месторождения (первый поток)

направляется в аппарат очистки воды О-1 и далее насосом Н-8 (УЭЦН-5А-500-800 – 1шт.) подается в систему ППД.

Вода продукции скважин Восточного и Гайдаровского месторождений (второй поток), сбрасываемая в аппарате Р-1, направляется в водяной буфер Е-1, где происходит очистка пластовой воды и вывод уловленной нефти.

Далее очищенная вода насосом Н-7 (УЭЦН-5А-700-800-1 шт.) подается в систему ППД, а избыток в систему поглощения.

Для системы ППД Карагайского месторождения очищенной пластовой водой с УПСВ предусмотрены следующие объекты и сооружения:

-стендовые скважины в количестве 2 шт. (КНС);

-водораспределительные пункты (ВРП) в количестве 2 шт.;

-система водоводов;

-нагнетательные скважины.

Консорциум « Н е д р а »