Карповского месторождения

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 »

38

При хранении, транспортировании и использовании химпродукта должны применяться меры, исключающие его разлив, повреждение тары, возникновение возгорания, а также попадания на почву, растительность и в водоемы,

используя герметичную тару. Продукт следует хранить в крытых помещениях, снабженных вентиляцией, в упаковке изготовителя, в местах, защищенных от попадания прямых солнечных лучей, при температуре от минус 50 0С до 30 0С.

Должны соблюдаться условия совместного хранения химических веществ, согласно соответствующими государственными стандартами, вдали от нагревательных приборов, источников огня, искро-образования и органических веществ..

Химпродукт представляет собой малотоксичный продукт, без запаха, по ГОСТ 12.1.007-76 относится к 4 классу опасности (малоопасные вещества).

При попадании химпродукта на кожу или слизистые оболочки глаз - необходимо загрязненные поверхности смыть большим количеством проточной воды в течение 10-15 минут. При случайном вдыхании - пострадавшему необходимо:

обеспечить доступ свежего воздуха, тепло и покой, при необходимости консультация врача.

При случайном попадании внутрь - необходимо обильное питье воды, уголь, солевое слабительное, вызвать рвоту

(если пострадавший находится в сознании), обратиться к врачу. При ожоге - асептическая повязка, обратиться к врачу.

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Технологической схемы установки

Консорциум « Н е д р а »

39

Сырьем, поступающим на УПН «Красноярская», является газосодержащая водонефтяная эмульсия и свободная вода, приходящая двумя потоками по напорным трубопроводам через задвижки № 82,84,83 с УПСВ Северо-Каменское и Гуровского купола (обводнённость 80-85 %) с давлением до 0,8 МПа и через задвижки № 79,80,81 с Красноярского и частично с Белозёрского месторождений (обводнённость 93-90 %) с давлением до 0,8 МПа. Для осуществления технологического процесса обезвоживания нефти в сырьё подается реагент – деэмульгатор. Деэмульгатор подается дозировочными насосами блока реагентного хозяйства БРХ. Реагент – деэмульгатор подается в сырье (продукцию скважин) непосредственно у точки врезки подходящего трубопровода с УПСВ «Северо-Каменская» и трубопровода с Красноярского месторождения. Он вводится через задвижку №140 с удельным расходом реагента 60-70гр/тн., в товарном виде. Контроль за расходом деэмульгатора осуществляется при помощи мерной трубки по месту. После обработки реагентом – деэмульгатором, продукция скважин смешивается в один поток и через задвижку № 204 поступает в трёх фазный сепаратор нефти (далее ТФС) объёмом 200 м3, диметром 3400 мм и внутренней перегородкой между секциями высотой 2200 мм., где при давлении 0,5 МПа происходит отстаивание свободной воды.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в отстойной секции поддерживается в интервале 1000-2300 мм, контроль производится уровнемером У-1500 (LT-52,53) с передачей сигнала на щит контроля и управления в операторную (LTY-

52,53) и поворотным проб отборным краном, жидкость после определения межфазных уровней по системе канализационных трубопроводов, сбрасывается в заглубленную канализационную ёмкость КЕ-1 и далее через задвижку №78 насосом НБ-32 откачивается в Красноярский нефтепровод на входе УПН. Контроль давления (PI-24) ведётся по ТМ по месту установки. Уровень раздела фаз «нефть-газ» в сепарационной секции ТФС поддерживается в интервале 850-

Консорциум « Н е д р а »

40

2300 мм, контроль производится уровнемером У-1500 (LT-52) с передачей сигнала на щит контроля и управления в операторную (LTY-52). Уровень нефти в сепарационной секции поддерживается при помощи изменения количества нефти отводимой из ТФС через задвижку №212, что осуществляется посредством ручного регулирования задвижки №212. Для предотвращения превышения давления на ТФС установлены два предохранительных клапана Ду 100 Ру 16,

(с давлением тарировки 1,6 МПа). Аппарат оснащен техническим манометром (PI-51) с контролем давления по месту.

На установке существуют две схемы подачи попутного нефтяного газа после первой и второй ступени сепарации.

Первая схема при работающих газовых сепараторов С-1,2 следующая. Отделившийся газ в ТФС и О-2 через задвижки

№ 220,192 проходит в газовые сепараторы С-1 или С-2 и далее через задвижку № 92,69 через сепаратор центробежный вихревой (СЦВ-Г), через СИКГ , СФ-1 подаётся на факел для дальнейшей утилизации. Для подачи газа в газопровод на ОГПЗ, газ с ТФС, О-2 через задвижки № 220,192 проходит в газовые сепараторы С-1 или С-2 и далее через задвижку №5 через сепаратор центробежный вихревой (СЦВ-Г), через СИКГ отправляется на Алакаевскую ГКС. Вторая схема подачи попутного нефтяного газа при выведенных из эксплуатации газовых сепараторов С-1,2. Отделившийся газ в ТФС и О-2 через задвижки № 220,192,9 минуя г/с С-1,2 и далее через задвижки № 8,7,5,149,69 через сепаратор центробежный вихревой (СЦВ-Г), через СИКГ , СФ-1 подаётся на факел для дальнейшей утилизации. Для подачи газа в газопровод на ОГПЗ, газ с ТФС, О-2 через задвижки № 220,192,9 минуя г/с С-1,2 и далее через задвижку №102,10 через газовый сепаратор С-14, через задвижки №117,7 сепаратор центробежный вихревой (СЦВ-Г), через СИКГ отправляется на Алакаевскую ГКС. В случае аварии на газопроводе, поставки газа на ЗАО «ОГПЗ», а так же при аварийных и плановых остановках ОГПЗ, согласно действующей технологической схеме в соответствии с ранее выполненным проектным

Консорциум « Н е д р а »

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 »

41

решением, выделившийся газ через средство измерения количества газа (СИКГ), направляется на факел для дальнейшей утилизации. Капельная жидкость и газовый конденсат скопившийся в газовых сепараторах С-1,С-

2,С-14 через дренажные задвижки № 95, 86, 109 откачивается вакуумным бойлером и сливается в заглубленную канализационную ёмкость КЕ-1 объёмом 60м3 с поплавковым уровнемером с выводом показаний по месту. Уровни жидкости в газовых сепараторах контролируются поплавковыми уровнемерами РУПШ (LI-20,21) по месту и поддерживаются в интервале 0-2000 мм, газовые сепараторы оснащены техническими манометрами (PI-16,17,23) с контролем давления по месту. Температура поступающей в ТФС жидкости составляет, в холодный период до 10 0С, в тёплый период года до 25 0С. Для термической обработки эмульсии в холодный период года, осуществляется подогрев жидкости до 40 градусов острым паром. Подача пара осуществляется в отстойную секцию ТФС через приёмный патрубок врезанный в среднию часть сферического днища. После частичного сброса свободной воды с ТФС, нефть с содержанием воды до 10-20% через задвижку № 212, 205 206, 207 подаётся в блок унифицированный обезвоживания нефти (далее БУОН) объёмом 200 м3 и диаметром 3400 мм. Уровень раздела фаз нефть-вода поддерживается в интервале

850-2300 мм, контроль производится уровнемером У-1500 (LT-46) с передачей сигнала на щит контроля и управления в операторную (LTY-46) и поворотным проб отборным краном. Аппарат оснащен техническим манометром (PI-45). Для предотвращения превышения давления на БУОН, установлены два предохранительных клапана Ду 100 Ру 16.

Пластовая вода с нижней части аппарата ТФС через задвижку № 35,36,190 и БУОН через задвижку № 209,222, поступает в водяную буферную емкость О-3 объёмом 176 м3. Уровень раздела фаз нефть-вода поддерживается в интервале 1100-2900 мм, контроль уровня производится уровнемером У-1500 (LT-47) с передачей сигнала на щит

Консорциум « Н е д р а »

42

контроля и управления в операторную (LTY-47). Для предотвращения превышения давления на аппарате установлены предохранительный клапан Ду 100 Ру 16. Аппарат оснащен техническим манометром (PI-50) с контролем давления по месту. Отделившаяся пластовая вода поступает на фильтр динамический универсальный через задвижки № 123, 127, где происходит её доочистка от нефтепродуктов. Скапливающаяся в верхней части фильтра уловленная нефть периодически сбрасывается через задвижки 128, 130, 121 в канализационную емкость КЕ-1 или через задвижки 128, 130, 120 в буферную емкость О-2. Аппарат оснащен двумя техническими манометрами (PI-70 и PI-71) с контролем давления по месту. Доочищенная вода через задвижки 125, 124 поступает на приём водяных насосов № 1,2, 3 (ЦНС-300/360), 4 (ЦНС

180/425), 8 (ЦНС 13/350). Далее вода с насосов №1, 2, 3, 4 и далее через первичный измерительный преобразователь

(FE-54) с передачей сигнала на щит контроля и управления в операторную (FIY54) через задвижки №№157 202, 198 в поглощающие скважины №№1,2,4,519,522 Красноярского месторождения. Давление в трубопроводе контролируется датчиком давления МИДА (PIA44) c выводом аварийного сигнала в операторную (PY-44). С в/насоса№8 через первичный измерительный преобразователь (FE-39) с передачей сигнала на вторичный прибор, установленный по месту

(FIY39) через задвижки №№ 132,15,16 закачивается в нагнетательные скважины №№ 105,110,112,130,405 Красноярского месторождения, давление на водоводе контролируется по месту ТМ (PI-40). В/насос № 4 также возможно использовать, при необходимости, для закачки воды в нагнетательные скважины через задвижки №№ 25,15,16. Уловленная нефть в буферной ёмкости воды О-3, через задвижки №52, 46 периодически сбрасывается в буферную емкость нефти О-2. В буферной ёмкости нефти О-2, уровень раздела фаз «нефть – газ» поддерживается на отметке 1000-

2500 мм от днища аппарата. Допустимые колебания межфазного уровня в пределах 1500 мм. Контроль за положением

Консорциум « Н е д р а »

43

межфазного уровня осуществляется при помощи уровнемера У-1500 (LT-48) показания первичного прибора выводятся

воператорную(LТY-48). Аппарат оснащен техническим манометром (PI-49) с контролем давления по месту. Для предотвращения превышения давления на аппарате установлены предохранительный клапан Ду 100 Ру 16. Отсепарированная нефть с процентом обводнённости до 5%, через задвижку №152 постоянно поступает на прием насосов внешней откачки №6,7 и далее через УУН по рабочей или резервной линии (FE-87,88) с передачей сигнала на щит контроля и управления в операторную (FIY87,88 ) откачивается на УПН «Алакаевская».Для контроля процента обводнённости, часть нефти через задвижки № 151 154,110, расходомер (FI-41), через блок качества нефти (БКН), с установленным автоматическим проб-отборным устройством и влагомером. Давление на напорном нефтепроводе контролируется датчиком давления (PIA-42). с выводом показаний и передачей звукового аварийного сигнала в операторную (РIY-42)

Для приёма нефти с объектов ЦПНГ-4, правая Волга (УПН Зольненская, УПН Яблоневый Овраг, УПН Жигулёвская) общим объёмом до 200 м3/сут, со скважин Волгановского месторождения и приёма сторонней нефти с Колпинского месторождения (бойлерные перевозки) на УПН «Красноярская» находится пункт слива нефти (ПСН), оборудованный сливной эстакадой. В состав оборудования входят, заглубленная ёмкость ЕП-2 объёмом 160 м3, уровень

вёмкости поддерживается в пределах 700 - 2900мм. (LT-4), контроль уровня осуществляется уровнемером У-1500 с выводом показании в вагон-домик (LTY-4), ливневая канализационной ёмкостью КЕ-2 ,объёмом 10 м3 , для контроля уровня установлен уровнемер У-1500 (LT-1) с выводом показаний в вагон-домик сливщиков-разливщиков ,уровень в

Консорциум « Н е д р а »

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 »

44

ёмкости поддерживается не более 1400 мм. При заполнение канализационной ёмкости КЕ-2, откачивается вакуумным бойлером и сливается в КЕ-1. Откачка с заглубленной ёмкости ЕП-2 возможно вести по трем схемам

По первой схеме откачка из емкости ЕП-2 ведётся поочерёдно двумя насосами внутренней перекачки НВЕ 50/50 (рабочий и резервный) через задвижки №№137, 138, 13 через узел учета нефти и далее через задвижки №№ 2, 11, 41, 55 подается на прием насосу №10 ЦНС 60/99, после чего через задвижки № 54, 57 поступает на входящий трубопровод с Красноярского месторождения, Контроль давления раскачки осуществляется двумя манометрами ТМ (PIA-2. PIA-3) на выкидных линиях насосов НВЕ 50/50 с выводом звуковой сигнализации в вагон-домик сливщиков – разливщиков (PY-2. PY-3), а также на приемном и выкидном трубопроводах насоса № 10 ЦНС 60/99.

По второй схеме откачка из емкости ЕП-2 может производиться насосом НВН 50/120. Откачиваемая нефть через задвижки №№ 137,138,13, через узел учёта нефти и далее через задвижки №№ 56, 57 поступает на входящий трубопровод с Красноярского месторождения. Контроль давления раскачки осуществляется ЭКМ (PIA-2, PIA-3) на выкидных линиях насосов НВН 50/120.

По третьей схеме откачка из емкости ЕП-2 может производиться поочерёдно двумя насосами внутренней перекачки НВЕ 50/50 (рабочий и резервный) через задвижки №№137, 138, 13 через узел учета нефти и далее через задвижки №№ 2, 85 поступает в буферную емкость О-2. Контроль давления раскачки осуществляется двумя ЭКМ (PIA-2. PIA-3) на выкидных линиях насосов НВЕ 50/50 с выводом звуковой сигнализации в вагон-домик сливщиков – разливщиков (PY-2. PY-3).

Консорциум « Н е д р а »