Карповского месторождения

45

Нефть в аварийных ситуациях с отстойника О-2 , не может заводится в РВС №11 и РВС №10. В настоящее время резервуары находятся в ожидании ремонта, выведены из эксплуатации, зачищены и отглушены.

Автоматизация технологического процесса

Объектами автоматизации являются следующие сооружения: Технологическая площадка Красноярской УПН:

Технологическая площадка УПН (Аппараты ТФС, БУОН, О-2, О-3, С-1, С-2, С-14)

Насосная внешнего транспорта Узлы замера пластовой воды на нагнетание и поглощение Узел замера приходящей жидкости Узел замера товарной нефти Блок дозирования реагента

Площадка ПСН (слива нефти) Красноярской УПН: Заглубленная ёмкость ЕП-2 V=160 м3

Факельная система Дренажная ёмкость ЕДф-1

Факельный сепаратор Сф-1

Технологическая площадка Красноярской УПН [13]

Консорциум « Н е д р а »

46

Уровень в аппаратах ТФС, БУОН, О-2, О-3, С-1, С-2, С-14, контролируется сигнализатором уровня ТФС-LТ-52,53,

БУОН-LТ-46, О-2 – LТ-48, О-3 – LТ-47, С-1 – LI-21, С-2 – LI-20, С-14 – LI-24, с показаниями уровнемера У-1500 и

сигнализацией предельных значений в помещении операторной.

Давление на аппаратах контролируется с помощью технических манометров с местными показаниями текущих значений давления.

Жидкость с установки с помощью насосных агрегатов подается на Алакаевскую УПН через расходомер, текущие и суммарные показания которого отображаются на вторичном приборе, расположенном на щите автоматики в операторной.

Отделяемая пластовая вода с установки подается через расходомер на утилизацию в нагнетательные и поглощающие скважины.

Местные показания текущего значения давления контролируется датчиком давления установленый на общем коллекторе с отображением сигнализации в помещении операторной.

Предельно допустимая концентрация взрывоопасных паров контролируется стационарным прибором СТМ-10,

датчик которого установлен в помещении насосного хозяйства. Комплект прибора настроен на следующие пороги срабатывания: 20% от НКПВ, 40% от НКПВ.

Товарный парк Красноярской УПН:

Консорциум « Н е д р а »

47

Уровни взлива в технологических резервуарах измеряются с помощью уровнемеров ВМ-70, показания которых отображаются на индикаторе ИРТ-5321, расположенном на щите КИП в помещении операторной, РВС -10, 11 выведены из эксплуатации, отглушены, зачищены, ожидание ремонта.

Предельно допустимая концентрация взрывоопасных паров контролируется стационарным прибором СТМ-10,

датчики которого установлены по периметру товарного парка. Комплект прибора настроен на следующие пороги срабатывания: 20% от НКПВ, 40% от НКПВ.

Площадка слива нефти Красноярской УПН:

На площадке слива нефти уровень в заглубленной емкости ЕП-2, контролируется уровнемером У-1500 (LТ-4), с выводом текущих значений на вторичный прибор. Вторичный прибор смонтирован в операторной слива нефти.

Давление на напорной линии насосного агрегата перекачки с узла слива контролируется по месту при помощи ТМ Предельно допустимая концентрация взрывоопасных паров контролируется стационарным прибором СТМ-10,

датчики которого установлены по периметру ПСН. Комплект прибора настроен на следующие пороги срабатывания: 20% от НПВ, 40% от НПВ. Система сигнализации ПДК взрывоопасных паров и давления на выкиде насосного агрегата расположены в операторной слива-налива.

Факельная система УПН Красноярская [13]

Новая факельная система построена с целью технического усовершенствования и обеспечения безопасной эксплуатации установки согласно приказа № 886/д. Факельная установка предназначена для сжигания периодических

Консорциум « Н е д р а »

48

(аварийных) газовых сбросов от технологического оборудования установки, а так же для освобождения от продукта существующего газопровода на ФС УПН Красноярская в случае остановки на ремонт магистрального газопровода ДНС КриволукскаяОГПЗ на ремонт. Управление розжигом факела и контроль горения пламени осуществляется с помощью средств контроля и розжига факела, входящих в комплект факельной установки. Средствами контроля и розжига факела являются:

-блок запально-сигнализирующий (БЗС);

-блок запорно-регулирующий (БЗР);

-пульт управления местный (ПУМ);

-щит управления и контроля (ЩУК).

Продувка ствола факела и подводящих газопроводов перед зажиганием осуществляется пятикратным объемом азота от баллонной установки. Для розжига дежурной горелки предусматривается подача пропан-бутановой смеси с содержанием пропана не менее 80 % от баллонной установки.

Газ с давлением 0,2 МПа (изб.) из линии газа после сепаратора С-2 через клапан-регулятор давления К-2

направляется в факельный коллектор. Из сепаратора С-16 газ с давлением до 0,07 МПа (изб.) направляется в факельный коллектор.

Топливный газ поступает на блок запорно-регулирующий (БЗР) от приёмного сепаратора газа Красноярской УПН.

Расход топливного газа из сепаратора С-14 в количестве 3,8 - 8 нм3/ч регулируется клапаном регулятором К-1, после которого газ поступает в блок запорно-регулирующий и блок запально-сигнализирующий, откуда подается на пилотные

Консорциум « Н е д р а »

49

горелки факела.

В факельном сепараторе происходит сбор конденсата газа и жидкостных пробок, которые могут образовываться в случае нарушения режимов технологического процесса. После факельного сепаратора газ, по сбросному трубопроводу,

направляется на сжигание в факельный ствол.

В качестве резервного топливного газа предусматривается подача пропана из баллонов в линию топливного перед БЗР. Согласно требованиям п.3.4 ПБ 03-591-03 «Правила безопасной эксплуатации факельных систем» в факельный коллектор предусмотрена подача инертного газа (азота) из баллона для продувки.

Скопившиеся в факельном сепараторе Сф-1 газовый конденсат и жидкие нефтепродукты поступают в дренажную емкость ЕДф-1. По мере накопления конденсат из ЕДф-1 через расходомер (FE85), откачивается насосами Нф-1/1, 2 на вход угленосного потока в трёхфазныё сепаратор нефти (ТФС)

При достижении в емкости максимального уровня Н=1000мм (LSA-83), включается один из насосов Нф-1/1,2

(назначенный оператором рабочим). При достижении аварийного уровня Н=1500мм, включается резервный насос.

Управление насосами предусмотрено автоматически, из операторной и по месту. При запуске насоса автоматически открывается электроарматура на трубопроводе нагнетания.

Для предотвращения замерзания жидкости, попавшей в газопровод, проектом предусматривается обогрев газопроводов, трубопровода откачки газового конденсата из ЕДф-1 и факельного сепаратора саморегулирующимися нагревательными кабелями и теплоизоляция.

Выводы

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 »

50

Установка подготовки нефти (УПН) «Красноярская» предназначена для разгазирования, обезвоживания и термохимической обработки пластовой нефти добываемой со скважин Красноярского, Белозёрского и Северо-

Каменского месторождений с последующей утилизацией пластовых вод.

Сырьем для УПН «Красноярская» является обводненная нефть, добываемая с Красноярского и Северо-Каменского месторождений. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

С Красноярской УПН нефть, подготовленная до товарной кондиции, по нефтепроводу диаметром 273×8 мм подается на СИКН-243 ЛДПС «Похвистнево» и сдаётся ОАО «АК Транснефть».

Технологической схемой предусмотрено поступление продукции скважин на УПН двумя потоками:

-I поток (Н1) – водогазонефтяная эмульсия с участков Красноярского, Северо-Красноярского, Ново-Михайловского

иЗавьяловского месторождений;

-II поток (Н2) – обезвоженная нефть с Карповской УПСВ.

Готовой продукцией является товарная обессоленная нефть отвечающая требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

Проектная мощность установки составляет:

-по жидкости 10000 м3/сут при обводненности до 90% по нефти;

-по нефти до 2500 м3/сут;

-по воде до 7500 м3/сут.

Фактическая производительность установки составляет:

- по жидкости 8000 м3/сут;

Консорциум « Н е д р а »

51

-по нефти до 1700 м3/сут;

-по воде до 6500 м3/сут.

Мощностей установки хватает для выполнения технологического процесса.

Продукция, поступающая на установку совместима.

Готовой продукцией является товарная обессоленная нефть отвечающая требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

Поскольку обводненность поступающей продукции высока, поэтому для для разрушения водо-нефтяных эмульсий используются деэмульгаторы.

Пластовая вода, сброшенная на УПН, в настоящее время утилизируется в системе ППД. В настоящее время качество воды по содержанию мех. примесей и нефтепродуктов соответствует требованиям ОСТ 39- 225-88. 5% попутно выделившегося газа сжигается, остальное используется на собственные нужды установки.

4. Система ППД на Карповском месторождении

По состоянию на 01.01.2016г. Карповское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления в пластах Б-2, Т-1. Для закачки используется подтоварная вода с ЦСП «Карповский» (УПСВ). Закачка осуществляется через систему низконапорных водоводов до кустовой насосной станции-2, затем откачивается на водораспределительный пункт и через систему высоконапорных водоводов в нагнетательные скважины.

На 01.01.2016г. в нагнетательном фонде Карповского месторождения числится 9 скважин. Технологический режим действующих нагнетательных скважин приведен в табл. 6.1 [7].

Таблица 6.1

Консорциум « Н е д р а »

52

Технологический режим работы нагнетательных скважин Карповского месторождения

(по состоянию на 01.01.2016г.)

Из выше сказанного следует, что система ППД представлена низконапорными и высоконапорными водоводами

характеристики которых выражены в табл. 6.2 [8]. Таблица 6.2

Сведения о состоянии водоводов заводнения Карповского месторождения

(по состоянию на 01.01.2016 г.)

Консорциум « Н е д р а »

53

По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что водоводы,

эксплуатируемые:

-до трех лет – новые;

-до десяти лет – средней продолжительности;

-более десяти лет – старые.

Консорциум « Н е д р а »