Кинель-Черкасского месторождения

27

№ 3 сбрасывается на установку №4. Газ из сепараторов второй ступени разгазирования технологической нитки № 3/1 поступает на ОГПЗ, а с третьей ступени технологической нитки № 3/1 – подается на ГКС-1 и далее так же поступает на ОГПЗ. Газ из сепараторов второй ступени разгазирования технологической нитки № 3/2 подается на ГКС-2 и далее на ОГПЗ.

Подготовка нефти девонских пластов на установке № 3/1

Девонская бессернистая нефть с объемной долей воды до 80 % под давлением не более 4,0 кгс/см2 и с температурой не более 40 °С через задвижки №№ 1115, 706, 707, 514, 224а, 225, 225, 225б, 220, 224, 906, 235а, 726, 843 поступает в нефтегазовые сепараторы второй ступени Б-1, Б-2, Б-12, Б-13. Первая ступень сепарации осуществляется на сепарационных установках на месторождениях. Газ из аппаратов через задвижки №№ 851, 711, 713, 740, 749, 1009 направляется на ОГПЗ.

Уровень раздела фаз «эмульсия-газ» в сепараторах Б-1, 2, 12, 13 поддерживается в пределах 1250 - 1500 мм от нижней образующей аппаратов с помощью запорной арматуры, установленной на выходе нефти и контролируется по приборам РУПШ-40 с выводом показаний и сигнализацией предельных значений (нижних и верхних) в операторной.

На сепараторах Б-1, 2, 12, 13 установлено по два предохранительных клапана: один рабочий, другой резервный. Сброс газа с предохранительных клапанов производится в атмосферу.

В трубопровод на выходе с аппаратов Б-12, Б-13 подается дренаж с КД-1, КД-2, КД-3, ЭДШ-1, ЭДШ-4, и горячая струя через задвижки №№ 490, 491, 492, 493, 494, а также реагент-деэмульгатор через задвижку № 234а с установки №

Консорциум « Н е д р а »

28

1 для разрушения водонефтяной эмульсии и улучшения качества отстоя в резервуарах. Расход деэмульгатора (в

граммах на 1 т нефти) устанавливается в зависимости от обводненности нефти, поступающей на установку. Также реагент-деэмульгатор подается в трубопровод на входе в Б-1 через задвижку № 906а

После Б-1, 2, 12, 13 водонефтяная эмульсия самотеком через задвижки №№ 904, 709, 907, 1051, 1052, 806, 808, 880, 887, 234, 842,1113, 1114, 884, 1115, 1117 поступает в сепараторы третьей ступени сепарации Б-8, 9, 18, 19, 20, 21. В сепараторах Б-8, 9, 18, 19, 20, 21 происходит разгазирование нефти при давлении не более 0,4 кгс/см2. Газ из аппаратов

через задвижки №№ 837, 838, 1067, 1123, 1124, 1068, 1120,1122, 220, 1021, 1069, 1081 направляется на ГКС.

Уровень раздела фаз «эмульсия-газ» в сепараторах Б-8, 9, 18, 19, 20, 21 поддерживается в пределах 1250 – 1500

мм от нижней образующей аппаратов с помощью запорной арматуры, установленной на выходе нефти и контролируется по приборам РУПШ-40 с выводом показаний и сигнализацией предельных значений (нижних и верхних) в операторной.

После Б-18, 19, 20, 21 водонефтяная эмульсия самотеком через задвижки №№ 1061, 1060, 1062, 1084, 848, 432а, 434,

435, 386, 387, 131, 132, 560, 400, 416, 424, 423, 440, 421, 419, 645, 595, 597, 599, 601, 603, 605, 101, 102, 201, 202, 301, 302, 401, 402, 501, 502, 601, 602 поступает в резервуары РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13. Перед резервуарами для улучшения качества отстоя в поток эмульсии подается пар из котельной через задвижку 848а.

Эмульсия с нижней части аппаратов Б-8, Б-9 через задвижки №№ 818, 819, 900, 1034, 1039, 1041 направляется на прием насосов Н-1, 2, 3 (девонская герметизация).

Консорциум « Н е д р а »

29

Девонская нефть насосами Н-1, 2, 3 под давлением 1,0 – 6,0 кгс/см2 через задвижки №№ 1040, 1042, 1043, 184,1070,

593, 596, 600, 602, 604, 606, 101, 102, 201, 202, 301, 302, 401, 402, 501, 502, 601, 602, 595, 597, 599, 601, 603, 605, 645, 419,

421, 424, 131, 132 подается в резервуары РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13. Давление в выкидной линии насосов контролируется по электроконтактным манометрам. При давлении меньше 1,0 кгс/см2 срабатывает сигнализация на АРМ оператора и блокировка насосного агрегата.

Технологические утечки нефти с сальников насосов Н-1, 2, 3 девонской герметизации направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/1.

В резервуарах РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13 происходит отстой нефти при температуре не более 40 °С. Температура в РВС-

1, 2, 3, 4, 5, 6 замеряется термометрами с передачей данных на АРМ, температура в РВС-13 замеряется переносными термометрами по месту (TI-×). Резервуары РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13 оборудованы уровнемерами BM с показаниями по

месту и выводом их на АРМ оператора с сигнализацией верхнего, нижнего предупредительных и верхнего и нижнего

аварийных уровней для нефти, верхнего и нижнего аварийных уровней для воды. Уровень нефти в резервуарах РВС-1,

2, 3, 4, 5, 6, 13 поддерживается в пределах 800 – 1000 см от дна аппарата с помощью запорной арматуры, установленной на выходе нефти. При уровне больше 1000 см и меньше 800 см срабатывает предупредительная сигнализация на АРМ оператора. При уровне нефти больше 1020 см и меньше 780 см срабатывает аварийная

сигнализация, при этом блокировка отсутствует (автоматическое отключение насосных агрегатов). Уровень воды в резервуарах поддерживается в пределах 250 – 450 см от дна аппарата с помощью запорной арматуры,

Консорциум « Н е д р а »

30

установленной на выходе воды. При уровне больше 450 см и меньше 250 см срабатывает аварийная сигнализация, при этом блокировка отсутствует.

Обезвоженная нефть с резервуаров РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13 самотеком через заборные стояки, расположенные на высоте 7 м через задвижки №№ 103, 104, 203, 204, 614, 303, 304, 403, 404, 851, 503, 504, 603, 604, 613, 133, 134, 422, 65а, 756, 753, 755, 251, 557, 760а, 767 подается на прием насосов Н-1, 3, 5 головной нефтенасосной. На прием этих же насосов подается обезвоженная девонская нефть с установки № 3/2 через задвижку № 431. Обвязкой также предусмотрена подача обезвоженной нефти с установки № 3/2 при высоком содержании воды в любой из резервуаров РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13 через задвижки №№ 426, 640, 596, 593, 600, 602, 604, 606, 430, 421, 424. Девонская нефть насосами Н-1, 3, 5 под давлением 3,0 – 16,0 кгс/см2 через задвижки №№ 843, 788, 521, 769, 760, 784, 786, 256, 763, 764, 920

перекачивается на установку № 1. Давление в выкидных линиях насосов контролируется по электроконтактным манометрам. Технологические утечки нефти с сальников насосов Н-1, 3, 5 головной нефтенасосной направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/1.

При остановке установки № 1 девонская нефть с резервуаров РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13 подается на прием насосов Н-1,

3, 4 головной нефтенасосной через задвижки №№ 103, 104, 203, 204, 614, 303, 304, 403, 404, 851, 503, 504, 603, 604, 613,

416, 133, 134, 422, 65а, 769а, 770, 756, 753, 755, 750, 754 и перекачивается на установку № 3/2.

Девонская нефть насосом Н-1, 3 под давлением 3,0 – 16,0 кгс/см2 через задвижки №№ 843, 785, 784, 769, 760, 648, 422а, 516, 517 перекачивается на установку № 3/2. Давление в выкидной линии насосов контролируется по электроконтактным манометрам.. Девонская нефть насосом Н-4 под давлением 3,0 – 10,5 кгс/см2 через задвижки

Консорциум « Н е д р а »

31

№№ 768, 347 перекачивается на установку № 3/2. Давление в выкидной линии насоса контролируется по электроконтактному манометру. Технологические утечки нефти с сальников насосов Н-1, 3, 4 головной нефтенасосной направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/1.

Отстоявшаяся в резервуарах пластовая вода самотеком сбрасывается через задвижки №№ 105, 105а, 205, 205а, 305, 305а, 405, 405а, 436б, 436, 436а, 1200 505, 505а, 605, 605а, 70, 135, 135а, 1202, 69 на установку № 4/1 в РВС-31, 32.

Для обеспечения «дыхания» резервуары РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13 подсоединяются через дыхательные клапаны КДС-

1500, КДС-3000, задвижки №№ 106, 206, 306, 406, 506, 626, 136 и газоуравнительную линию, установке улавливания легких фракций (УУЛФ). Конструкция дыхательных клапанов КДС-1500, КДС-3000 позволяет им работать как в режиме дыхательных так и в режиме предохранительных.

Существующая обвязка позволяет в аварийных ситуациях нефть после второй ступени направлять, минуя сепараторы Б-8, 9 через задвижки №№ 708, 716, 715 и минуя сепараторы Б-18, 19, 20, 21 через задвижки №№ 817б, 649, 559 сразу в резервуары РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13.

Технологические резервуары РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13 имеют одинаковую конструкцию. Конкретные резервуары и количество для задействования в работе выбираются исходя из сложившейся производственной ситуации. Существующая обвязка позволяет использовать любой из технологических резервуаров в качестве товарных. Конкретные сепараторы второй, третьей ступени разгазирования и количество их задействованных в работе также выбирается исходя из сложившейся производственной ситуации.

Консорциум « Н е д р а »

32

На установки № 3/1 установлены насосы Н-12, Н-15 резервной нефтенасосной. Данные насосы постоянно в технологической схеме не используются, а запускаются при необходимости внутрипарковой перекачки.

Подготовка нефти уленосных пластов на установке № 3/2

Угленосная сернистая нефть с объемной долей воды до 85 % под давлением не более 0,4 кгс/см2 через задвижки №№ 382, 383, 389, 390, 393, 392, 394, 136, 149, 157, 141, 370, 377, 379, 305, 356, 380, 355, 354, 381, 351, 384,

385, 387, 171, 116, 130, 142, 170, 186, 169, 172 поступает в нефтегазовые сепараторы второй ступени Б-4, 5, 6, 7.

Первая ступень сепарации осуществляется на сепарационных установках на месторождениях. Давление во входных трубопроводах контролируется с помощью технических манометров.

Также на установку подается нефть от пункта слива ЗАО «Самара-Нафта» по одному из двух трубопроводов (один рабочий, другой резервный) через задвижки №№ 510, 511.

В сепараторах Б-4, 5, 6, 7 происходит разгазирование нефти при давлении не более 0,4 кгс/см2.

Давление газа в Б-4, 5, 6, 7 поддерживается вручную с помощью запорной арматуры на трубопроводах выхода газа из аппаратов и контролируется по электроконтактным манометрам с сигнализацией верхнего предельного значения в операторной, а также по техническим манометрам. Газ из аппаратов через задвижки №№ 161, 163, 155, 134, 135, 181, 182, 183 двумя потоками направляется на ГКС. В аварийных ситуациях газ подается через задвижки №№ 200, 201 на факел для сжигания.

Консорциум « Н е д р а »

33

Уровень раздела фаз «эмульсия-газ» в сепараторах Б-4, 5, 6, 7 поддерживается в пределах 500 – 1500 мм от нижней образующей аппаратов с помощью запорной арматуры, установленной на выходе нефти и контролируется

деэмульгатора (в граммах на 1 т нефти) устанавливается в зависимости от обводненности нефти, поступающей на установку. Также в поток угленосной нефти перед сепараторами Б-4, 5, 6, 7 подается горячая струя с блока № 1 через задвижку № 132, горячая струя с блока № 1 через задвижки №№ 123, 367, дренаж воды с ОШ-1/1, 1/2, 1/3, 1/4 ЭДШ-1/1,

1/2, 1/3, 1/4 установки № 2 через задвижки №№ 131, 366, 146 для подогрева нефти и улучшения качества отстоя в резервуарах.

Температура подогретой нефти не должна превышать 40 °С. Контроль температуры производится местно с помощью переносных термометров (TI-×).

После Б-4, 5, 6, 7 водонефтяная эмульсия самотеком через задвижки №№ 153, 156, 162, 164, 245, 377, 57, 59, 376,

25, 27, 173, 174, 175, 177, 176, 179, 152, 244, 239 поступает в резервуары РВС-17, 18, 21, 22. В резервуарах РВС-17, 18,

21, 22 происходит отстой нефти при температуре не более 40 °С.

Консорциум « Н е д р а »

34

Температура замеряется переносными термометрами (TI-×). Резервуары РВС-21, 22 оборудованы уровнемерами с

местным показанием и выводом показаний на АРМ оператора с сигнализацией верхнего аварийного уровня

жидкости. Для измерения уровней в резервуарах РВС-17, 18, а также в РВС-21, 22 используется электронная улетка. Данным способом можно определить уровень нефти и уровень раздела фаз «нефть-вода». Уровень нефти в резервуарах РВС-17, РВС-18 поддерживается в пределах 800 – 1000 см летом и 800 – 950 см зимой от дна аппарата, в РВС-21, 22

поддерживается в пределах 800 – 1050 см летом и 800 – 1000 см зимой от дна аппарата с помощью запорной арматуры, установленной на выходе нефти. При уровне больше 1050 см летом и 1000 см зимой на РВС-21, 22 срабатывает аварийная сигнализация, при этом блокировка отсутствует. Уровень воды в резервуарах поддерживается в пределах 250

– 450 см от дна аппарата с помощью запорной арматуры, установленной на выходе воды.

Обезвоженная нефть с резервуаров самотеком через заборные стояки, расположенные на высоте 7 м и 8 м через

задвижки №№ 24, 26, 80, 84, 90, 93, 92, 403, 94, 89, 456, 457, 458, 459 подается на прием насосов Н-1, Н-3

нефтенасосной. Давление на приеме насосов Н-1, Н-3 должно находиться в пределах 0,7 – 1,2 кгс/см2.. Контроль

за величиной давления осуществляется местно при помощи технических манометров .

Угленосная нефть насосом Н-1, 3 под давлением 10,0 – 16,0 кгс/см2 через задвижки №№ 91, 88, 95, 07, 010 направляется на блок № 1 установки № 2. Также угленосная нефть может направляться на блок № 1 установки № 2 по резервной линии через задвижки №№ 91, 88, 95, 07, 11. Давление в выкидных линиях насосов контролируется по электроконтактным манометрам. Технологические утечки нефти с сальников насосов Н-1, 3 нефтенасосной направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2.

Консорциум « Н е д р а »