Кинель-Черкасского месторождения

35

Отстоявшаяся в резервуарах пластовая вода самотеком сбрасывается через задвижки №№ 452, 453, 454, 455, 444, 445, 446, 447, 331, 328, 329, 513, 512 сбрасывается на установку № 4/2 в РВС-30.

Для обеспечения «дыхания» резервуаров РВС-17, 18, 21, 22 предусмотрена газоуравнительная система. Газ «дыхания» резервуаров через дыхательные клапаны КДС-1500 и задвижки №№ 252, 253, 256, 257 по газоуравнительной линии направляется на свечу рассеивания. Конструкция дыхательных клапанов КДС-1500

позволяет им работать как в режиме дыхательных так и в режиме предохранительных.

Технологические резервуары РВС-17, 18, 21, 22 имеют одинаковую конструкцию. Конкретные резервуары и количество для задействования в работе выбираются исходя из сложившейся производственной ситуации. Конкретные сепараторы второй ступени разгазирования и количество для задействования в работе также выбирается исходя из сложившейся производственной ситуации.

Подготовка нефти девонских пластов на установке № 3/2

Девонская бессернистая нефть с объемной долей воды до 80 % под давлением не более 0,4 кгс/см2 через задвижки №№ 362, 124, 358, 359, 140, 125, 119, 118, 120, 360, 187 поступает в нефтегазовые сепараторы второй ступени Б-1, 2, 3, 8. Первая ступень сепарации осуществляется на сепарационных установках на месторождениях. Давление во входных трубопроводах контролируется с помощью технических манометров.

В сепараторах Б-1, 2, 3, 8 происходит разгазирование нефти при давлении не более 0,4 кгс/см2. Газ из аппаратов через задвижки №№ 133, 147, 159, 134, 135, 180, 203, 204, 158, 151 двумя потоками направляется на ГКС. В

Консорциум « Н е д р а »

36

аварийных ситуациях газ подается через задвижки №№ 200, 201 на факел для сжигания. Давление в общем коллекторе не должно превышать 0,4 кгс/см2.

Уровень раздела фаз «эмульсия-газ» в сепараторах Б-1, 2, 3, 8 поддерживается в пределах 500 – 1500 мм от нижней образующей аппаратов с помощью запорной арматуры, установленной на выходе нефти и контролируется приборами местно с сигнализаций предельных значений (нижних и верхних) в операторной.

На сепараторах Б-1, 2, 3, 8 установлено по два предохранительных клапана: один рабочий, другой контрольный. Сброс газа с предохранительных клапанов производится в атмосферу.

В трубопровод на входе в аппараты Б-1, 2, 3, 8 подается реагент-деэмульгатор через кран высокого давления с установки № 2 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 в поток девонской нефти перед сепараторами Б-1, 2, 3, 8 может подаваться горячая струя с блока № 2 установки № 2 через задвижку № 122, дренаж с ОШ-1/3, 1/4 и ЭДШ 1/3, 1/4 через задвижки №№ 342, 222 для подогрева нефти и улучшения качества отстоя в резервуарах. Температура подогретой нефти контролируется местно с помощью переносных термометров (TI-×). В трубопровод на выходе эмульсии из аппаратов Б-1, 2, 3, 8 подается пар из котельной через задвижку № 368 для улучшения качества отстоя в резервуарах

После Б-1, 2, 3, 8 водонефтяная эмульсия самотеком через задвижки №№ 196, 198, 148, 154, 374, 360, 370, 373, 372, 61, 63, 196, 198, 375, 197, 371 поступает в резервуары РВС-19, 20. При необходимости водонефтяная эмульсия

Консорциум « Н е д р а »

37

самотеком через задвижки 378, 67, 68 поступает в резервуары РВС-24, 26. В резервуарах РВС-19, 20, 24, 26 происходит

способом можно определить уровень нефти и уровень раздела фаз « нефть-вода». Уровень нефти 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 через задвижки №№ 60, 62, 406, 65, 66, 301, 97, 85, 82 подается на прием насосов Н-4, 5 нефтенасосной. Давление на приеме насосов Н-4, Н-5 должно находиться в пределах 0,7 – 1,2 кгс/см2.

Контроль за величиной давления осуществляется местно при помощи технических манометров.

Консорциум « Н е д р а »

38

Девонская нефть насосами Н-4, 5 под давлением 10,0 – 16,0 кгс/см2 через задвижки №№ 81 83, 212, 10, 05

направляется на блок № 2 установки № 2. Давление в выкидных линиях насосов контролируется по электроконтактным манометрам.

Технологические утечки нефти с сальников насосов Н-4, 5 нефтенасосной направляются по дренажной линии в

канализационный колодец и далее на установку № 4/2.

Отстоявшаяся в резервуарах пластовая вода самотеком сбрасывается через задвижки №№ 448, 449, 450, 451, 463,

Технологические резервуары РВС-19, 20, 24, 26 имеют одинаковую конструкцию. Конкретные резервуары и количество для задействования в работе выбираются исходя из сложившейся производственной ситуации. Конкретные сепараторы второй ступени разгазирования и количество для задействования в работе также выбирается исходя из сложившейся производственной ситуации.

Резервуары РВС-24, 26 также при необходимости могут быть использованы в качестве товарных. При необходимости девонская нефть может транспортироваться на установку № 3/1. При этом нефть через задвижки №№ 60, 62, 406, 66, 65, 301, 160, 500 направляется самотеком на установку № 3/1. При необходимости могут быть

Консорциум « Н е д р а »

39

задействованы насосы Н-2, Н-6. В этом случае нефть через задвижки №№ 60, 62, 406, 66, 65, 211, 209, 87, 110, 601 подается на прием насосов Н-2, Н-6. Девонская нефть насосом Н-2 под давлением 2,0 – 9,0 кгс/см2 через задвижки №№

86, 167, 213, 500 направляется на установку № 3/1. Давление в выкидной линии насоса контролируется по электроконтактному манометру.

Девонская нефть насосом Н-6 под давлением 2,0 – 5,4 кгс/см2 через задвижки №№ 600, 168, 213, 500 направляется

на установку № 3/1. Давление в выкидной линии насоса контролируется по электроконтактному манометру.

Прием, хранение товарной нефти на установке № 3/1 и перекачка ее на СИКН № 233

Товарная нефть с установки № 1 одним потоком через задвижки №№ 10, 11, 12, 904б, 1011, 185, 186, 187 и

товарная нефть с установки № 2 двумя потоками через задвижки №№ 743, 744, 745, 730, соединяясь в один поток направляется в резервуары товарной нефти РВС-9, 10, 11 через задвижки №№ 1204, 108, 91, 92, 91а, 113, 114, 101,

102. Нефть с установки № 2 может подаваться в резервуары товарной нефти РВС-11, 12, 14 через задвижки № 747, 46,

125а, 145а 115а, 115. Существующая обвязка позволяет направлять товарную нефть в резервуары РВС-7, 8 через

задвижки №№ 211, 75, 85.

Существующая обвязка позволяет направлять товарную нефть в резервуары РВС-9, 10, 11, 12, 14 через задвижки

Консорциум « Н е д р а »

40

Температура нефти в резервуарах составляет 10 – 40 °С замеряется термометрами с передачей данных на АРМ оператора.

Температура нефти в РВС-7, 8, 11 замеряется местно с помощью переносного термометра (TI-×). Резервуары РВС-9,

10, 12, 14 оборудованы уровнемерами «Optiflex 1300C» с показаниями по месту и выводом их на АРМ оператора с сигнализацией верхнего, нижнего предупредительных и верхнего, нижнего аварийных уровней нефти. Резервуары РВС-7, 11 оборудованы уровнемерами ВМ-100А с показаниями по месту и выводом их на АРМ оператора с сигнализацией верхнего, нижнего предупредительных и верхнего, нижнего аварийных уровней нефти. Резервуар РВС-8 оборудован уровнемером (LE-19а) с выводом показаний на АРМ оператора с сигнализацией верхнего,

нижнего аварийных уровней нефти. Уровень нефти в резервуарах РВС-9, 10, 12, 14 поддерживается в пределах 450 – 1000 см. При уровне больше 1000 см и меньше 450 см срабатывает предупредительная сигнализация на АРМ оператора. При уровне нефти больше 1020 см срабатывает аварийная сигнализация, при уровне меньше 400 см срабатывает аварийная сигнализация с отключением электродвигателей работающих насосов Н-1, 2, 3, 4 внешней перекачки. Уровень нефти в резервуарах РВС-7, 11 поддерживается в пределах 200 – 1000 см. При уровне больше

1000 см и меньше 200 см срабатывает предупредительная сигнализация на АРМ оператора. При уровне нефти больше

1020 см и меньше 180 см срабатывает аварийная сигнализация, при этом блокировка отсутствует. Уровень нефти в резервуаре РВС-8 поддерживается в пределах 200 – 1000 см. При уровне больше 1000 см и меньше 200 см срабатывает сигнализация на АРМ оператора, при этом блокировка отсутствует.

Консорциум « Н е д р а »

41

Нефть с резервуаров РВС-9, 10, 11, 12, 14 направляется через задвижки №№ 141, 142, 121, 122, 101б, 105, 95, 115,

115а, 110, 1209, 1211, 1213, 1215, 1217 и фильтры на прием насосов Н-1, 2, 3, 4 внешней перекачки. Давление в линии перед насосами Н-1, 2, 3, 4 внешней перекачки контролируется местно с помощью технического манометра, для дистанционного измерения давления применяются преобразователи давления. При давлении в общем коллекторе перед насосами меньше 0,2 кгс/см2 и больше 1,0 кгс/см2 срабатывает сигнализация на АРМ оператора, при этом

при давлении меньше 0,2 кгс/см2 подается сигнал на отключение электродвигателей работающих насосов Н-1, 2, 3, 4

внешней перекачки. Для местного измерения перепада давления на фильтрах используются технические манометры, устанавливаемые до и после каждого фильтра. Для дистанционного измерения перепада давления на фильтрах используют датчики перепада давления. Давление на приеме насосов контролируется местно с помощью технических манометров, а также дистанционно с помощью электроконтактных манометров. При давлении на приеме работающих насосов меньше 0,2 кгс/см2 и больше 1,0 кгс/см2 срабатывает сигнализация на АРМ оператора, при этом при давлении меньше 0,2 кгс/см2 подается сигнал на отключение электродвигателей работающих насосов Н-1, 2, 3, 4

внешней перекачки.

Товарная нефть насосами Н-1, 2, 3, 4 под давлением 4,0 – 8,0 кгс/см2через задвижки №№ 1216, 1214, 1212, 1210, 1218, 01 подается на СИКН № 233.

Давление в выкидной линии насосов контролируется по электроконтактным манометрам. При давлении меньше 4,0 кгс/см2срабатывает сигнализация на АРМ оператора и блокировка насосного агрегата. Для дистанционного измерения температуры подшипников насосного агрегата применяются термопреобразователи. При достижении

Консорциум « Н е д р а »

42

температуры одного из подшипников выше 70 °С срабатывает сигнализация с отключением электродвигателя насосного агрегата. На насосах Н-1, 2, 3, 4 установлены датчики измерения вибрации агрегата. При превышении

допустимого значения происходит отключение электродвигателя. Для дистанционного контроля уровня утечек с насосов установлены сигнализаторы предельных уровней жидкости. При достижении уровня жидкости больше 300 мм

Для сбора технологических утечек товарной нефти с насосов Н-1, 2, 3, 4 установлена подземная дренажная емкость ЕП-4, объемом 8 м3. В эту же емкость собирается нефть при опорожнении трубопроводов и насосов перед ремонтными работами. Уровень нефти в ЕП-4 поддерживается в пределах 500 – 1400 мм от нижней образующей аппарата. При достижении уровня нефти в ЕП-4 1400 мм подается сигнал на включение насоса откачки нефти через задвижки №№ 1220, 1219 на прием насосов Н-1, 2, 3, 4 внешней перекачки, при достижении уровня 500 мм подается сигнал на отключение насоса. На емкости также установлен сигнализатор аварийных уровней. При аварийном повышении уровня нефти в ЕП-4 больше 1600 мм и понижении меньше 400 мм от нижней образующей срабатывает

Консорциум « Н е д р а »

43

сигнализация на АРМ оператора. Давление в линии откачки нефти с ЕП-4 составляет не более 4,3 кгс/см2 и измеряется местно с помощью технического манометра, а также дистанционно с помощью преобразователя давления (PT-128а) с индикацией его на АРМ оператора, при этом блокировка насосного агрегата отсутствует.

Для сбора производственных сточных вод с нефтенасосной внешней перекачки и СИКН № 233 установлена подземная дренажная емкость ЕП-3, объемом 8 м3. Уровень воды в ЕП-3 поддерживается в пределах 500 – 1400 мм от нижней образующей аппарата. При достижении уровня сточной воды в ЕП-3 1400 мм подается сигнал на включение насоса откачки сточной воды через задвижки №№ 1221, 1222 в линию сброса угленосной воды с резервуаров на установку № 4/1, при достижении уровня 500 мм подается сигнал на отключение насоса. На емкости также установлен сигнализатор аварийных уровней.

Давление в линии откачки воды с ЕП-3 составляет не более 5,0 кгс/см2 и измеряется местно с помощью технического манометра.

Кроме насосной внешней перекачки на установке № 3/1 существует резервная нефтенасосная. Товарная нефть с установок № 1, 2 через задвижки №№ 730а, 646, 649, 654, 656, 658, 215а, 215 подается на прием насосов Н-1, 2, 3, 4, 9.

Товарная нефть насосами Н-1, 2, 3, 4 резервной нефтенасосной внешней перекачки под давлением 4,0 – 8,0

кгс/см2 через задвижки №№ 652, 653, 655, 657, 659, 68, 01 подается на СИКН № 233. Давление в выкидной линии насосов контролируется по электроконтактным манометрам.

Консорциум « Н е д р а »