Коммунарского месторождения

81

Длина трубопровода подачи нефтяного раствора реагентам от точки ввода реагента до точки ввода раствора перед смесителями СМ-1/1,2 принята более 30 м для обеспечения лучшего перемешивания газожидкостной смеси и распределения деэмульгатора

Первая ступень обезвоживания продукции девонского потока проходит в двух параллельно работающих трехфазных сепараторах ТФС-1/1,2 объемом 50 м3 каждый. Трехфазные сепараторы ТФС-1/1,2 предназначены для отделения от нефти основного количества свободной воды (содержание воды на выходе составляет не более 20 % об.) и

отвода выделившегося газа.

Газ, отделившийся в сепараторе через задвижки 98а (70), через узел регулирующего клапана РСV-1 и задвижку

110 поступает в газосепаратор ГС-1, где отделяется от капельной жидкости.

Часть газа девонского потока через задвижку 114 подается в качестве топлива в путевые подогреватели нефти П-1,

П-2, П-3.

Остальной газ направляется на УПСВ «Бариновская» и далее на Нефтегорский ГПЗ.

Предварительно обезвоженная нефть от ТФС-1/1,2 через задвижки 96, (66, 68), узел регулирующего клапана LCV-

3, задвижки 161 (200), Эз-12 (Эз-15) поступает в путевые подогреватели П-1, П-2, в которых нагревается до 400С. От подогревателей П-1,2 через задвижки Эз-13 (Эз-16), (208), 162, (163), Эз-3 (Эз-4) , поступает на вторую ступень сепарации в трехфазные сепараторы ТФС-2/1,2.

Отделившаяся пластовая вода из сепараторов ТФС-1/1,2 (по уровню раздела фаз «нефть-вода», контролируемый уровнемерами поз. LT-1,2-7 и поддерживаемый регулирующими клапанами LCV-1, LCV-2), подается через задвижки 94, (64), (78), на сооружения очистки пластовой воды.

Консорциум « Н е д р а »

82

Для защиты сепараторов ТФС-1/1,2 от превышения давления, на них установлены узлы предохранительных клапанов ПК-1(2), состоящие из 1 рабочего и 1 резервного клапана. Сброс газа при срабатывании предохранительных клапанов осуществляется на факел высокого давления.

Давление в сепараторах ТФС-1/1,2 измеряется по месту манометрами, поз. РI-1-3, РI-2-3, регулируется (по информации от датчиков давления, поз. РТ-1-4, РТ-2-4) клапаном РСV-1, установленным на общей линии выхода газа из сепараторов ТФС-1/1,2.

При достижении максимального давления в аппаратах ТФС-1/1,21,55 МПа (контролируется сигнализирующими манометрами, поз. PISA-1,2-6), автоматически закрывается электрозадвижка Эз-1 на входном трубопроводе,

открываются электрозадвижки Эз-2, Эз-21, Эз-22 на линии газо-жидкостного потока в аварийные емкости Е-1, Е-2.

Температура в сепараторах ТФС-1/1,2 контролируется по месту биметаллическими термометрами, поз. TI-1-1, TI-

2-1.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в ТФС-1/1,2 контролируется уровнемерами, поз. LT-1,2-7. При достижении уровня раздела фаз 500 мм включается сигнализация от сигнализаторов уровня, поз. LA-1,2-12. Уровень нефти в нефтесборном отсеке контролируется уровнемерами, поз. LT-1,2-9, регулируется клапаном LCV-3. При достижении минимального уровня нефти в нефтесборном отсеке 500 мм включается сигнализация от сигнализаторов уровня, поз.

LA-3,4-10. При достижении максимального уровня нефти в аппарате 1800 мм (контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-1,2-10), автоматически закрывается электрозадвижка Эз-1 на входном трубопроводе, открываются электрозадвижки Эз-2, Эз-21, Эз-22 на линии газо-жидкостного потока в аварийные емкости Е-1, Е-2.

Консорциум « Н е д р а »

83

Продукция скважин угленосного потока Западно-Коммунарского месторождения с обводненностью до 95 % об.,

с давлением до 1,0 МПа поступает через задвижку Эз-5, задвижки 24 (25) в струйные смесители СМ-2/1,2, в которых смешивается с нефтяным раствором реагента-деэмульгатора. После смесителей СМ-2/1,2 угленосный поток направляется через задвижки 28(29), 32 на первую ступень обезвоживания через коллектор-усреднитель потока КУП-

1/3, устройство предварительного отбора газа УПОГ-1/3, в котором газожидкостная смесь предварительно разделяется на три потока – нефть, газ и воду.

Для интенсификации процесса выделения воды из газожидкостной смеси в трубопровод угленосного потока перед сепаратором ТФС-1/3 предусматривается подача нефтяного раствора деэмульгатора.

Для образования нефтяного раствора реагента-деэмульгатора часть нефти от насосов Н-1, Н-2 через задвижку 476

по трубопроводу направляется на узел расходомера FE-2-19а и регулирующего клапана FCV-2 и далее через задвижку

30 к ТФС-1/3. Перед узлом расходомера FE-2-19а и регулирующего клапана FCV-2 в трубопровод подается от блока дозирования реагента УБР-2 деэмульгатор Реапон-4В в количестве до 560 г/т нефти. Расход нефтяного раствора реагента контролируется расходомером, поз. FE-2-19а, автоматически регулируется в пределах 1600÷3800 кг/час регулирующим клапаном поз. FCV-2

Длина трубопровода подачи нефтяного раствора реагентам от точки ввода реагента до точки ввода раствора перед смесителями СМ-1/1,2 принята более 30 м для обеспечения лучшего перемешивания газожидкостной смеси и распределения деэмульгатора

Давление в трубопроводе входа угленосного потока на УПСВ контролируется манометром, поз. РI-11-3. Давление в трубопроводе после смесителей СМ-2/1,2 контролируется манометром, поз. РI-12-3.

Консорциум « Н е д р а »

84

Первая ступень обезвоживания угленосного потока проходит в трехфазном сепараторе ТФС-1/3 объемом 50 м3

Трехфазный сепаратор ТФС-1/3 предназначен для отделения от нефти основного количества свободной воды

(содержание воды на выходе составляет не более 20 % об.) и отвода выделившегося газа. Газ, отделившийся в сепараторе, через задвижки 39, 40, через узел регулирующего клапана РСV-4 и задвижку 54 поступает в газосепаратор ГС-2, где отделяется от капельной жидкости, и транспортируется через задвижку 56 совместно с газом девонского потока на УПСВ «Бариновская» и далее на Нефтегорский ГПЗ.

Предварительно обезвоженная нефть от ТФС-1/3 через задвижки 37, узел регулирующего клапана LCV-8,

задвижки Эз-18 (201 и Эз-15) поступает на путевые подогреватели П-3,(2), в которых нагревается до 40 С. Затем от подогревателей П-3 (2), через задвижки Эз-19 (Эз-16, 209), Эз-7 поступает на вторую ступень сепарации и обезвоживания в трехфазный сепаратор ТФС-2/3.

Отделившаяся пластовая вода из сепаратора ТФС-1/3 по уровню раздела фаз «нефть-вода», который контролируется уровнемером, поз. LT-5-7 и поддерживается регулирующим клапаном LCV-7, установленным на трубопроводе вывода пластовой воды, подается через задвижку 35, узел регулирующего клапана LCV-7 в блок водоподготовки.

Для защиты сепаратора ТФС-1/3 от превышения давления, на нем установлен узел предохранительных клапанов ПК-3 ), состоящий из 1 рабочего и 1 резервного клапанов. Сброс газа при срабатывании предохранительных клапанов ПК-3 осуществляется на факел высокого давления.

Консорциум « Н е д р а »

85

Давление в сепараторе ТФС-1/3 измеряется по месту манометром, поз. РI-13-3, регулируется (по информации от датчика давления поз. РТ-6-4) клапаном РСV-4, установленным на линии выхода газа из сепаратора. При достижении максимального давления в аппарате 1,55 МПа (контролируется сигнализирующим манометром поз. PISA-6-6),

автоматически закрывается электрозадвижка Эз-5 на входном трубопроводе и одновременно открываются электрозадвижки Эз-6, Эз-23, Эз-24 на трубопроводах подачи газо-жидкостного потока в аварийные емкости Е-3, Е-4.

Температура в сепараторе ТФС-1/3 контролируется по месту биметаллическим термометром , поз. TI-7-1.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в ТФС-1/3 контролируется уровнемером поз. LT-5-7. При достижении уровня раздела фаз 500 мм включается сигнализация от сигнализатора уровня поз. LA-5-12. Уровень нефти в нефтесборном отсеке контролируется уровнемером поз. LT-7-9, регулируется клапаном LCV-8. При достижении минимального уровня нефти в нефтесборном отсеке 500 мм включается сигнализация от сигнализатора уровня поз. LA-16-10. При достижении максимального уровня нефти в аппарате 1700 мм (контролируется сигнализатором уровня поз. LSA-15-10),

автоматически закрывается электрозадвижка Эз-5 на входном трубопроводе, открываются электрозадвижки Эз-6, Эз-23,

Эз-24 на линии газожидкостного потока в аварийные емкости Е-3, Е-4.

Предусмотрена возможность работы сепаратора ТФС-1/2 на угленосном потоке.

Дренаж аппаратов девонского потока предусматривается через задвижки 92, 93, 95. (62,63.65) в подземную емкость ДЕ-1, угленосного потока через задвижки 33, 34,36– в ДЕ-2.

Подогреватели нефти П-1, П-2, П-3 предназначены для нагрева предварительно обезвоженной нефти -(П-1, П-2

для девонского потока, П-3 – для угленосного). Подогреватель имеет возможность принимать как девонский, так и угленосный поток нефти.

Консорциум « Н е д р а »

86

Подогреватели имеют тепловую мощность 0,63 Гкал/ч.

На трубопроводах входа и выхода нефти из подогревателей, а также на трубопроводах выхода в подземную дренажную емкость устанавливаются электроприводные задвижки Эз 12 - Эз-20 с дистанционным управлением для возможности аварийного отключения и опорожнения путевых подогревателей П-1,2,3.

При возникновении аварийной ситуации для освобождения путевых подогревателей П-1,2,3 от нефти задвижки Эз-13, 16, 19 на входе в подогреватели П-1,2,3 дистанционно закрываются, а задвижки Эз-14, 17, 20 на аварийном выходе нефти в подземную дренажную емкость ДЕ-6 открываются и нефть поступает в подземную емкость ДЕ-6.

Дренаж подогревателей предусматривается через задвижки 501,504,507 также в подземную емкость ДЕ-6.

На линиях входа нефти в подогреватели П-1, П-2, П-3 контролируются температура биметаллическими термометрами ТБП 160 поз. TI-13,14,15-1 и давление манометрами поз. PI-21,22,23-3. На линиях выхода нефти из подогревателей П-1, П-2, П-3 контролируются температура биметаллическими термометрами поз. TI-16,17,18-1 и

давление манометрами поз. PI-24,25,26-3.

Подробное описание работы путевых подогревателей дано «Инструкции по эксплуатации» ОАО «Нефтемаш» (г.

Сызрань).

Вторая ступень сепарации

Вторая ступень сепарации и глубокое обезвоживание нефти девонского потока проводится в двух параллельно работающих трехфазных сепараторах ТФС-2/1,2 объемом 50 м3 каждый. Перед каждым из этих аппаратов также

Консорциум « Н е д р а »

87

предусмотрен коллектор-усреднитель потока КУП-2/1,2 и устройство предварительного отбора газа УПОГ-2/1,2, в

котором газожидкостная смесь предварительно разделяется на три потока – нефть, газ и воду.

Давление сепарации (0,6 МПа) в аппаратах ТФС-2/1,2поддерживается при помощи регулирующего клапана PCV-

2, установленного на общем трубопроводе выхода газа из аппаратах ТФС-2/1,2 (по информации от датчиков давления,

поз. РТ-3-4, РТ-4-4).

При достижении максимального давления в аппаратах в 1,55 МПа (контролируется сигнализирующими манометрами, поз. PISA-3,4-6) предусмотрена аварийная сигнализация на АРМ оператора.

Предусмотрено также измерение давления в аппаратах ТФС-2/1,2 по месту манометрами, поз. РI-3-3, РI-4-3

. Газ девонского потока, выделившийся в сепараторах ТФС-2/1,2, через задвижки 149 (171), узел регулирующего клапана PCV-2 и задвижки 111, 110 поступает в газосепаратор ГС-1.

Отделившаяся пластовая вода из сепараторов ТФС-2/1,2 по уровню раздела фаз «нефть-вода», поддерживаемому регулирующими клапанами LCV-4, LCV-5, установленными на трубопроводах вывода пластовой воды через задвижки

146 (167), регулирующие клапаны LCV-4, (LCV-5, задвижку 173) подается в блок водоподготовки.

Температура в сепараторах ТФС-2/1,2 контролируется по месту биметаллическими термометрами, поз. TI-3-1, TI-

4-1.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в ТФС-2/1,2 контролируется уровнемерами,

поз. LT-3,4-7. При достижении уровня раздела фаз 500 мм включается сигнализация от сигнализатора уровня поз. LA- 3,4-12.

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 »

88

Уровень нефти в нефтесборном отсеке контролируется уровнемерами, поз. LT-3,4-9, регулируется клапаном LCV-

6. При достижении минимального уровня нефти в нефтесборном отсеке 500 мм включается сигнализация от сигнализаторов уровня поз. LA-9,10-10. При достижении максимального уровня нефти в аппарате 1700 мм

(контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-7,8-10), автоматически закрываются электрозадвижки Эз-3, Эз-4 на трубопроводе входа нефти в сепараторы.

Нефть после сепарации и обезвоживания в аппаратах ТФС – 2/1,2 через задвижки 148 (169), 350 (351) и узел регулирующего клапана LCV-6 направляется в буферные емкости БЕ-1,2.

Для второй ступени сепарации и глубокого обезвоживания угленосного потока предусмотрен трехфазный сепаратор ТФС-2/3 объемом 50 м3. Перед сепаратором установлен коллектор-усреднитель потока КУП-2/1,2 и

устройство предварительного отбора газа УПОГ-2/1,2, в котором газожидкостная смесь предварительно разделяется на три потока – нефть, газ и воду.

Давление в сепараторе ТФС-2/3 измеряется по месту манометром поз. РI-14-3.

Давление сепарации (0,6 МПа) поддерживается (по информации от датчика давления, поз. РТ-7-4) регулирующим клапаном PCV-5, установленным на трубопроводе выхода газа из сепаратора ТФС-2/3

При достижении максимального давления в аппарате 1,55 МПа (контролируется сигнализирующими манометрами, поз. PISA-7-6), включается аварийная сигнализация на АРМ оператора.

Газ угленосного потока, выделившийся в сепараторе ТФС-2/3, через задвижку 315, узел регулирующего клапана

PCV-5 и задвижки 53, 54 поступает в газосепаратор ГС-2.

Консорциум « Н е д р а »