Коммунарского месторождения

89

Отделившаяся пластовая вода из сепаратора ТФС-2/3 по уровню раздела фаз «нефть-вода», поддерживаемому регулирующим клапаном LCV-9, установленным на трубопроводе вывода пластовой воды, подается по линиизадвижка

322, узел регулирующего клапана LCV-9 - в блок водоподготовки.

Температура в сепараторе ТФС-2/3 контролируется по месту биметаллическим термометром, поз. TI-8-1.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в ТФС-2/3 контролируется уровнемером поз. LT-6-7. При достижении уровня раздела фаз 500 мм включается сигнализация от сигнализатора уровня поз. LA-6-12.

Уровень нефти в нефтесборном отсеке контролируется уровнемером поз. LT-8-9, регулируется клапаном LCV-10.

При достижении минимального уровня нефти в нефтесборном отсеке 500 мм включается сигнализация от сигнализатора уровня поз. LA-20-10. При достижении максимального уровня нефти в аппарате 1700 мм (контролируется сигнализатором уровня поз. LSA-19-10), автоматически закрывается электрозадвижка Эз-7 на трубопроводе входа нефти в сепаратор.

После аппарата ТФС-2/3 подготовленная нефть через задвижки 324, 341 и узел регулирующего клапана LCV-10

поступает в трубопровод девонской нефти от ТФС-2/1,2 и объединенным потоком направляется в буферные емкости БЕ-

1, БЕ-2.

Обводненность нефти угленосного потока после глубокого обезвоживания составляет не более 1 %.

Технологической схемой предусмотрена возможность работы сепаратора ТФС-2/2 на угленосном потоке как вместо аппарата ТФС-2/3, так и совместно.

Дренаж аппаратов ТФС – 2/1,2 девонского потока предусматривается, в подземную емкость ДЕ-1 через задвижки

142, 143, 146 (164, 165, 168), дренаж аппарата угленосного потока -ТФС–2/3 через задвижки 318, 319, 323 в ДЕ-2.

Консорциум « Н е д р а »

90

Конечная сепарация

Подготовленная нефть из аппаратов ТФС-2/1,2,3 с обводненностью не более 1 % и давлением 0,5 МПа,

объединенным потоком поступает буферные емкости БЕ-1,2 объемом 50 м3 каждая. Давление в буферных емкостях БЕ-

1,2 определяется давлением транспорта газа по газопроводу. Газ, выделившийся из буферных емкостей через задвижки

459, 461, (449, 460), 52, 54 поступает в газосепаратор ГС-2. Часть газа от БЕ-1,2 используется в качестве топливного газа на горелках факела (направление движения - 459, (449, 460), 462, узел учета газа УУТГ-1, блок регулирования газа

(БРГ), блок розжига факела (БР), горелки факела).

Уровень нефти в БЕ-1, БЕ-2 измеряется уровнемерами поз. LT-11-9, LT-12-9 и поддерживается при нормальном режиме работы регулирующим клапаном LCV-13, при работе буферных емкостей в аварийные емкости Е-1,2,3,4

уровень нефти в БЕ-1,2 регулируется в пределах 700÷1900 мм клапанами-регуляторами LCV-11,12. При достижении максимального уровня 1900 мм (контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-25,26-10) закрываются электрозадвижки Эз-8, Эз-9 на входе нефти в буферные емкости. При достижении минимального уровня нефти 500 мм

(контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-27,28-10) происходит останов насосов Н-1,2.

Температура в буферных емкостях измеряется по месту биметаллическими термометрами, поз. TI-11-1, TI-12-1.

Давление в буферных емкостях измеряется по месту манометрами, поз. PI-19-3, PI-20-3, для вывода на щит оператора преобразователем давления поз. PT-9,10-4. При достижении максимального давления в буферных емкостях

1,55 МПа срабатывает сигнализация от сигнализирующего манометра поз. PIA-9,10-6.

Консорциум « Н е д р а »

91

Нефть из буферных емкостей БЕ-1, БЕ-2 через задвижки 457 (444), 470 (480), фильтры ФС-1,2 направляется на прием насосов внешнего транспорта Н-1, Н-2. В качестве насосов внешнего транспорта предусматриваются центробежные нефтяные насосы марки ЦНСн 60-165 производительностью 60 м3/ч (один рабочий, один резервный). Для очистки нефти от механических примесей перед насосами Н-1, Н-2 установлены жидкостные сетчатые фильтры ФС-1,2.

Перепад давления на фильтрах не должен быть более 0,02 МПа.

Давление в трубопроводе нефти до и после фильтров Фс-1, Фс-2 контролируется преобразователями давления поз.

РТ-22…25-4. Давление в трубопроводе приема насосов Н-1,2 измеряется по месту манометрами поз. PI-27,28-3.

В трубопровод нефти от буферных емкостей БЕ-1,2 к насосам Н-1,2 предусмотрен ввод через задвижку 446

ингибитора коррозии Кормастер 1045 в количестве 100 г/т нефти. Ввод ингибитора коррозии осуществляется блоком дозирования реагента УБР-4.

Нефть от насосов Н-1,2 нефть через обратные клапаны 474 (484), задвижки 476 (486), 492, «Систему измерения количества и показателей качества нефти сырой» (СИКСН), задвижку 493, узел регулирующего клапана LCV-13 и

электрозадвижку Эз-25 подается на УПСВ «Бариновская».

На напорном трубопроводе от насосов Н-1,2 предусмотрена установка узла предохранительных клапанов ПК-4, в

составе -1 рабочий, 1 резервный клапан.

Сброс с предохранительных клапанов ПК-4 предусмотрен через переключающий узел ПУ-80-16 в буферные емкости БЕ-1,2.

Консорциум « Н е д р а »

92

Блочная установка «Система измерения количества и показателей качества нефти сырой» (СИКНС) служит для автоматизированного оперативного учета нефти, откачиваемой с ДНС с УПСВ «Западно-Коммунарская» насосами Н-1,

Н-2.

В блоке СИКНС установлены датчики пожара и загазованности с сигнализацией на АРМ оператора.

Дренаж неучтенной нефти из СИКНС предусматривается через задвижки 491, 490 в подземную дренажную емкость ДЕ-5. В подземную емкость ДЕ-5 осуществляется также дренаж насосов Н-1,2, фильтров ФС-1,2 и УБР-4.

Дренаж учтенной нефти из СИКНС предусмотрен в дренажную емкость –ДЕ-7.

.Температура подшипников насосов Н-1, Н-2 измеряется термопреобразователями сопротивления поз. TE-1,2-22,

ТЕ-3,4-22. При достижении температуры 80 0C происходит автоматический останов насосов Н-1, Н-2. Давление в линии нагнетания насосов Н-1, Н-2 контролируется преобразователями давления поз. PT-11,12-4. Достижение минимального

0,8 МПа и максимального 1,6 МПа давления в линии нагнетания насосов сигнализируется от сигнализирующих манометров поз. PISA-11,12-6.

Давление в трубопроводе нефти на УПСВ «Бариновская» контролируется преобразователем давления поз. PT-13-4,

при достижении минимального значения 0,8 МПа автоматически закрывается электрозадвижка Эз-25.

Сепарация газа

Для очистки газа сепарации, подаваемого на внешний транспорт, от унесенной капельной жидкости служат сетчатые газосепараторы:

ГС-1 для продукции девонских пластов;

ГС-2 для продукции угленосного потока.

Консорциум « Н е д р а »

93

Объем газосепараторов ГС-1,2 составляет 0,8 м3, расчетное давление - 2,5 МПа .

В газосепараторГС-1 поступает газ из трехфазных сепараторов первой ступени сепарации ТФС-1/1,2 и газ от ТФС-

2/1,2 второй ступени сепарации.

В ГС-2 поступает газ от трехфазных сепараторов первой и второй ступени -ТФС-1/3, ТФС-2/3, буферных емкостей БЕ-1,2.

Газ из газосепараторов ГС-1, ГС-2 через задвижки 113(56), Эз-10 поступает на узел учета газа УУГ и далее направляется на УПСВ «Бариновская». При аварии на газопроводе внешнего транспорта открывается задвижка Эз-11 на факел, а задвижка Эз-10 на газопроводе внешнего транспорта закрывается и газ сжигается на факеле.

Часть газа девонского потока из сепаратора ГС-1 через задвижки 113, 114, узел учета УУТГ-2 направляется в качестве топлива к путевым подогревателям нефти П-1,2,3. Количество топливного газа учитывается узлом учета УУТГ- 2.

Информация о давлении и температуре в трубопроводе газа к горелкам выводиться на щит оператора с помощью преобразователя давления поз. PТ-21-4 и термопреобразователя сопротивления поз. ТТ-2-2.

Часть газа из газосепараторов ГС-1, (ГС-2) направляется через узел регулирующего клапана PCV-3 и узел расходомера . FE-2-16а в качестве продувочного газа в факельный коллектор высокого давления.

Расход продувочного газа из ГС-1 в факельный коллектор высокого давления измеряется ротаметром поз. FE-2-16а,

регулируется клапаном-регулятором PCV-3.

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 »

94

В этот же коллектор продувочного газа высокого давления после узла регулирующего клапана PCV-3 и узла расходомера PTF ( по ходу продукта) поступает газ от аварийных емкостей Е-1,2,3,4 и общим потоком направляется через узел учета продувочного газа УУФГ и трубный газовый расширитель (ТГР) на факел.

Часть газа от БЕ-1, БЕ-2 через узел учета топливного газа УУТГ-1 направляется на горелки факела по схеме БЕ -1,2,

задвижки459, (449, 460), 462, узел учета газа УУТГ-1, блок регулирования газа (БРГ), блок розжига факела (БР),

горелки факела).

Таким образом, для автоматизированного оперативного учета газа, выделяющегося в процессе сепарации на ДНС с УПСВ Западно-Коммунарская задействовано несколько узлов учета газа:

УУГ – узел учета газа, подаваемого на внешний транспорт;

УУФГузел учета газа, подаваемого на продувку факельной системы высокого давления;

УУТГ -1 - узел учета газа, подаваемого на дежурные горелки факела;

УУТГ -2 - узел учета газа, подаваемого в качестве топлива к путевым подогревателям нефти П-1,2,3.

Газ, с предохранительных клапанов трехфазных се6параторов ТФС-1/1,2,3 и аварийных емкостей сбрасывается на факел высокого давления без учета.

Все узлы учета газа выполнены в блочном исполнении. Разработчик – ООО «Метрология и Автоматизация».

Описание работы узлов учета, дано в Инструкциях по эксплуатации.

Капельная жидкость, отделившаяся в газосепараторах ГС-1 и ГС-2, - газовый конденсат -периодически сбрасывается в дренажные емкости ДЕ-1 и ДЕ-2, соответственно.

Консорциум « Н е д р а »

95

При достижении конденсатом в газосепараторах максимального уровня (850 мм) (контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-5-10, LSA-17-10) в газосепараторе ГС-1 (ГС-2) открывается отсечной клапан Эз-30 (Эз-31) и конденсат через задвижки 117, 118 (59, 60) сливается в дренажную емкость ДЕ-1 (ДЕ-2). При достижении конденсатом минимального уровня (250 мм) (контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-6-10, LSA-18-10) в ГС-1 (ГС-2)

клапан закрывается.

Температура в газосепараторе ГС-1 (ГС-2) измеряется по месту биметаллическим термометром поз. TI-22-1 (TI-23-

1). Давление в газосепараторе ГС-1 (ГС-2) измеряется по месту манометром поз. PI-7-3 (PI-17-3).

При неисправностях системы газопроводов от УПСВ «Западно-Коммунарская» до НГПЗ, при аварийных и плановых остановках Нефтегорского газоперерабатывающего завода и других ситуациях, весь попутный газ,

выделившийся в процессе сепарации на установке, может сжигаться на факельной установке высокого давления..

Аварийные емкости

В случае аварии на УПСВ продукции скважин направлятся в аварийные емкости:

девонского потока – в емкости Е-1, Е-2 (объемом 100 м3 каждая);

угленосного потока – в емкости Е-3, Е-4 (объемом 80 м3 каждая).

Аварийное направление девонского потока:- электрозадвижка Эз-1 приема продукции девонских пластов в ТФС- 1/1,2 закрыта, открыты задвижки Эз-2 и Эз-21(22) на входе в емкости Е-1, Е-2.

Аварийное направление угленосного потока:- электрозадвижка Эз-5 приема продукции угленосных пластов в ТФС- 1/3 закрыта, открыты задвижки Эз-6, 569 и Эз-23(24) на входе в емкости Е-3, Е-4.

Консорциум « Н е д р а »

96

Отвод газовой фазы из аппаратов Е-1, Е-2, Е-3 и Е-4 предусматривается через задвижки 533(542), 563(574), в

продувочный газопровод на факел высокого давления. Далее газ от аварийных емкостей совместно с продувочным газом от газосепаратора Г-1 (Г-2) через узел учета факельного газа УУФГ и трубный газовый расширитель ТГР-1 подается на факел высокого давления ФСУ. Жидкость из газового расширителя ТГР-1 сливается в подземную дренажную емкость ДЕ-8, откуда по мере накопления откачивается в аварийную емкость Е-2 либо Е-4.

В случае аварии на нефтепроводе внешнего транспорта схемой предусмотрена возможность работы УПСВ с приемом обезвоженной нефти в аварийные емкости Е-1, Е-2 либо в Е-3, Е-4.

Нефть по уровню в аппаратах БЕ-1, БЕ-2, регулируемому клапанами LCV-11,12, выводится в аварийные емкости Е-

1, Е-2, Е-3, Е-4, в которых происходит окончательное разгазирование нефти при абсолютном давлении 0,105 МПа.

Выделившийся газ через узел учета факельного газа УУФГ и трубный газовый расширитель ТГР-1 направляется на факел высокого давления

Откачка жидкости из аварийных емкостей Е-1, Е-2 предусматривается насосом Н-3, из аварийных емкостей Е-3, Е-4

– насосом Н-4 в начало процесса либо в буферные емкости БЕ-1, БЕ-2.

Для предотвращения повышения давления выше допустимого на аварийных емкостях Е-1, Е-2, Е-3 и Е-4,

установлены узлы предохранительных клапанов ПК-5,6,7,8 в составе -1 рабочий, 1 резервный. Сброс с предохранительных клапанов направляется через трубный газовый расширитель ТГР-1 на факел высокого давления ФСУ.

Давление в Е-1, Е-2 измеряется по месту манометрами поз. PI-5-3, PI-6-3. Температура в Е-1, Е-2 измеряется по месту биметаллическими термометрами поз. TI-5-1, TI-6-1.

Консорциум « Н е д р а »

97

Уровень в Е-1, Е-2 измеряется уровнемерами поз. LT-5,6-9. При достижении максимального уровня в Е-1, Е-2 2400

мм (контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-11,12-10) закрываютcя электроприводные задвижки Эз-21, Эз-22.

При понижении уровня до 300 мм (контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-13,14-10) автоматически останавливается насос Н-3.

Давление в линии приема насоса Н-3 измеряется по месту манометром поз. PI-8-3. Давление в линии нагнетания насоса Н-3 измеряется преобразователем давления поз. PT-5-4. Насос Н-3 автоматически останавливается при максимальном давлении в линии нагнетания (по сигнализирующему манометру поз. PISA-5-6) и температуре подшипников (по термопреобразователю сопротивления поз. TE-5,6-22) более 80 0С.

Давление в Е-3, Е-4 измеряется по месту манометрами поз. PI-15-3, PI-16-3. Температура в Е-3, Е-4 измеряется по месту биметаллическими термометрами поз. TI-9-1, TI-10-1.

Уровень в Е-3, Е-4 измеряется уровнемерами поз. LT-9,10-9. При достижении максимального уровня в Е-3, Е-4 -

2400 мм (контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-21,22-10) закрываютcя электроприводные задвижки Эз-23,

Эз-24.

При понижении уровня до 300 мм (контролируется сигнализаторами уровня поз. LSA-23,24-10) автоматически останавливается насос Н-4.

Давление в линии приема насоса Н-4 измеряется по месту манометром поз. PI-18-3. Давление в линии нагнетания насоса Н-4 измеряется преобразователем давления поз. PT-8-4. Максимальное значение давления в линии нагнетания насоса Н-4 контролируется сигнализирующим манометром, поз. PISA-8-6.

Температура подшипников насоса Н-4 контролируется по термопреобразователю сопротивления поз. TE-7, 8-22).

Консорциум « Н е д р а »