Коммунарского месторождения

130

переключающих задвижек. Сепаратор С-1 используется для разгазировании II ступени сепарации и в аварийных ситуациях.

Сепаратор С-1, горизонтальный цилиндрический аппарат со эллиптическими днищами, объемом – 100 м3, оснащен манометром для замера давления (Pi-1) и уровнемером, для замера максимального и минимального уровня жидкости

(LiA-1).

Сепаратор С-2, горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, объемом – 100 м3 оснащен манометром для замера давления (Pi-2) и уровнемером, для замера максимального и минимального уровня жидкости

(LiA-2).

Сепаратор снабжен предохранительным клапаном. Аварийный сброс газа осуществляется на свечу сжигания. Сепараторы С-3, С-4 имеют аналогичную конструкцию, объем и габариты и так же оснащены манометрами (Pi-3,4) и уровнемерами (LiA-3,4) соответственно.

Впоток входящей в сепараторы жидкости подается деэмульгатор Нордек-323 в количестве до 170 г/т. Подача производится с помощью блочной дозировочной установки БР-2,5 № 1, 2, 3.

Всепараторе С-2, (С-3, С-4) при давлении 0,3 –0,5 МПа происходит разгазирование нефти.

Попутный газ из С-2 (3, 4) подается в газосепаратор Г-1 объемом 50 м3, где происходит отделение капельной жидкости (конденсата). Уровень конденсата в Г-1 контролируется уровнемером РУПШ (LiA-5). Газ из газосепаратора Г-

1, под свои давлением, отводится на Нефтегорский ГПЗ и частично подается для функционирования факела. Конденсат из газосепаратора отводится в сепаратор С-1. Сепараторы С-2, С-3, С-4 взаимозаменяемы и могут использоваться для разгазирования сернистых и девонских нефтей.

Консорциум « Н е д р а »

131

Уровень в сепараторах в пределах 20 – 60 % контролируется уровнемерами РУПШ с сигнализацией выведенной в вагоноператорную УПСВ (LiA-1, 2, 3, 4).

Давление газа в сепараторах контролируется техническими манометрами МТП 160-10 с показанием по месту (Pi-1, 2, 3, 4).

Регулирование уровня и давления в сепараторах осуществляется вручную задвижками. Водонефтяная эмульсия из сепараторов С-2, (3, 4) поступает в нефтеотстойники НО-1, 2, 3, 4, 5, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду при давлении от 0,3 до 0,45 МПа и температуре

25-34 °С.

Нефтеотстойники работают полным сечением.

Нефтеотстойник НО-1, 2, 3, 4, 5 представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами типа БУОН-1ДГ-200-10Н объемом 200 м3.

Нефтеотстойники НО-1, 2, 3, 4, 5 при необходимости используются для обработки сернистой и девонской нефти.

Уровень раздела фаз «нефть – вода» в нефтеотстойниках контролируется пробоотборниками (в четырех точках по вертикали) и регулируется задвижками.

Давление в нефтеотстойниках контролируется техническими манометрами МТП-160-10 (Pi-6, 7, 8, 9, 10) по месту и регулируется вручную задвижками.

Нефтеотстойники НО-1, (2, 3, 4, 5) взаимозаменяемы при обработке как сернистых, так и девонских нефтей.

Консорциум « Н е д р а »

132

Отделившаяся пластовая вода из нижней части нефтеотстойников НО-1, 2, 3, 4, 5 направляется в водоотстойники В-

1, 2, 3, 4, 5, 6, где происходит отделение остаточной нефти при давлении до 0,45 МПа. Давление в водоотстойниках контролируется по месту техническими манометрами МТП-160-10 (Pi-11, Pi-12, Pi-13, Pi-14, Pi-15, Pi-16).

Водоотстойники работают полным сечением.

Водоотстойник В-1, (2, 3, 4, 5, 6) представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами объемом 200 м3.

Отделившаяся уловленная нефть из водоотстойников периодически сбрасывается в РВС-2000 №2.

В емкости РВС-2 объемом 2000 м3 для измерения уровня жидкости установлен уровнемер УЛМ-11 (LiA-14).

Уровень раздела фаз не контролируется.

Пластовая (сточная) вода из водоотстойников через счетчики расходомеры отводится в дегазаторы Д-1, 2, 3

объемом 100 м3, где происходит разгазирование пластовой воды с выделением попутного растворенного газа, который сбрасывается на факел через емкость С-1. Давление в дегазаторах контролируется по месту техническими манометрами

(Pi-20, Pi-21, Pi-22) МТП-160-10. Уровень в емкостях Д-1, 2, 3 замеряется по месту уровнемерами (Li-9, Li-10, Li-11).

Разгазированная пластовая вода пластов «Д» и «С" из дегазаторов Д-1, 2, 3 по отдельным трубопроводам отводится на КНС и насосами КНС закачивается в нагнетательные и поглощающие скважины системы ППД.

Обезвоженная нефть из нефтеотстойников НО-1, 2, 3, 4, 5 поступает в через концевой сепаратор С-1 в РВС-3000

№1, и далее, в буферную ёмкость Б-2 V-25 м3.

В емкости РВС-1 объемом 3000 м3 для измерения уровня жидкости установлен уровнемер УЛМ-11(LiA-13). Для измерения уровня раздела фаз уровнемер У-1500 (LiA-15).

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 »

133

Далее нефть насосами внешнего транспорта №№ 1, 2, 3, 4 через узел учета откачивается на УПН (НСП) г. Нефтегорска для дальнейшей подготовки. Давление на выкиде насосов контролируется манометрами (Pi 1/1, Pi 2/1, Pi 3/1, Pi 4/1). Давление в напорном коллекторе нефтепровода, контролируется электроконтактным манометром марки ДМ2005 (PiA -1).

В качестве насосов внешнего транспорта используются насосные агрегаты ЦНС 180.340, ЦНС 300.300 ЦНС 300 м3/ч и Р=3 МПа.

Для закачки реагента (деэмульгатора) применяются три установки БР-2,5 с насосами НД 1.025/40 емкостью 50 м3. Для приема нефти в аварийных случаях имеется аварийный РВС №2 объёмом 2000 м3.

Для приема дренажей из сепараторов имеется дренажная ёмкость V-50 м3. Для промышленных стоков имеется бетонная емкость объемом 5 м3 и металлическая емкость объемом 50 м3.

Для откачки отстоявшейся воды из РВС №1 3000 м3 используются 2 насосных агрегата ЦНС 38.66 и ЦНС 60.66. Нефть из РВС-1, 2 откачивается насосом Н-2 через узел учета в нефтепровод на Нефтегорскую УПН (НСП).

Краткое описание принципа действия блочной установки подачи химреагентов БР-2,5

Для подачи химреагентов используются блочные автоматизированные установки БР-2,5М, которые состоят из трех

блоков, смонтированных на ж/б блоках и укрытых теплоизолированной будкой.

Всоставе каждой установки имеется приборной и технологический отсеки (блоки), которые разделены герметичной перегородкой.

Вприборном отсеке смонтированы приборы и автоматика, служащие для управления, контроля и аварийной сигнализации и отключения оборудования.

Консорциум « Н е д р а »

134

В технологическом отсеке смонтирована прямоугольная технологическая расходная емкость, дозировочный плунжерный насос НДР-0,5Р-2,5/400 с ручной регулировкой размера дозы химреагента, насос шестеренчатый Ш5-2,5-

36/46, служащий для закачивания реагента и деэмульгатора в технологическую емкость, а также для автоматической циркуляции химреагента по линии «емкость – насос - емкость». Так же в технологическом отсеке смонтирована система подогрева химического реагента, которая предназначена для подогрева реагента при работе установки в зимнее время.

В приборном отсеке БР-2,5 М расположен пульт управления и силовой распределительный щиток.

Системой управления предусмотрен контроль уровня в емкости с сигнализацией минимума и максимума с выводом на ЦПУ (центральный пульт управления), контроль температуры химического реагента с выводом данных на ЦПУ.

Приборный и технологический отсеки имеют электрический обогрев, включаемый и отключаемый автоматически.

В технологическом отсеке предусмотрена вытяжная вентиляция; приточная вентиляция естественная, через шибер в стенке будки.

Контроль давления на выкиде дозировочного насоса осуществляется электроконтактным манометром.

Технологические режимы эксплуатации установки БР-2,5 , системы автоматизации измерений и контроля показаний, технологические схемы и схемы автоматизации, рекомендованные заводом производителем указанной блочной установки, описываются в паспорте поставляемого оборудования.

Нормы аналитического контроля технологического процесса приведены в табл. 8.3.

Таблица 8.3

Нормы аналитического контроля технологического процесса

Консорциум « Н е д р а »

135

Выводы и рекомендации:

Обводненность на выходе с установки составляет 25-30%. Транспортировка жидкости с большим содержанием воды в нефти существенно увеличивает материальные затраты на формирование всей инфраструктуры, и увеличивает риск отрицательного воздействия на окружающую среду, связанный с порывами трубопроводов из-за высокой коррозионной активности сточных вод.

Курсовым проектом рекомендуется расширение полигона поглощения на Бариновском поднятии с целью полной утилизации воды, либо усиление системы ППД, путем ввода в работу нагнетательных скважин.

Консорциум « Н е д р а »

136

Для защиты трубопроводов и оборудования систем заводнения и поглощения от коррозионного воздействия пластовой воды необходимо предусмотреть антикоррозийную изоляцию водоводов, применение полимерно-

металлических труб, ввод ингибитора коррозии.

Очистка пластовых вод на УПСВ происходит в соответствии ВНТП 3-85 – Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений и не требует корректировок.

9. Подготовка нефти до товарных кондиций на НСП г.Нефтегорск

9.1 Общая характеристика объекта

Установки подготовки нефти № 1 и № 2 (УПН №1, УПН №2) предназначены для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонских и угленосных нефтей, поступающих со следующих месторождений:

•угленосная нефть Кулешовского месторождения;

•угленосная нефть Лебяжинско-Бариновского месторождения в смеси с нефтью с Горбатовской группы месторождений;

•угленосная нефть Южной группы месторождений.

Установки № 1 и № 2 входят в состав ЦПНГ-5.

ЦПНГ-5 находится на территории Нефтегорского нефтегазоносного района Самарской области вблизи г.

Нефтегорска.

Консорциум « Н е д р а »

137

Проектная производительность установки 12 млн. тонн нефти в год.

За время эксплуатации установки существенной реконструкции не подвергались.

Состав сооружений объекта:

Всостав сооружений объектов входят:

•установка подготовки нефти № 1;

•установка подготовки нефти № 2.

Всостав установок подготовки нефти в свою очередь входят:

•теплообменники подогрева сырой нефти;

•электродегидраторы (работают как отстойники);

•отстойники;

•промежуточные (буферные) емкости для нефти;

•теплообменники стабильной нефти;

•колонна стабилизации нефти;

•печи подогрева нефти;

Консорциум « Н е д р а »