Кушниковского месторождения

59

-давления топливного газа перед горелкой Рмин=0,15 кгс/см2, Рмах=0,7 кгс/см2. - ДМ2005Сг;

-повышения или понижения давления топлива перед горелками - ДМ2005Сг;

-температуры нефти на выходе из ПП-1,6 – ТКП-100Эк;

-давления нефти на входе в ПП-1,6 - ДМ2005Сг;

-температуры нефти на выходе из ПП-1,6 – ТКП – 100Эк;

-загазованности – СГГ6М;

-температуры выходящих газов ТКП-100Эк;

-тяги в топках - Сапфир -22ДИВ.

Управление внешними исполнительными устройствами электромагнитными клапанами подачи топливного газа,

клапаном – отсекателем топлива, питание датчиков пламени, управление светозвуковой аварийной сигнализацией,

индикацией работы и вывод текстовых сообщений на дисплей ШУС-И, связь с высшим уровнем - через порт RS-232 или

RS-485.

Пуск и остановка ПП-1,6 полностью автоматизирован по сигналу с высшего уровня или нажатием кнопки «ПУСК» или «СТОП» на дверце ШУС-И.

Консорциум « Н е д р а »

60

Подача топливного газа в газогорелочную систему подогревателя осуществляется из газосепаратора С-7 и далее через счетчик газа ДРГ-160 и ШП, установленные на подогревателе.

В газосепараторе С-7 происходит очистка топливного газа от влаги и механических примесей перед подачей в подогреватель П-3/1 регулируется в ШП.

Уровень конденсата в газосепараторе С-7 регулируется с помощью клапана уровня. Сброс конденсата осуществляется в Е-1.

На аппарате установлены предохранительные клапаны СППК 4-50-16.

После подогревателя П-3/1 нефть с температурой до 45 0С направляется в отстойник О-2.

Отстойник О-2 - горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами объемом 200 м3. В

отстойнике происходит, за счет гравитации, температуры и деэмульгатора, отделение части пластовой воды от нефти при давлении 0,25-0,40 МПа. Отделившаяся пластовая вода из отстойника поз.О-2 через регулирующий клапан по трубопроводу Ду100 подается на очистные сооружения.

Частично обезвоженная нефть (до 2 % масс.) из отстойника О-2 через регулирующий клапан направляется либо на вход резервуаров Р-I/I,2,3, либо на прием насосов Н-I/I,2,3.

С целью защиты отстойника О-2 от разрушения при аварийном повышении давления выше расчетного установлен предохранительный клапан СППК4-100-16. Сброс после клапана предусмотрен в сепаратор С-5.

Сепаратор поз.С-5 - горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами объемом 50 м3 с

подогревом. Жидкая фаза из сепаратора сбрасывается в емкость Е-I, а газ в факельный сепаратор С-6.

Консорциум « Н е д р а »

61

Установленные на О-2 средства КИПиА позволяют контролировать:

-уровень раздела фаз «нефть-вода»;

-давление на выходе из О-2.

Ступень глубокого обезвоживания

Частично обезвоженная нефть (турнейский и девонский потоки) после ступеней предварительного обезвоживания

(сырьевых РВС-1/1,2,3) , дренажная эмульсия с электродегидраторов, обезвоженная дренажная эмульсия из отстойника О-3 и частично обезвоженная нефть с Тарханской УПСВ поступают на прием сырьевого насоса Н-I/I,2,3.

Насосы Н-1/1,2,3 центробежные, марки ЦНС 180/170 (1 рабочий, 2 – резервных). Производительность насоса 180

м3/час при мощности Nдв= 132 и 160 кВт. Насосы поз.Н-1/1,2,3 оборудованы системой автоматизации, осуществляющей:

-контроль и регистрация текущих значений давления в выкидных линиях насосов с отслеживанием и сигнализацией предельных значений;

-автоматический останов насосов по максимальному давлению

-контроль температуры подшипников с отслеживанием и сигнализацией предельных значений;

-местный контроль давления и температуры на выкидных линиях насосов.

Сбор утечек от сальников насосов Н-I/I,2,3 из камеры производится в заглубленную емкость Е-2.

Емкость Е-2 – горизонтальная, цельносварная с коническими неотбортованными днищами с подогревателем. Объем емкости поз. Е-2 – 12,5 м3.

Консорциум « Н е д р а »

62

Откачка емкости Е-2 ведется с использованием передвижного откачивающего агрегата на вход насосов внутренней перекачки Н-I/I,2,3 по уровню в емкости LSAНL-45А c сигнализацией минимума и максимума уровня.

Насосом поз. Н-I/I,2,3 поток нефти прокачивается через группу путевых подогревателей П-3/2,3,4 через электроприводную запорную арматуру XV-024/2 или через электро-приводную запорную арматуру XV-024/1 нефть подается во вновь запроектированные теплообменники – рекуператоры Т-101/1, Т-101/2 (Т-101/3) – резервный).

В теплообменнике - рекуператоре Т-101/1,2 (Т-101/3) нефть подогревается горячей товарной нефтью.

Т-101/1,2 (Т-101/3) пластинчатый теплообменник с площадью теплообмена 63 м2.

В теплообменнике поз.Т-I01/1, Т-101/2 (Т-101/3) нефтяная эмульсия нагревается до 50 - 60 0С теплом горячей очищенной нефти, подаваемой насосами Н-102/1,2,3 из рибойлеров Т-102/1,2.

Температура сырой нефти на выходе из теплообменника Т-101/1, Т-101/2 (Т-101/3) контролируется по прибору ТТ-

027, ТТ-029 (ТТ-032) с сигнализацией предельных параметров.

После теплообменника Т-101/1, Т-101/2 (Т-101/3) подогретая нефть направляется в отстойник глубокого обезвоживания поз. О-1 и параллельный отстойник поз.О-1/1 (БУОН-200/1,6-Г), где осуществляется процесс глубокого обезвоживания – отстой эмульсии, отделение и сброс пластовой воды.

Подогреватели П-3/2,3,4 с водяным теплоносителем служат для нагрева нефтяной эмульсии. Производительность по нефти - 2350 т/сут каждый. Тип горелок - инжекционный. Количество горелок – 2. Подогреватель нефти ПП-1,6

оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования СА-ПНГ.М-2И, обеспечивающими:

Технологический контроль:

Консорциум « Н е д р а »

63

- уровня теплоносителя внутри сосуда – ДРУ1ПМ;

-давления топливного газа перед горелкой Рмин=0,15 кгс/см2, Рмак=1,2 кгс/см2. - ДМ2005Сг, «МЕТРАН»;

-тяги в топках - Сапфир -22ДИВ;

-температуры нефти на выходе из ПП-1,6 – ТКП-100Эк;

-давления нефти на входе в ПП-1,6 - ДМ2005Сг, Сапфир-22ДД

-температуры нефти на выходе из ПП-1,6 – ТКП – 100Эк;

-загазованности – СГГ6М;

-температуры выходящих газов ТКП-100Эк.

Управление внешними исполнительными устройствами электромагнитными клапанами подачи топливного газа,

клапаном – отсекателем топлива , питание датчиков пламени , управление светозвуковой аварийной сигнализацией,

индикацией работы и вывод текстовых сообщений на дисплей ШУС-И , связь с высшим уровнем - через порт RS-232

или RS-485.

Пуск и остановка ПП-1,6 полностью автоматизирован по сигналу с высшего уровня или нажатием кнопки «ПУСК» или «СТОП» на дверце ШУС-И.

Консорциум « Н е д р а »

64

Подогретая до температуры 55-60 0С нефтяная эмульсия поступает в отстойник глубокого обезвоживания О-1 и

параллельный отстойник О-1/1, где осуществляется процесс глубокого обезвоживания – отстой эмульсии, отделение и сброс пластовой воды.

Отстойники О-1 и О-1/1 – горизонтальные цилиндрические аппараты со сферическими днищами объемом 200 м3.

Отделившаяся пластовая вода после отстойников О-1 и О-1/1 через клапаны-регуляторы сбрасывается на ступень дополнительной обработки дренажных эмульсий в отстойник О-3.

Обезвоженная нефть из отстойников О-1 и О-1/1 поступает на вход в электродегидраторы Э-1,2 .

Отстойники О-1 и О-1/1 снабжены средствами автоматизации:

-контроль и регистрация текущих значений давления жидкости в аппарате с отслеживанием и сигнализацией предельных значений в отстойнике О-1/1;

-контроль и регистрация уровня раздела фаз нефть-вода в аппаратах с отслеживанием и сигнализацией предельных значений;

-автоматическое регулирование уровня раздела фаз в отстойнике О-1/1 с помощью регулирующего клапана;

-местный контроль давления и температуры нефти в отстойниках.

С целью защиты отстойников О-1 и О-1/1 от разрушения при аварийном повышении давления установлены предохранительные клапаны. Сброс с предохранительных клапанов осуществляется в сепаратор С-5.

Ступень электрообессоливания

Консорциум « Н е д р а »

65

Обезвоженная нефть после отстойников О-1, О-1/1 поступает в электродегидраторы марки 2ЭГ-160-2М-2-«У» Э-I

(Э-2). На трубопроводе нефти после отстойников О-1, О-1/1 установлен смеситель нефти (эмульсии) с промывной пресной водой, подаваемой для обессоливания нефти.

В смеситель подается техническая вода от насоса Н-6/1,2 из емкости поз.Е-5.

Емкость воды Е-5 – горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, с подогревателем. Объем емкости – 20 м3.

Насос Н-6/I. Центробежный марки 38/176. Производительность Н6/1 38м3/час при максимальном напоре на выкиде

1,76 МПа. Насос Н-6/2 марки ЦВК-5/125. Производительность 18 м3/час при максимальном напоре на выкиде 1,25 МПа.

Количество подаваемой воды может составлять до 15% от объёма нефти, подаваемой на ступень обессоливания,

контролируется счетчиком «Норд» с выводом показаний в операторную.

Уровень воды в емкости Е-5 регулируется системой приборов. Клапан регулятора установлен на трубопроводе подачи воды в емкость Е-5. Имеется сигнализация максимального уровня в емкости Е-5.

Электродегидратор Э-1 (Э-2) представляет собой горизонтальный, цилиндрический аппарат объемом 160 м3 с двумя трансформаторами типа ОМ-60/22-71.IV. Штуцер вывода нефти расположен на верху аппарата. Снизу аппарата расположены штуцера отвода слабоминерализованной воды, дренажа аппарата в обогреваемую емкость Е-I.

Сброс слабоминерализованной воды производится через клапан регулятора уровня раздела фаз на прием технологических насосов Н-I/I,2,3.

Консорциум « Н е д р а »

66

В электродегидраторе Э-1 (Э-2) измеряется и регулируется уровень раздела фаз «нефть-вода» c сигнализацией минимума и максимума. Электродегидратор Э-I (Э-2) имеет индикатор отключения напряжения и сигнализацией минимума уровня, индикаторы уровня масла в трансформаторах с сигнализацией минимума и индикатор температуры масла c сигнализацией максимума (65 0С) на пульте управления.

Процесс электрообессоливания заключается в отделении нефти от воды и солей путем разрушения эмульсии и промывке ее пресной водой с последующей обработкой в электрическом поле.

В начале нефть обрабатывается в слабом электрическом поле между зеркалом отстоявшейся воды и нижним электродом, затем в сильном электрическом поле между электродами, после чего обессоленная нефть выводится из аппарата.

Обессоленная нефть после электродегидратора поз.Э-1 (Э-2) проходит ручную задвижку 37, теплообменник поз.Т-

1, ручную задвижку 38, электроприводную задвижку ZV-001 и поступает в сепаратор поз.С-2.

Для очистки нефти от сероводорода обессоленная нефть после электродегидратора поз.Э-1 (Э-2) подается на колонну очистки К-101 через ручную задвижку 39, клапан-регулятор давления PIR-23б, электроприводную задвижку

ZV-002.

Очищенная в колонне К-101 от сероводорода и охлажденная в теплообменниках-рекуператорах Т-101/1,2,3; Т-

103,Т-104; Т-105/1,2 нефть подается в существующий сепаратор С-2.

Примечание: Описание очистки нефти от сероводорода приведено в пункте 3.4.а.

Консорциум « Н е д р а »