КРИВОЛУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

33

так и угленосной), которые откачивают нефть на Алакаевскую УПН. Давление на напорной линии насосов составляет

1,2-3,0 МПа (PI-33,31,35).жидкость в газовом сепараторе У-2

В случае вывода из эксплуатации сосуда Е-3, угленосный поток подаётся на С-6 через задвижки № 36, 39 и далее как по предыдущей схеме. Все технологические параметры работы аппарата С-6 аналогичны параметрам работы Е-3.

Отделившаяся вода с О-9 через задвижку №111 и с С-6 через задвижку №112, под давлением до 0,6 МПа поступает на ДНС по основной линии или по резервной линии через задвижки № 2,4,44

Скопившийся конденсат и капельная жидкость в газовом сепараторе С-7 через задвижку №56 откачивается вакуумным бойлером и вывозится на УПН Алакаевская и сливается в канализационную ёмкость с последующей откачкой в голову процесса.

Уровень в буллитах УПСВ контролируется уровнемерами РУПШ, У – 1500 и регулируется вручную задвижками, предусмотрена сигнализация превышения или понижения уровня.

Давление газа в буллитах контролируется по техническим манометрам, регулируется вручную задвижками.

Контроль давления на напорной линии насосов осуществляется по техническим манометрам.

Реагентное хозяйство предназначено для подачи перед ступенью сепарации в угленосный и девонский поток реагента-деэмульгатора, с целью разрушения эмульсии типа «вода в нефти». Деэмульгатор может подаваться постоянно или периодически по мере ухудшения отделения пластовой воды.

Консорциум « Н е д р а »

34

Реагент-деэмульгатор хранится в бочках, сливается в сливную 8 м3 емкость, и поступает на прием дозировочного насоса НД, откуда определенным количеством подается в буллиты С-5,С-6 – девонский поток, в буллит Е-3 угленосный поток. Для определения количества реагента мерники оборудованы замерными стеклами.

Объектами автоматизации на Ново-Запрудненской УПСВ являются следующее оборудование:

Буллиты Е-3,4, С-5,6;

Газовые сепараторы С-7,У-2;

Насосная транспорта нефти;

Узел замера нефти.

Уровень в емкостном оборудовании контролируется сигнализаторами уровня с местными показаниями РУПШ, У-

1500 и выводом сигнализации в операторную. В сепараторе С-5,6 – LIA-1,LT-3, в С-7 – LI-5, в О-9 – LIA-21. LT-24, в Е- 3,4 – LIA-8,14. Давление в аппаратах измеряется техническими манометрами с местными показаниями текущего значения давления.ВС-5,6–PI-2,4,вС-7– PI-6, в О-9 – PI-20, в Е-3,4 – PI-15,9.

Давление в напорной линии насосных агрегатов контролируется техническими манометрами МТ. Н-3 – PI-41, Н-4 – PI-37, Н-5 – PI-35, Н-6 – PI-33, Н-7 – PI-31.

Жидкость с установки замеряется оперативными узлами учета жидкости (счетчики «Турбоквант 75х4,0» - для замера угленосного потока, «МИГ-50х40» – для замера девонского потока), текущие и суммарные показания которых отображаются на вторичном приборе в помещении операторной (FIY-27,28).

Выводы:

Дополнительного сепарационного и насосного оборудования не требуется. УПСВ работает в штатном режиме.

Консорциум « Н е д р а »

35

6 Предварительная подготовка продукции на УПН «Алакаевская»

Наименование, назначение производственного объекта

Наименование объекта – Алакаевская установка подготовки нефти («Алакаевская УПН») цеха подготовки нефти и газа № 4 (ЦПНГ-4) Управления подготовки нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз».

Алакаевская установка подготовки нефти предназначена для обработки продукции скважин, поступающих с Алакаевского, Ново-Запрудненского, Сколковского, Аульского, Путиловского, Криволукского, Белозёрско-Чубовского месторождений.

В состав сооружений, рассматриваемых в данном регламенте, входят: блока деэмульсации., который включает:

•технологические емкости О-1,3,4,7,8,9,10;

•блок дозирования химического реагента;

•водонасосная;

•узел учета воды;

•канализационные емкости КЕ-1,3;

•аварийная емкость Е-11,

•факел (свеча).

•товарный парк Алакаевской УПН, который состоит из:

Консорциум « Н е д р а »

36

•3-х резервуаров: РВС-1 объемом 3000 м3 (в работе); РВС-3 объемом 2000 м3 (выведен в ремонт); РВС-6

объемом 5000 м3 (выведен в ремонт);

•сепараторов Е-6, Е- 5;

•буллитов Е-1,Е-2, Е-3;

•газосепаратора С-4;

•насосов перекачки Н-1, Н-2, Н-3, Н-4;

•система измерения количества нефти сырой (СИКНС)– 1 шт;

•система измерения количества газа СИКГ, сжигаемого на факеле – 2 шт.

•операторная – 2 шт.

Проектная мощность установки по угленосному потоку составляет до 6000 тонн\сут с обводнённостью до 60% на входе на установку и остаточной обводнённостью на выходе с УПН до 5%

Проектная мощность установки по девонскому потоку до 6000 тонн\сут с обводнённостью до 60% на входе на установку и остаточной обводнённостью на выходе с УПН до 5%

Проектный сброс угленосной воды до 3474м3/сутки Фактическая производительность установки по жидкости - 6500 м 3/сутки – 8500 м3/сутки

Фактическая производительность установки по нефти - 3000 м3/сутки – 4500 м3/сутки Рабочий проект выполнен институтом ОАО «Гипровостокнефть» в 1965г.

Установка подготовки нефти была введена в эксплуатацию в 1972 г.

Консорциум « Н е д р а »

37

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции

Сырьем для установки подготовки нефти является обводненная газонасыщенная продукция скважин Алакаевского,

Путиловского месторождений, а также частично подготовленной нефти, транспортируемой с УПСВ «Ново-

Запрудненская», УПСВ Белозёрская. Готовой продукцией является подготовленная нефть.

Характеристики их приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции

Консорциум « Н е д р а »

38

Продолжение таблицы 6.1

Консорциум « Н е д р а »

39

Консорциум « Н е д р а »

40

Продолжение таблицы 6.1

Консорциум « Н е д р а »

41

Консорциум « Н е д р а »