КРИВОЛУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.pdf52
Продолжение таблицы 6.1
|
|
Наименование |
|
Номер государст- |
Показатели |
|
|
|
|
|
|
|
венного или от- |
Норма по ГОСТ, |
Область при- |
||||
|
|
сырья, матери- |
|
качества, |
|||||
|
№ |
|
раслевого стандарта, |
ОСТ, СТП, ТУ |
менения из- |
||||
|
алов, реагентов, |
|
обязательные |
||||||
|
п/п |
|
технических |
(заполняется при |
готовляемой |
||||
|
изготовляемой |
|
для |
||||||
|
|
|
условий, стандарта |
необходимости) |
продукции |
||||
|
|
продукции |
|
проверки |
|||||
|
|
|
организации |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. Массовая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
доля |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
основного |
|
50±5 |
|
|
|
|
|
|
|
вещества, % |
|
|
|
Применя-ется |
|
|
|
|
|
вес. |
|
|
|
для |
|
8 |
Деэмульгатор - |
|
Импортная |
|
|
|
|
разрушения |
|
|
|
|
|
|
||||
|
Реапон – 4В |
|
поставка |
|
|
|
|
водо- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефтяных |
|
|
|
|
|
2. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура |
|
|
|
эмульсий. |
|
|
|
|
|
, °С: |
|
минус 50 |
|
|
|
|
|
|
|
застывания |
|
плюс 25 |
|
|
|
|
|
|
|
вспышки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
53
|
|
|
3. Вязкость, |
|
|
|
|
|
сПз |
42 |
|
|
|
|
+20 |
|
|
|
|
|
190 |
|
|
|
|
|
-20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. |
|
|
|
|
|
Растворимос |
|
|
|
|
|
ть, г/л |
До 2,0 |
|
|
|
|
в воде |
До 0,2 |
|
|
|
|
в нефти |
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
54
Продолжение таблицы 6.1
|
|
Наименование |
|
Номер государст- |
Показатели |
|
|
|
|
|
|
|
венного или от- |
Норма по ГОСТ, |
Область при- |
||||
|
|
сырья, матери- |
|
качества, |
|||||
|
№ |
|
раслевого стандарта, |
ОСТ, СТП, ТУ |
менения из- |
||||
|
алов, реагентов, |
|
обязательные |
||||||
|
п/п |
|
технических |
(заполняется при |
готовляемой |
||||
|
изготовляемой |
|
для |
||||||
|
|
|
условий, стандарта |
необходимости) |
продукции |
||||
|
|
продукции |
|
проверки |
|||||
|
|
|
организации |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Внешний |
|
Прозрачна |
|
|
|
|
Деэмульгатор – |
|
|
вид |
|
жидкость от |
|
|
|
|
|
|
|
|
светло-желтого |
|
|
|
|
9 |
ДИН-1Е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
до светло- |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
коричневого |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
цвета |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Массовая |
|
45-80 |
|
Применяется |
|
|
|
|
|
доля |
|
|
|
для |
|
|
|
|
|
активного |
|
|
|
разрушения |
|
|
|
|
|
вещества, |
|
|
|
водо- |
|
|
|
|
|
%масс |
|
|
|
нефтяных |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
55
|
|
|
|
|
Вязкость |
150 |
|
эмульсий. |
|
|
|
|
|
|
|
кинематичес |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кая при |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
температуре |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20°С, мм2/с, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
не более |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 6.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
|
Номер государст- |
Показатели |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Норма по ГОСТ, |
|
Область при- |
|
|||
|
|
сырья, матери- |
|
венного или от- |
качества, |
|
|
|
||
|
№ |
|
|
ОСТ, СТП, ТУ |
|
менения из- |
|
|||
|
алов, реагентов, |
|
раслевого стандарта, |
обязательные |
|
|
|
|||
|
п/п |
|
|
(заполняется при |
|
готовляемой |
|
|||
|
изготовляемой |
|
технических |
для |
|
|
|
|||
|
|
|
|
необходимости) |
|
продукции |
|
|||
|
|
продукции |
|
условий, стандарта |
проверки |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
организации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
56
Температура
застывания, °С, не выше
с
содержание
ммассовой
доли
активного
Минус 50
вещества
45,0+5%
масс;
Минус 10
с
содержание
ммассовой
доли
активного
вещества
75,0+5%
масс;
Температура вспышки, °С
Консорциум « Н е д р а »
57
Температура 16
воспламенен
ия, °С
Температура 420
самовосплам
енения, °С
Консорциум « Н е д р а »
58
Описание технологического процесса и технологической схемы установки
Подготовка угленосных и девонских потоков на установке
На установке ведется раздельная подготовка угленосного и девонского потоков продукции скважин.
1.Девонский трёхфазный поток (нефть, пластовая вода, газ) под давлением 0,3 – 0,6 МПа с температурой 5 – 40 0С
иобводнённостью 10 – 50 % через задвижки №1, 2 поступает в технологические аппараты – отстойники О-1 или О-9
(один из аппаратов находится в резерве). Раздел фаз нефть-вода в О-1 (О-9) контролируется уровнемером У-1500 (LТ-
59,57) и регулируется объемом дренируемой воды из аппаратов через задвижки №144, 124 и контролируется по приборам с выводом показаний на щит контроля в операторной (LТY-59,57). Уровень раздела фаз нефть-вода в аппарате
– 1300-2000 мм от нижней части аппарата. Отстойники оборудованы техническими манометрами (ТМ) (PI-60,58) ,
контроль давления ведётся по месту. Из технологического отстойника О-1 (О-9) нефть под давлением 0,3 – 0,6 МПа через задвижки №8,23,69,2а (1а,3а,4а) поступает на перекачку в буферные нефтяные ёмкости Е – 2 (Е-1,3 – резервный). где смешивается с нефтью угленосного потока и под давлением 0,2 – 0,5 МПа, поступает на приём насосов №1 задв№24б,9,15а,1н и №4 (резервный) (задвижки №24б.26б,29,7у) №3 (резервный) (задвижки №20б.17д,4н, 6н) и далее под давлением откачки нефти 0,8- 4,0(PI-32, 33), через систему измерения количества нефти сырой (СИКНС), перекачивается по напорному нефтепроводу на УКПН – 2. Сосуды Е-1,2,3 оборудованы (ТМ) (PI-23.24). Контроль давления по месту.Уровень раздела фаз нефть-газ в аппаратах контролируется уровнемером У-1500 (LT-20.22) и держится в пределах 1000-2100мм., с выводом показаний на щит контроля в операторную (LTY20,22).
Пластовая вода из технологических аппаратов – отстойников О-1, 9 под давлением 0,3 – 0,6 МПа, поступает в отстойник О-7 (задвижки №144,124,18А). Уровень водораздела фаз вода – газ в О-7 поддерживается в пределах 1000-
Консорциум « Н е д р а »
59
3000 мм и контролируется уровнемером ВМ-100 (LТ-65) ) с выводом показаний на щит контроля в операторную (LTY65). Сосуд оборудован (ТМ) (PI-66) контроль давления по месту. Из отстойника О-7 (задвижка №26А) пластовая вода поступает на приём водяных насосов №3 или № 4 и под давлением откачки 1,2 – 3,5 МПа (PI-78,79), через расходомер «Турбоквант» 100/ 40 (FE-81) с выводом показаний на щит контроля в операторную (FIY-81), закачивается в поглощающие скважины №103, 125, 604.
При входе девонского потока на установку, ведётся контроль температуры датчиком температуры (ТТ-54). С выводом показаний на щит контроля в операторной (TY-54). Реагент – деэмульгатор дозировочными насосами НД с расходом реагента 30-50гр/тн., через задвижку №38 подаётся в девонский нефтепровод за 50 м до входа в технологические аппараты – отстойники. В зимнее время в девонский поток через задвижку №7п подогревается острым паром, приёмная задвижка врезана за 50 метров до входа в первую ступень подготовки нефти ( О-1, 9)
2. Угленосный трёхфазный поток (нефть, пластовая вода и газ) при температуре 5 – 40 0С по нефтепроводу с обводнённостью 60 – 70 % под давлением 0,3 – 0,6 МПа, через задвижки№5, 5а. 6. поступает в технологические аппараты – отстойники О-10 или О-3 (один из аппаратов находится в резерве). Уровень раздела фаз нефть-вода в аппаратах контролируется уровнемером У-1500 (LT-55.61) и держится в пределах 1300-2000мм., с выводом показаний на щит контроля в операторную (LTY55,61), и регулируется объемом дренируемой воды. Давление в аппарате 0,3-0,6
МПа контролируется техническим манометром по месту (PI-56,62). Из технологического отстойника О-10 (О-3) нефть через задвижки №12,12в,17,29 поступает в аппарат – отстойник О-4(О-3) под давлением 0,3 – 0,6 МПа. Уровень раздела фаз нефть – вода контролируется уровнемером У- 1500 (LТ-63) и поддерживается в пределах 1500-2000 мм с выводом показаний на щит контроля в операторную (LTY63,61). Давление в аппарате контролируется техническим
Консорциум « Н е д р а »
60
манометром по месту (PI-64,62). При входе на установку угленосного потока замеряется температура по прибору (ТТ-
51). Показание контролируется на щите контроля в операторной (TY-51). Реагент – деэмульгатор дозировочными насосами НД с расходом реагента 50-60гр/тн., через задвижку №37 подаётся в угленосный нефтепровод за 50 м до входа в технологические аппараты – отстойники.
Отстойник О-10 (О-3) может работать отдельно от аппарата – отстойника О-4 или последовательно с ним. О-3
может работать как первой ступенью, второй ступенью, так и резервом для О-4. В зимнее время угленосный поток через задвижку №8п подогревается острым паром, за 50 метров до входа в первую ступень подготовки нефти (О-3, 10), до температуры 5 – 40 0С. Из отстойника О-4 (О-3) кондиционная нефть через задвижки №31,14а,59,3а,4а по нефтепроводу поступает на перекачку в буферные ёмкости нефи Е-2 (Е-1,3 – резервная). Уровни раздела фаз нефть-газ в аппаратах контролируется уровнемероми У-1500 (LT-20,21,22) и держится в пределах 1000-2100мм., с выводом показаний на щит контроля в операторную (LTY20,21,22). Давление в аппаратах 0,2-0,5 МПа контролируется техническими манометрами по месту (PI-23,24,30). С буферных емкостей нефти Е-2 (1,3) нефть поступает на приём насосов №1 через задвижки №24б,9,15а,1н и №4 (резервный) задвижки №24б,26б,9,7у , №3 (резервный) (задвижки №20б.17д,4н, 6н) и далее под давлением 0,8-4,0МПа (PI-32, 33), через ОУУН перекачивается по напорному нефтепроводу на УКПН – 2.
В состав ОУУН входят:
блок измерительных линий (БИЛ), включающий в себя рабочую, резервную и контрольную измерительные линии. На рабочей и резервной измерительных линиях предусмотрена установка фильтров;
блок контроля качества нефти (БКН), предназначенный для измерения содержания воды в пластовой нефти, отбора объединенной пробы жидкости. Блок контроля качества нефти включает в себя:
Консорциум « Н е д р а »