КРИВОЛУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

61

влагомер сырой нефти; автоматический пробоотборник; кран для ручного отбора проб; манометр; преобразователь давления;

преобразователь температуры.

Дренаж нефти с ОУУН производится в канализационную ёмкость КЕ-2.

Газ из буферных емкостей нефти Е–1,2,3 (задвижки №22г,17г,27г,10г, 23г) поступает в газосепаратор С–4 где происходит отделение капельной жидкости и конденсата, газовый сепаратор оснащен техническими манометрами (PI-

28) с контролем давления по месту. Далее через задвижку №5б под давлением 0,15 – 0,45 МПа по газопроводу подаётся на Отрадненский газоперерабатывающий завод. В случае аварии на газопроводе «УПН Алакаевская - ОГПЗ», а так же при аварийных и плановых остановках ОГПЗ, согласно действующей технологической схеме в соответствии с ранее выполненным проектным решением, выделившийся газ через систему измерения количества газа (СИКГ), задвижку № 16г направляется на факел для дальнейшей утилизации. Капельная жидкость и газовый конденсат, скопившийся в газовом сепараторе С-4, через дренажную задвижку № 14г периодически выдавливается через сепарационную ёмкость Е-5 в действующий РВС.

Пластовая вода из технологических отстойников О-10, 4, 3, под давлением 0,3 – 0,6 МПа (PI-56, 64,62) поступает в аппарат – отстойник О-8 (задвижки №145,146,150,17А). Уровень в О-8 контролируется уровнемером У-1500 (LT-68) и поддерживается в пределах 1000-3000 мм с выводом показаний на щит контроля в операторную. Давление в аппарате

Консорциум « Н е д р а »

62

0,2-0,5 МПа (PI-67) контролируется техническим манометром по месту. Вода с О-8 по водоводу подаётся на приём насосов №1 или №2 (задвижки №27б,1а,1в,4в), которыми закачивается в поглощающие и нагнетательные скважины. Давление на напорной линии насосов контролируется техническими манометрами по месту (PI-76, 77) и составляет 1,2 – 3,5 МПа.

Технологические ёмкости О-1,3,4,7,8 оборудованы предохранительными клапанами СППК 4Р по одному на сосуд. а на отстойниках О-9,10 оборудованы клапанной парой. Сброс газа с предохранительных клапанов производится в аварийную емкость Е-11. Давление в Е-11 – атмосферное. По мере накопления конденсата в Е-11 его дренируют через задвижку 22 в канализационную ёмкость КЕ-1 Уровень жидкости в ёмкости КЕ-1 контролируется уровнемером У-1500 (LT-69) и держится не более 2000мм., с выводом показаний на щит контроля в операторную (LTY69)., далее насосом НБ-32 через задвижку №33 закачивается в голову процесса на повторную обработку в угленосный поток. По мере накопления нефтяной шапки в водоотстойниках О-7; 8 через задвижки №№ 87,88 по газовой линии, сбрасывают в аварийную емкость Е-11 и далее в КЕ-1 с последующей откачкой в голову процесса. По мере накопления жидкости в КЕ-2, КЕ-3 (дренаж с насоса НБ-32), откачиваются вакуумным бойлером и сливаются в КЕ-1, уровни в данных емкостях контролируются визуально по месту. В аварийном случае или по технологической необходимости все потоки поступающие на УПН, а также подготовленная собственная нефть и поступившая с УПН Красноярская, могут заводиться в аварийный действующий РВС с последующей откачкой жидкости н/насосом №5 через задвижки №№20а,21а в голову процесса, а подготовленной нефти в буферные ёмкости Е-2(1,3). 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 ,

Консорциум « Н е д р а »

63

№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.

Выводы:

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

В случае, если понадобится повышения качества воды рекомендуется установить фильтры.

Консорциум « Н е д р а »

64

7 Предварительная подготовка нефти на НСП-3 ЦПНГ-3

Общая характеристика объекта

После сепарации на промысле и частичного сброса воды продукция скважин поступает на установку № 3 НСП. На установке предварительной подготовки нефти № 3 производится разгазирование обводненной нефти, холодный отстой в резервуарах с отделением нефти и пластовой воды.

На установке № 3 имеются две технологические нитки: установка № 1 и установка № 2, территориально расположенные на УКПН-1 и УКПН-2 соответственно. На технологической нитке № 1 производится подготовка девонской нефти, поступающей с Козловской УПСВ, СУ-6, 5, точки врезки 21 Кинель-Черкасского месторождения и с точки врезки 2 Мухановского месторождения. На технологической нитке № 2 производится подготовка девонской и угленосной нефти, поступающей с Козловской УПСВ, Алакаевской УПН, СУ-26, 3, 4, 7, 9, 10, 25, 27, 17, 11, 12, 18, 19 и с точки врезки 1 Мухановского месторождения.

Состав сооружений

Полный состав технологического оборудования установки № 3 представлен в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Перечень оборудования с указанием его количества по установкам № 3/1 и № 3/2

Консорциум « Н е д р а »

65

Консорциум « Н е д р а »

66

Продолжение таблицы 7.1

Производительность установки

Консорциум « Н е д р а »

67

Установка №3 НСП введена в эксплуатацию в 1957 году.

Проектная производительность установки №3 по товарной нефти составляет 46000 т/сут. Проектная производительность установки улавливания легких фракций составляет 8,2 м3/мин.

Проектная производительность установки системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) составляет 800 м3/час.

Проектная производительность насосной внешней перекачки нефти составляет 800 м3/час.

Характеристика сырья и готовой продукции

Сырьем установок № 3/1 и № 3/2 является обводненная до 85 % объемных нефть девонских и угленосных горизонтов, которая поступает на данные установки раздельными потоками. Обработка девонской и угленосной нефтей на установках также осуществляется раздельно.

На установку № 3/1 поступает продукция девонских горизонтов после предварительной промысловой подготовки со следующих установок:

•с СУ-2, СУ-5, 6, 21 и УПСВ «Козловская» по трубопроводу с условным диаметром (Dу) 300 мм и рассекающей задвижкой № 224, находящейся в районе насосной девонской герметизации (СУ-2, 6, 21 находятся в бездействии);

На установку № 3/2 поступает продукция девонских горизонтов после предварительной промысловой подготовки со следующих установок:

•с СУ-1 по трубопроводу с условным диаметром (Dу) 200 мм и рассекающими задвижками №№ 362, 365 (СУ-1

находится в бездействии);

Консорциум « Н е д р а »

68

•с СУ-7, 9, 10 по трубопроводу с условным диаметром (Dу) 250 мм и рассекающей задвижкой № 361;

•с СУ-11, 12, 14, 17, 18, 19 по трубопроводу с условным диаметром (Dу) 250 мм и рассекающими задвижками

№№358, 368.

На установку № 3/2 поступает продукция угленосных горизонтов после предварительной промысловой

подготовки со следующих установок:

•с СУ-1 по трубопроводу с условным диаметром (Dу) 250 мм и рассекающими задвижками №№ 356, 379, расположенными за ограждением товарного парка, вблизи факельного хозяйства УКПН-2 (СУ-1 находится в бездействии);

•с СУ-2, 3, 4, 22, УПН «Алакаевская» по трубопроводу с условным диаметром (Dу) 300 мм и рассекающими задвижками №№ 141, 392 (СУ-2, 22 находятся в бездействии);

•с СУ-17, 25, 27 по двум трубопроводам с условными диаметрами (Dу) 200 мм и 250 мм и рассекающими задвижками №№ 354, 355, 380, 381, расположенными за ограждением товарного парка (продукция с СУ-17 подается в трубопровод с условным диаметром (Dу) 200 мм);

•с СУ-26 и УПСВ «Козловская» по трубопроводу с условным диаметром (Dу) 250 мм и рассекающими задвижками №№ 370, 377.

•с ЗАО «Самара-Нафта» по трубопроводам с условными диаметрами (Dу) 200 мм и рассекающими задвижками №№ 510, 511

Готовой продукцией на установке № 3 является полностью разгазированная и обезвоженная до 2 % нефть,

которая далее подается на установки № 1 и № 2 НСП для подготовки ее до товарных кондиций.

Консорциум « Н е д р а »