Красноармейского месторождения

70

Сырая нефть после второй ступени сепарации газа поступает в технологические отстойники О-5/2-5 установки сброса пластовой воды (УПСПВ) объемом по 200 м3 каждый. Схемой предусмотрена подача нефти со II ступени сепарации на III ступень и далее в технологические резервуары.

Перед II ступенью сепарации предусмотрена подача реагента (деэмульгатора) из мерника № 4 насосом Н-16/1, 2 с технологической установки № 1.

В данных отстойниках происходит сброс основной массы пластовой воды вместе с растворенными солями.

После отстойников сырая нефть с обводненностью до 7 % об. поступает на третью ступень сепарации, где происходит ее дальнейшее разгазирование и далее поступает в технологические резервуары Р-7, 8, 9, 10, 11, 12. Из 6 технологических резервуаров три находятся в работе по приему сырой нефти, в два резервуара осуществляется прием ловушечной нефти, поступающей с очистных сооружений цеха и от технологических установок № 1, № 2.

Схемой предусмотрена подача сырой нефти после III ступени сепарации напрямую на прием сырьевых насосов. Для приема товарной нефти на ТХОУ имеются 6 товарных резервуаров РВС-5000 под номерами Р-1, 2, 3, 4, 3а, 4а. Для улавливания уносимой с УПСПВ нефти имеются напорные отстойники № 6/1, 2, а для откачки пластовой воды

предусмотрены буферные емкости № 7(2 4), из которых пластовая вода откачивается на ДНС-1, ДНС-2 для заводнения нефтяных пластов. При остановке откачки на ДНС-1, 2 схемой предусмотрен сброс пластовой воды на КНС-3.

С целью предотвращения коррозии в трубопроводы ТХОУ подается раствор аммиачной воды из емкостей Е-1, 2, 3

служащей ингибитором коррозии, применяется также ингибитор коррозии «Север».

Для замера уровней сырой и товарной нефти в резервуарах используются уровнемеры ВМ-70 с выводом показаний на компьютер в операторную с сигнализацией предельных значений.

Консорциум « Н е д р а »

71

Смесь газонасыщенной обводненной нефти угленосных, девонских пластов с Кулешовского, Лебяжинско-

Бариновского, Горбатовской и Южной группы месторождений с Т= (5 - 20 оС) поступает после участковых трапных установок УТУ в булиты (емкости) второй ступени сепарации № 7, 8, 9, 10, 15, 16, где происходит разгазирование и отделяется основная масса попутного нефтяного газа.

Давление в булитах второй ступени поддерживается в пределах 1,5 ÷ 3,0 кгс/см2 регулирующей заслонкой со сбросом газа в коммуникации газовой службы, контроль давления осуществляется по манометрам Р1-7, 8, 9, 10, 15, 16.

Уровень в булитах № 7, 8, 9, 10, 15, 16 поддерживается в пределах 30 ÷ 70 % механическими регуляторами – регулирующей заслонкой на выходе газа, предусмотрена сигнализация нижнего и верхнего предела уровня. Каждый булит сепарации II ступени снабжен предклапаном. После II ступени, если не работает УПСПВ нефть поступает в булиты (емкости) III ступени сепарации № 1, 2, 3, 4, 5, 6, 13, 14, где нефть освобождается от попутного нефтяного газа при давлении 0,05 ÷ 0,15 кгс/см2 и с содержанием остаточного попутного газа поступает в технологические резервуары на предварительный отстой пластовой воды, если работает УПСВ в резервуарах осуществляется дополнительный отстой.

Давление газа в булитах (емкостях) № 1, 2, 3, 4, 5, 6, 13, 14 сепарации III ступени контролируется техническими манометрами Р1-1, 2, 3, 4, 5, 6, 13, 14 по месту и регулируется задвижками вручную.

При работе УПСПВ сырая нефть после II ступени сепарации поступает на УПСПВ в отстойники О-5/2-5, где происходит отделение пластовой воды от нефти, далее нефть с содержанием воды до 7 % об. поступает на III ступень сепарации и далее в технологические резервуары или на насосную сырой нефти УПН.

Консорциум « Н е д р а »

72

Уровень воды в технологических отстойниках О-5/2-5 регулируется автоматически электродным методом и электронными приборами LC-5/2-5 (обозначение на схеме).

Когда электродная пара находится в нефтяной фазе, которая не является проводником электрического тока, то клапан на сбросе пластовой воды закрыт, нефть выходит из верхней части отстойника, работающего полным сечением.

В случае превышения уровня пластовой воды замыкается контакт электродной пары, открывается клапан и вода сбрасывается в напорные отстойники О-6/1, 2.

Давление в О-6/1, 2 контролируется техническими манометрами в пределах 0,5 ÷ 1,5 кгс/см2.

Пластовая вода из напорных отстойников поступает в буферные емкости № 7/2, 3, 4, 5 и отсюда насосами Н-2, 3, 4,

5, 6 откачивается на ДНС-1, ДНС-2 или на КНС-3.

Откачка воды производится в зависимости от уровня и давления в буферных отстойниках 7/2-5, регулируемом регулирующим клапаном и прибором регулятором С-7.

Нефть из напорных отстойников собирается в отстойник Е-7/1 объемом 100 м3 , затем центробежным насосом Х- 150-125-315 или из погружной емкости вертикальным насосом 12НА9×4 уловленная нефть откачивается в трубопроводы нефти на III ступень сепарации или в РВС ловушечной нефти.

Насосы для откачки пластовой воды типа ЦНСК-180×1050 оборудованы манометрами ЭКМ РISA-2, 3, 4, 5, 6 на общем выкидном коллекторе, в случае повышения давления следует сигнализация, блокировка и насос отключается,

если не будет принято мер по снижению давления. Предусмотрена откачка нефти из емкости 7/1 насосом Н-9 на сепарацию III ступени. Е-7/1 используется как уловленная емкость сырой нефти.

Консорциум « Н е д р а »

73

В технологических резервуарах РВС-5000 Р (7÷12) куда поступает нефть после III ступени сепарации поддерживается уровень воды 2,5 - 3,5 метра для более полного использования непрореагировавшего деэмульгатора и лучшего расслоения, резервуары снабжены дыхательными клапанами.

Уровень нефти и воды в технологических резервуарах контролируется приборами раздела фаз «нефть-вода» типа РУБ-III. Регулировка уровня пластовой воды осуществляется вручную задвижками, пластовая вода сбрасывается по трубопроводу в буферную емкость Е-1 и насосами Н-16, 17 откачиваются в РВС-13, 14 или может сбрасываться на КНС-

3. Взливы в резервуарах контролируются уровнемерами типа ВМ-70, показания выведены на компьютер в операторную.

Уровень жидкости в Е-1 регулируется клапаном, установленным на выходе Н-16, 17 и контролируется уровнемером с регистрацией показаний в операторной.

Схема откачки сырья с установки

Для откачки товарной нефти на установке имеются центробежные насосы Н-1, 3, 4, 5 и Н-7, 8, 9, насосы Н-14 и Н-

15 служат для внутрипарковой перекачки и циркуляции нефти.

Группа насосов Н-1, 3, 4, 5 и Н-7, 8, 9 предназначена для откачки стабильной нефти из резервуаров Р-3а, 4а, 1, 2, 3, 4 в магистральный нефтепровод «Кулешовка - Куйбышев по трубопроводу Ø 500 мм.

На узле учета № 234 регистрируется качество и количество нефти, сданной в Самарский РНУ.

Задвижки, установленные на узле учета нефти, должны соответствовать ГОСТу 5762-74, а вентили – ГОСТу – 5761-

74.

Консорциум « Н е д р а »

74

На напорном трубопроводе каждого насоса откачки нефти установлен обратный клапан и манометр для замера давления.

Общие требования к узлам учета нефти

Узел учета нефти № 234 предназначен для определения количества и качества нефти в единицах массы в соответствии с РД-153-39,4-042-99 с проведение учетно-расчетных операций между:

предприятием – сдающая сторона: ОАО «СНГ»; предприятием - принимающая сторона: Самарское РНУ, осуществляющим прием, хранение и дальнейшую

транспортировку партий нефти по маршрутам до потребителей в соответствии с заявками производителя нефти. Узел учета нефти включает в себя следующее технологическое оборудование и средства измерений (СИ). 1. Блок измерительных линий.

Состоит из трех измерительных линий Ду 150 мм (одна в работе, две в резерве при нормальном технологическом режиме), каждая содержит следующие СИ и оборудование:

-расходомер турбинный MVTM (6”) модель K2DSDBOA 300 фирмы «Smith Meter Sentry» диапазона 180 – 480 м3/ч;

-струевыпрямитель;

-датчики давления и температуры «Fisher Rosemount»;

-датчик перепада давления «Orange Research»

-фильтр Model FB-300-8 кВ (STR-130)

-регулятор расхода с электроприводом Rotork;

Консорциум « Н е д р а »

75

-клапаны предохранительный и сброса свободного газа;

-манометр МТИ-1246-4,0;

-термометр ТЛ 4-2.

2. Блок контроля качества нефти.

Представляет одну ветвь качества нефти Ду 50 мм и содержит следующие СИ и оборудование%

-пробоотборное устройство щелевого типа;

-фильтр;

-поточный влагомер УДВН-1ПМ;

-регулятор расхода с электроприводом Rotork;

-преобразователь плотности поточный Solarton 7835H;

-расходоме потока INVALCO;

-автоматический пробоотборник с накопительной канистрой марки Clif Mock;

-датчики давления и температуры «Fisher Rosemount»;

-кран – устройство для ручного отбора пробы.

Нефть поступает в БИК через щелевой пробоотборное устройство, установленное на приемном коллекторе узла учета. В блоке качества производится отбор проб и определение плотности. Кроме того, предусмотрен отбор проб вручную.

Автоматический пробоотборник в зависимости от установленных значений отбирает представительную пробу.

Управляется с контрольной панели оператора. Проба отбирается в канистру пробоотборника.

Консорциум « Н е д р а »

76

Замену контейнера с пробой производят в 1200 и 2400 московского времени ежесуточно. 3. Устройство сбора и обработки информации.

Представляет собой единый измерительно-вычислительный комплекс ИМЦ-0,3 на базе двух контроллеров. Управление технологическим процессом обеспечивается посредством контроллера PLC, имеет следующее оборудование:

-блоки бесперебойного питания;

-ИВК ИМЦ-0,3 компьютер верхнего уровня «Форвард»;

-шкаф КИПиА для системы учета нефти;

-рабочее место оператора, компьютер системы;

-принтер HP Laser Jet 2100TN.

Вахтовый персонал осуществляют по рабочей станции формирование, хранение и печать на принтере отчетной документации, акта приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти, всех типов отчетов (текущих оперативных, сменных, суточных, месячных).

Для сброса жидкости с ТПУ «Сапфир-500-4,0» предусмотрена дренажная емкость Е-1 объемом 12 м3. Откачка с емкости Е-1 осуществляется насосом НШ в магистральный нефтепровод «Кулешовка – Куйбышев».

При невозможности эксплуатации СИКН № 234 сдача в систему Самарского РНУ может осуществляться по резервной схеме по резервуарам 1, 2, 3, 4, 3а, 4а только после 2-х часового отстоя, имеющим градуировочные таблицы, утвержденные органами Госстандарта с применением средств измерений с действующими свидетельствами о поверке.

Отпуск нефти с пункта налива в автоцистерны

Консорциум « Н е д р а »