Красноармейского месторождения

23

отделения конденсата. При превышении уровня конденсата в факельном сепараторе выше 300 мм (от нижней образующей аппарата) срабатывает сигнализатор уровня LSA-6, который выдает сигнал в систему предупредительной сигнализации.

Для сжигания попутного нефтяного газа предусматривается факельная установка с запально-сигнализирующим устройством. Запально-сигнализирующее устройство предусматривает дистанционный розжиг дежурной горелки из помещения операторной, контроль отсутствия пламени факела и контроль давления топливного газа, подаваемого к дежурным горелкам. Прибор, сигнализирующий об отсутствии пламени, поставляется комплектно с запально-

сигнализирующим устройством и передает сигнал в систему аварийной сигнализации. Эксплуатация средств контроля и розжига оголовка факельного проводится согласно документации предприятия-изготовителя ОАО «ТатНИИнефтемаш».

Расход нефтяного попутного газа на факел контролируется счетчиком газа типа FOCUS PROBE.

Для предотвращения повышения давления в емкостях Е-1/1, Е-1/2 выше допустимого рабочего, на аппаратах установлены предохранительные клапаны (1 рабочий, 1 резервный). Сброс с предохранительных клапанов осуществляется на факел.

Для опорожнения емкостей Е-1/1, Е-1/2 предусмотрена подземная дренажная емкость ДЕ-1/1. При заполнении дренажной емкости до верхнего уровня 1800 мм срабатывает сигнализатор уровня LSA-12, который подает сигнал в схему предупредительной сигнализации, после чего необходимо включить насос в дренажной емкости для откачки конденсата.

Включение и отключение насоса предусмотрено кнопками, размещенными в непосредственной близости от него.

Предусмотрено также дистанционное отключение со щита КИПиА в операторной. Информационная световая сигнализация о текущем состоянии насоса («Работает», «Стоит») высвечивается на щите КИП. При опорожнении емкости до нижнего

Консорциум « Н е д р а »

24

уровня 300 мм (от нижней образующей аппарата) срабатывает сигнализатор уровня LSA-10, который выдает сигнал в схему предупредительной сигнализации.

Для сбора конденсата из факельного сепаратора предусмотрена подземная дренажная емкость ДЕ-1/2. При наполнении дренажной емкости до верхнего уровня 1500 мм срабатывает сигнализатор уровня LSA-5, и выдает сигнал в схему предупредительной сигнализации. После чего необходимо включить насос в дренажной емкости для откачки нефтяного конденсата. Включение и отключение насоса предусмотрено кнопками, размещенными в непосредственной близости от него. Предусмотрено также дистанционное отключение со щита КИПиА в операторной. Информационная световая сигнализация о текущем состоянии насоса («Работает», «Стоит») высвечивается на щите КИП. При опорожнении емкости до нижнего уровня 300 мм (от нижней образующей аппарата) срабатывает сигнализатор уровня LSA-4 и выдает сигнал в схему предупредительной сигнализации.

Для своевременного обнаружения довзрывных концентраций горючих газов и паров в воздухе рабочей зоны на площадке налива нефти, технологической площадке и площадке факельного сепаратора установлены датчики загазованности QE-17а…QE-17з прибора СТМ-10. Указанные датчики осуществляют непрерывный контроль за концентрацией взрывоопасных горючих углеводородных газов, выраженной в процентах от нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР) данных газов. При нарушении герметичности технологического оборудования в случае попадания в зону размещения датчика горючих газов и при увеличении их концентрации с достижением двух порогов (20 % и 40 % от НКПР) срабатывает соответственно предупредительная и аварийная сигнализация в операторной и на контролируемой площадке ПНН. На площадке налива нефти, технологической площадке и площадке факельного сепаратора предусматривается контроль загазованности окружающего воздуха датчиками ДВК. При превышении

Консорциум « Н е д р а »

25

концентрации смеси углеводородов (С1-С6) в воздухе выше 20 % НКПВ (нижнего концентрационного предела взрываемости) срабатывают сигнализаторы загазованности типа СТМ-10, (QISA-17а) и подают сигналы в схему аварийной сигнализации в операторную и на контролируемые площадки (световой и звуковой сигналы). При срабатывании сигнализации загазованности все работы по наливу нефти должны быть прекращены, заглушены двигатели. Въезд автобойлеров на территорию ПНН запрещён. Принять меры для определения источника загазованности и устранения последствий. Снятие звуковой сигнализации на площадке ПНН возможно кнопкой, размещенной в непосредственной близости от сработавшего светильника световой сигнализации. Снятие сигнала световой сигнализации невозможно без устранения причины срабатывания сигнализатора СТМ-10.

После устранения причин срабатывания деблокировка предупредительной или аварийной сигнализации возможна соответствующей кнопкой на щите КИПиА в операторной. Проверка работоспособности световой сигнализации УАС-24 и

на щите производится нажатием соответствующей кнопки на щите КИПиА.

Выводы и рекомендации

По состоянию на 01.01.2017 пункт налива нефти реконструкции не требует. При дальнейшем освоении месторождения следует внести изменения в технологический процесс: организовать сброс попутно добываемых вод в нагнетательные скважины Красноармейского месторождения.

Консорциум « Н е д р а »

26

6. Предварительная подготовка продукции на установке предварительного сброса воды «Софинско-

Дзержинская»

УПСВ «Софинско-Дзержинская» расположена в Красноармейском районе Самарской Области [4].

УПСВ «Софинско-Дзержинская» предназначена для первичной обработки нефти с Софинско-Дзержинского, Любимовского, Пиненковского, Ищанского, Колпинского, Петрухановского, Анютинского, Маланинского, Красноармейского, Буролатского, Ежовского, Летовского, Гражданского, Медведевского, Хомяковского, Покровского месторождений, кратковременного хранения и последующей перекачки нефти с обводненностью до 5 % на Горбатовскую УПСВ.

Первичная обработка нефти заключается в разгазировании, подогреве, сбросе пластовой воды.

Нефть с Софинско-Дзержинского месторождения подогреву не подвергается. Обработка нефти девонских и угленосных пластов осуществляется совместно.

Пластовая вода утилизируется в поглощение нефтяных пластов.

Технология УПСВ позволяет: подавать попутный нефтяной газ на Нефтегорский ГПЗ по газопроводу, а также полностью сжигать выделившийся попутный газ на факельной установке в зависимости от ведения технологического режима УПСВ.

На площадке ДНС размещается следующее оборудование:

Площадка слива нефти (подземные емкости ЕП-1С÷5С, дренажная емкость ДЕ-2С);

- Узел учета нефти №1, №;

Консорциум « Н е д р а »

27

-РВС №2 объемом 3000 м3;

-РВС №1 объемом 2000 м3;

-РВС №3 объемом 700м3;

-РВС №4 объемом 700м3;

-Подпорная насосная;

-Насосная внешнего транспорта (ЦНС 180×425 – 3 штуки);

-Дренажные емкости Е-2, Е-3, Е-5, Е-8, Е-4/1,2, Е-6, Е-10, ЕП-11, Е-13;

-Подогреватель нефти (3 шт.);

-Трехфазный сепаратор (4 шт.);

-Отстойник нефти (2 шт.);

-Буферная емкость (2 шт.);

-Насосы для откачки уловленной нефти в линию с АГЗУ 4,5;

-Отстойник воды (2 шт.);

-Газосепаратор (3 шт.);

-Буфер-дегазатор (1 шт.);

-Блок дозирования реагента (3 шт);

-Факельное хозяйство;

-Узел учета газа (1 шт).

Срок ввода УПСВ в эксплуатацию – 2006 г.

Консорциум « Н е д р а »

28

Первый пусковой комплекс введен в эксплуатацию в 2005 году.

Срок ввода узла сепарации нефти в эксплуатацию – ноябрь 2008 г.

Проект на УПСВ на Софинско-Дзержинском месторождении разработан ОАО «Гипровостокнефть» в 2005 году г.

Самара.

Проект на «Узел сепарации нефти УПСВ Софинско-Дзержинская» разработан ОАО «Гипровостокнефть» в 2007году г. Самара.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции

Девонские нефти Софинско-Дзержинского месторождения являются тяжелыми, с плотностью разгазированной нефти пласт Д3 при 20 ºС до 882 кг/м3, с содержанием парафина до 6,2 % масс., смол силикагелевых 4,9 % масс.,

асфальтенов – 4,8 % масс.

Нефть пласта А4 Софинско-Дзержинского месторождения – легкая, с плотностью разгазированной при 20 ºС нефти

793,4 кг/м3, с содержанием парафина 3,9 % масс., смол силикагелевых 1,5 % масс., асфальтенов 0,5 % масс.

Обводненность поступающей на УПСВ смеси нефтей Софинско-Дзержинского месторождения составляет 80-90 %

масс.

Смесь нефтей, доставляемых на УПСВ с помощью автобойлеров, имеет среднюю плотность при 20 ºС до 807-812

кг/м3, содержание парафина от 3,8 до 14% масс., содержание смол от 0,4 до 17,1% масс., асфальтенов от 0,25 до 4,05%

масс.

Обводненность смеси нефтей, доставляемых автобойлерами, колеблется от 1,2% масс. до 41,4-43,5% масс.

Консорциум « Н е д р а »

29

Описание технологического процесса и технологической схемы установки. Описание систем контроля и управления технологическим процессом

Приём нефти на Софинско-Дзержинскую УПСВ осуществляется с трёх направлений:

-с пункта слива нефти;

-с приёмного коллектора «УПСВ Пиненковская – Софинско-Дзержинская УПСВ»;

-с общего приёмного коллектора АГЗУ №1, 2, 4, 5, 6, 7, 8 Софинско-Дзержинского месторождения.

На пункт слива нефть с Ищанского, Колпинского, Летовского, Красноармейского, Маланинского, Гражданского,

Медведевского, Хомяковского, Покровского месторождений доставляется в автоцистернах, оборудованных сливными устройствами.

Слив нефти из автоцистерн осуществляется на площадке, имеющей 8 стояков.

Каждый стояк оборудован быстросъемной муфтой «сухого разъема» МСР-100, фильтром ФЖУ-100-1,6,

предназначенным для очистки нефти от механических примесей и запорной арматурой.

Из автоцистерн нефть самотеком через напорно-сливные рукава, фильтры по общему сливному коллектору поступает в подземные емкости ЕП-1С÷5С.

Слив нефти может производиться одновременно из 8 автоцистерн.

Подземные емкости ЕП-1С÷5С предусмотрены для приема нефти из автоцистерн и кратковременного хранения ее перед откачкой на установку предварительного сброса пластовой воды.

Каждая емкость ЕП-1С÷5С представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами объемом 200м3, диаметром 3400мм и змеевиком обогрева внутри.

Консорциум « Н е д р а »