Красноармейского месторождения

30

Для откачки нефти на УПСВ приемные емкости ЕП-1С÷5С оборудованы четырьмя полупогружными герметичными насосными агрегатами Н-1С÷4С типа 12НА22×6 с производительностью 150м3/час.

Нижние штуцера емкостей ЕП-1С÷5С соединены между собой трубопроводами, оснащенными запорной арматурой,

позволяющими емкостям работать как сообщающиеся сосуды.

Для уменьшения вредных выбросов в атмосферу емкости ЕП-1С÷5С между собой объединены газоуравнительной линией с «дыханием» в атмосферу через огнепреградители ПО-100 и дыхательные клапана КДЗТ-150М.

Для приёма нефти при аварийной разгерметизации автоцистерны и сбора проливов с площадки слива предусмотрена горизонтальная подземная емкость ДЕ-2С объемом 25м3, оснащённая полупогружным насосом Н-5С

типа НВ50х50 с производительностью 50м3/ч для откачки нефти через общий сливной коллектор в приёмные ёмкости ЕП-1С÷5С. В эту же емкость осуществляется сброс избыточного давления через блок предохранительных клапанов с прёмного коллектора «УПСВ Пиненковская – Софинско-Дзержинская УПСВ».

Для уменьшения времени слива нефти из автоцистерн в зимний период, 4 стояка слива оборудованы эжекторами.

Пар в эжектора подается от агрегатов ППУ.

Для оперативного ведения учета нефти, поставляемой с месторождений автобойлерами, на УПСВ Софинско-Дзержинского месторождения предусмотрен узел учета нефти №1 (УУН №1).

Нефть с пункта слива с давлением 8 кгс/см2 и температурой 10ºС (зимой) или 17-35ºС (летом) насосами Н-1С,2С,3С,4С подается на оперативный узел учета нефти №1.

Также во входной коллектор оперативного узла учета №1, по трубопроводу Ду-200 мм, поступает жидкость с Ежовского, Петрухновского, Любимовского, Хребтового, Пиненковского, Буролатского и Анютинского месторождений.

Консорциум « Н е д р а »

31

Предусмотрен автоматический сброс нефтяной эмульсии с предохранительных клапанов при повышении давления в трубопроводе более 9,0кгс/см² в аварийную дренажную емкость ДЕ-2С.

В состав УУН №1 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:

-влагомер сырой нефти;

-автоматический пробоотборник;

-кран для ручного отбора проб;

-манометр;

-индикатор расхода жидкости через БКН;

-насос НП-За для прокачки нефти через БКН.

Дренаж нефти с УУН №1 производится в подземную емкость Е-13.

После оперативного узла учета №1 нефть с пункта слива и с приёмного коллектора «УПСВ Пиненковская -

Софинско-Дзержинская УПСВ» общим потоком с обводнённостью до 20% через задвижку №200, узел подключения У-1

(электроприводная задвижка ЭЗ-101), электроприводную задвижку ЭЗ-111 под давлением 8,5кгс/см² поступает в трёхфазный сепаратор ТФС-3, где при температуре зимой 10ºС, летом 25ºС происходит отделение (сепарация) попутного газа и предварительный сброс пластовой воды через задвижки №№204, 205, 206, 217, 277, 92, 93, 94, 95 и

Консорциум « Н е д р а »

32

клапан К-103 в отстойники воды О-1/1, 2 для подготовки пластовой воды (в т.ч. очистки от остаточных нефтепродуктов и мех примесей). Давление в ТФС-3 равное 7,8кгс/см² поддерживается клапаном К-101, установленным на линии выхода газа из ТФС-3.

После ТФС-3 нефтяная эмульсия в зимний период через задвижки №№210, 211, 224, 228 и клапан К-102 поступает в блок подогревателей нефти с промежуточным теплоносителем П-1, 2, 3, где происходит её подогрев до температуры

25-30ºС.

Частично обезвоженная нефть из ТФС-4 через задвижки №№220, 221, 223, 235, 276, 275 и клапан К-105 поступает в приёмный коллектор отстойников обезвоживания БУОН-1, 2, где смешивается с потоком нефти с ТФС-1,2.

Выделившийся попутный газ из ТФС-3, 4 и буферной ёмкости БЕ-2 отводится в вертикальный газовый сепаратор ГС-2 объемом 8м3, где происходит отделение капельной жидкости. Конденсат из ГС-2 через клапан-отсекатель К-110

сливается в емкость Е-11.

Попутный газ из ГС-2 через электроприводную задвижку ЭЗ-106 поступает в факельный коллектор, а через задвижки №№ЭЗ-105, 259, 260 и регулирующий клапан К-111 на узел учёта газа (УУГ) и далее через задвижки №№278, 279 (280, 281) на Нефтегорский ГПЗ.

Попутный газ из ГС-2 через задвижки №№ЭЗ-105, 259, 260 и регулирующий клапан К-111 поступает на узел учёта газа (УУГ), а через электроприводную задвижку ЭЗ-106 в факельный коллектор.

Нефть с общего приёмного коллектора АГЗУ №1, 2, 4, 5, 6, 7, 8 Софинско-Дзержинского месторождения с давлением 7,0кгс/см2 и температурой 10ºС (зимой) и 17-25ºС (летом) через электроприводные задвижки ЭЗ-1, ЭЗ-3, ЭЗ-4

поступает в трехфазный сепаратор ТФС-1, 2, где происходит отделение (сепарация) попутного газа и предварительный

Консорциум « Н е д р а »

33

сброс пластовой воды. Регулирование давления в ТФС-1, 2 производится клапаном К-15, установленным на выходе газа из газового сепаратора ГС-1.

В трубопровод от общего приёмного коллектора с АГЗУ Софинско-Дзержинского месторождения к ТФС-1, 2

осуществляется подача деэмульгатора ДИН-4 дозирующим плунжерным насосом блочной установки БР-2,5 и дозирующим насосом блочной установки типа БДР-10/2-В3-01. Расход деэмульгатора согласно норм расхода реагента.

В случае необходимости нефть со скважин может подаваться через электроприводную задвижку ЭЗ-2 в буферную емкость БЕ-1 и далее через задвижки №№71, ЭЗ-58, ЭЗ-54, 76 в резервуар РВС-3000 №2.

Сепаратор ТФС-1, (2) представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами объемом 50м3. Внутри трехфазного сепаратора ТФС-1, 2 имеется перегородка, делящая сепаратор на две зоны: отстойную и нефтенакопительную, высота перегородки 1700мм, диаметр аппарата 2400мм.

Попутный газ из ТФС-1, 2 отводится в вертикальный газовый сепаратор ГС-1 объемом 8м3, где происходит отделение капельной жидкости. Конденсат из ГС-1 через клапан-отсекатель К-5 и электроприводную задвижку ЭЗ-15

сливается в емкость Е-4/1, 2. Для защиты от превышения давления газовый сепаратор ГС-1 оснащен спаренными предохранительными клапанами.

Попутный газ из ГС-1 подается:

-через регулирующие клапана К-15, К-12 и электроприводную задвижку ЭЗ-42 к запорно-регулирующему блоку факельной системы, а через электроприводную задвижку ЭЗ-41 и ГС-3 – к блоку путевых нагревателей с промежуточным теплоносителем П-1, 2, 3;

-через регулирующий клапан К-15, электроприводную задвижку ЭЗ-43 и регулирующий клапан К-11 подается в

Консорциум « Н е д р а »

34

факельный коллектор на продувку;

-через регулирующий клапан К-15 задвижки №№ЭЗ-44, ЭЗ-59 на узел учёта газа (УУГ);

-через регулирующий клапан К-15 и электроприводную задвижку ЭЗ-107 в факельный коллектор.

Частично обезвоженная нефть из ТФС-1, 2 общим потоком с нефтью после узла сепарации через электроприводные задвижки ЭЗ-7, ЭЗ-8, ЭЗ-9 поступает в отстойники обезвоживания БУОН-1, 2, где происходит сброс пластовой воды до 5% содержания её в нефти. Отстойники работают полным сечением.

Нефть из БУОН-1, 2 через замерные узлы ЗУ-6, ЗУ-7 и задвижки №№28, 28а, 274, 267, 268, ЭЗ-109 отводится в буферную емкость БЕ-2. Вода через регулирующие клапаны К-7, К-8 и задвижки №№22, 23г, 23, 22а, 23д, 23а, 92, 93, 94, 95 отводится в отстойники воды О-1/1, 2 для очистки от остатков нефти и шлама.

При необходимости общий поток нефти может поступать через задвижку №58б в буферную емкость БЕ-1 и далее через задвижки №№71, ЭЗ-58, ЭЗ-54, 76 в резервуар РВС №2.

Трехфазные сепараторы ТФС-1, 2 могут работать как по одному, так и попарно.

Далее нефть из БЕ-2 через задвижки №№ ЭЗ-104, 236, 32, 33, 34 поступает на приём насосов Н-1/1, 2, 3 и далее откачивается через электроприводные задвижки ЭЗ-47, 48, 49 и узел учета нефти №2 (задвижки №№1у, 3у, (2у, 4у), 5у,

15у 16у, 157) на Горбатовскую УПСВ. Для откачки нефти на Горбатовскую УПСВ применяются центробежные насосные агрегаты марки ЦНСАн 180-425 с производительностью 180м3/час и напором 42,5кгс/см2. На приеме насосов Н-1/1, 2, 3 внешнего транспорта установлены сетчатые жидкостные фильтры Ф-1/1, 2, 3 для улавливания твердых механических частиц.

Консорциум « Н е д р а »

35

В случае отсутствия откачки нефти на Горбатовскую УПСВ и переводе потока из буферной ёмкости БЕ-2 в буферную ёмкость БЕ-1 или необходимости приёма нефти с общего приёмного коллектора Софинско-Дзержинского месторождения через электроприводную задвижку ЭЗ-2 в буферную ёмкость БЕ-1 и необходимости приёма нефти с приёмного коллектора «УПСВ Пиненковская – Софинско-Дзержинская УПСВ» и с пункта слива нефти через задвижки №№ЭЗ-102, 272 в буферную ёмкость БЕ-1, нефть из БЕ-1 поступает через задвижки №№ЭЗ-58, ЭЗ-54, 76 в резервуар РВС №2 3000м3.

После возобновления откачки нефти на Горбатовскую УПСВ подготовленная нефть из резервуара РВС №2, при высоком уровне нефти в резервуаре, через задвижки №№50, 57, 52, 37, (37а, 37б) самотёком подаётся на приём насосов внешнего транспорта Н-1/1, 2, 3. В последствии откачивается подпорным насосом Н-12 через задвижки №№50, 57, 57а, 67, 52а, 37, (37а, 37б) на приём насосов внешнего транспорта Н-1/1, 2, 3.

Сырая нефть или отстоявшаяся пластовая вода из резервуара РВС №2 откачивается подпорным насосом Н-12 через задвижки №№50, 57, 57а, 67, 82а, 80 на приём ТФС-1, 2.

При превышении нормы обводнённости нефти (5%) после БУОН-1, 2, резервуар РВС №2 используется для дополнительного отстоя воды. Поток жидкости после БЕ-2 через задвижки №№ЭЗ-110, 272 и клапан К-109 направляется в БЕ-1 откуда через задвижки №№71, ЭЗ-58, ЭЗ-54, 76 направляется в РВС №2, где происходит дополнительный сброс воды в дренажную ёмкость Е-8 через задвижку №51б, откуда в последствии откачивается полупогружным насосом Н-8

через задвижки №№58, 64б в линию подачи воды в РВС №1. Нефть из РВС №2 с уровня 6м, (4м), (2м), (0,5м) через задвижки №№51а, (51), (50а), (50), 57, 52, 37, (37а), (37б) самотёком подаётся на вход насосов внешнего транспорта нефти Н-1, (2), (3).

Консорциум « Н е д р а »

36

Вода из отстойников О-1/1, 2 поступает в буфер-дегазатор БД-1 объемом 100м3, где происходит окончательная дегазация воды, выделившийся газ направляется через сепаратор Сф-1 на факел.

После буфера-дегазатора вода подается через регулирующий клапан К-17 в резервуар РВС №1 и далее поступает в систему ППД для утилизации в поглощающие горизонты. Нефтяная пленка из РВС №1 откачивается насосами Н-1/4, 5 в линию с АГЗУ 4,5.

В трубопровод от БД-1 до РВС №1 подается ингибитор коррозии. Подача ингибитора осуществляется дозирующим плунжерным насосом блочной установки ИБР-1.

Уловленная нефть из О-1/1, 2 периодически по мере накопления через электрозадвижки ЭЗ-60, ЭЗ-61 отводится в дренажную емкость Е-10, а затем полупогружным насосом откачивается в резервуар РВС №2.

Отстойник пластовой воды О-1/1, (2) представляет собой горизонтальный, цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами объемом 50м3, с коалесцирующими решетками и промывным коллектором внутри.

Буфер-дегазатор БД представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд со специальными перегородками внутри.

Конденсат из емкости Е-6 по мере накопления откачивается полупогружными насосами Н-6/1, 2 в резервуар РВС-

3000 №2. Откачка производится в автоматическом режиме.

Розжиг факела осуществляется в ручном управлении по месту и в автоматическом режиме с пульта управления. Дренаж жидкости с ТФС-1, 2, ГС-1, БУОН-1, 2, БЕ-1 производится в подземные емкости Е-4/1, 2. Емкости Е-4/1, 2

объемом 100м3 оборудованы полупогружными насосами Н-4/1, 2 типа 12НА 9×4.

Консорциум « Н е д р а »

37

Дренаж жидкости с трубопроводов подогревателей П-1, 2, 3 производится в подземную емкость Е-2, объемом 8м3.

Емкость оборудована полупогружным насосом Н-2 типа 12НА 9×4.

Дренаж жидкости с насосов Н-1/1-3, фильтров Ф-1/1-3 и трубопроводов их обвязки осуществляется в подземную емкость Е-5, объемом 8м3. Емкость оборудована полупогружным насосом Н-5 типа 12НА 9×4.

Дренаж жидкости с ТФС-3, 4, БЕ-2, ГС-2 производится в подземную емкость Е-11, объемом 100м3. Емкость оборудована полупогружным насосом Н-14 типа 12НА 9×4.

Разливы жидкости с площадок собираются в подземную емкость Е-3, объемом 25м3, оборудованную полупогружным насосом Н-3 типа 12НА 9×4.

Жидкость из дренажных емкостей откачивается погружными насосами в резервуар РВС №2.

Обвязка подземной емкости Е-8 позволяет принимать дренажи пластовой отстоявшейся воды из РВС-3000 №2 и

откачивать её полупогружным насосом Н-8 типа 12НА 9×4 в трубопровод от БД-1 до РВС №1 или дренажи с фильтра Ф-2 , насоса Н-12 и откачивать их в РВС №2.

Для хранения запаса азота под давлением 3,0-10,0кгс/см2 и азотной продувки системы аппаратов и трубопроводов предусмотрена емкость Е-1 объемом 16м3.

Азот из емкости Е-1 через электрозадвижки ЭЗ-23, ЭЗ-22, ЭЗ-68 подается в сырьевые змеевики печи подогрева нефти П-1, 2, 3.

Азот из Е-1 через электрозадвижку ЭЗ-13 и регулирующий клапан К-6 подается в начало факельного коллектора на продувку.

Консорциум « Н е д р а »