Красноармейского месторождения

46

улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через задвижки №№ Гп-1, 339, 223 (вход) и 224, 338, 337, (138, 152) для НО 1, (138,146) для НО 2, (138,137) для НО 3 (выход) в путевой подогреватель ПП-1, где происходит нагрев жидкости до температуры 60 °С. Температура жидкости на входе и выходе, а также температура теплоносителя измеряется приборами (термопреобразователи сопротивления ТСМ-50) (TT-41а на входе, TT-41б на выходе, TT-41в для теплоносителя) с выводом показаний в операторную. Вода через задвижки №№ 254, 255, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 или через задвижки №№ 254, 255, 270, 271, 300, 506 (№№ 254, 255 ,270, 271, 300, 503) в РВС-

7 (РВС-6); для НО-3 №№ 259, 260, 270, 271, 276, 326 в РВС-2; №№ 259, 260, 270, 271, 300, 506 – РВС-7 и №№ 259, 260, 270, 271, 300, 503 - в РВС-6, а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 247, 299, 413, 416, 421, 419 для НО-

1(для НО-3 №№ 249, 299, 413, 416, 421, 419) подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки. При необходимости возможна подача жидкости с Гараевской ДНС в Рассветский (четвертый) поток через задвижку № Дз.

Продукция скважин с С-Дзержинской УПСВ (Софинско-Дзержинского м/р, и месторождений ЦДНГ-7), Холмового купола поступает через задвижки №№ 400, 402, 403,13, 6', 9', 23, 17, 90, 93, 109, Д1, Д4 - для НО-2, Д5, Д6, 126 - для НО-

4, Д5, Д6, 117 - для НО-5 в нефтеотстойник первой ступени НО-2 (НО-4, 5), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и

межфазном уровне 1500-1900 мм для НО-5 происходит отделение нефти от воды. Для учета количества поступившей жидкости на входящем трубопроводе с УПСВ С-Дзержинская установлен турбинный расходомер (FE-64а по схеме) с трехслойным пробоотборником. Вода из аппарата через задвижки №№ 256, 257, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 для НО-2 или №№ 256, 257, 270, 271, 300, 506 (№№ 256, 257, 270, 271, 300, 503) в РВС-7 (РВС-6) для НО-2, либо через задвижки №№ 261, 262, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 для НО-4 или №№ 261, 262, 270, 271, 300, 506 (№№ 261,

Консорциум « Н е д р а »

47

262, 270, 271, 300, 503) в РВС-7 (РВС-6) для НО-4 {для НО-5 №№ 263, 264, 270, 271, 276, 326 – РВС-2; №№ 263, 264,

270, 271, 300, 506 - в РВС-7 и №№ 263, 264, 270, 271, 300, 503 - в РВС-6}, а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 248, 299, 413, 416, 421, 419 для НО-2 (для НО-4 №№ 250, 299, 413, 416, 421, 419) подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки. Для контроля объема поступающей жидкости с С-Дзержинской УПСВ на входе установки установлен расходомер МИГ-80, показания мгновенного и накопительного расхода с которого выведены в операторную. При содержании воды до 5 % в поступающей продукции с указанной УПСВ поток жидкости можно сразу завести в буферную емкость БЕ-1 через задвижки №№ 400, 402, 403, 19.

Продукция скважин Рассветского и Колыванского м/р поступает через задвижки №№ 115, 303, 304 или 305, 306, (116 для НО-6), 118 для НО-5 и 114 -для НО-7 в нефтеотстойник первой ступени НО-6 (НО-5, 7), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1500-2000 мм для НО-6, 1500-2100 мм для НО-7 происходит отделение нефти от воды. Вода из аппарата через задвижки №№ 265, 266, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 или через задвижки №№ 265,

266, 270, 271, 300, 506 (№№ 265, 266, 270, 271, 300, 503) в РВС-7 (РВС-6); {для НО-5 №№ 263, 264,270, 271, 276, 326 – РВС-2; №№ 263, 264, 270, 271, 300, 506 - в РВС-7 и №№ 263, 264, 270, 271, 300, 503 - в РВС-6}, а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 252, 299, 413, 416, 421, 419 для НО-6 (№№ 251, 299, 413, 416, 421, 419 для НО-5) подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки. Для учета количества поступающей жидкости с Рассветского и Колыванского месторождений на входящем трубопроводе установлены два турбинных расходомера, из них один резервный (FE-67а (FE-68а) по схеме) с выводом в операторную текущего и суммарного по времени показаний.

Консорциум « Н е д р а »

48

Продукция скважин с Тверской ДНС (Тверского и Подъем-Михайловского м/р) через задвижки №№ 155; 327; 325 для НО-3 (№№ 155, 327, 324, 130, 126 для НО-4) поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-3 (НО-4), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1500-1800 мм происходит отделение нефти от воды. Для улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через задвижки №№ 155, 328, 239-вход и 242, 371 -

выход на путевой подогреватель ПП-2, где жидкость нагревается до температуры 60 0С. Кроме того, имеется возможность завести данный поток на путевой подогреватель ПП-1 через задвижку № 240 на входе и задвижку № 241 на выходе. Температура жидкости на входе и выходе, а также температура теплоносителя контролируется приборами (термопреобразователи сопротивления ТСМ-50) (TT-41г на входе, TT-41д на выходе, TT-41е для теплоносителя) с выводом показаний в операторную. Вода из аппарата через задвижки №№ 259, 260, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2

или через задвижки №№ 259, 260, 270, 271, 300, 506 РВС-7 либо №№ 259, 260, 270, 271, 300, 503 РВС-6, а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 249, 299, 413, 416, 421, 419 НО-3 (№№ 250, 299, 413, 416, 421, 419 НО-4)

подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки. Имеется возможность подогрева нефти поступающей на НО-8, 9 в ПП-3, в этом случае поток направляется через задвижки №№ 414, 283, 284, 285, 286, 415, задвижка №№ 413 перекрывается. Жидкость в ПП-3 также нагревается до температуры 60 0С. Температура жидкости на входе и выходе, а также температура теплоносителя контролируется приборами (термопарами) (TT-45а на входе, TT-46а на выходе, TT-44а для теплоносителя) с выводом показаний в операторную. Кроме того, давление на трубопроводах входа и выхода нефти на ПП-3 измеряется с помощью технических манометров (PI-49 на входе, PI-47 на выходе) и датчиков давления (PT-50а на входе, PT-48а на выходе), установленных по месту. Сигнал с датчиков давления выводится в операторную с показаниями на щите и срабатыванием сигнализации при предельных значениях.

Консорциум « Н е д р а »

49

Для учета количества сбрасываемой пластовой воды после расслоения продукции в нефтеотстойниках первой ступени на общей водяной линии перед подачей воды в резервуары РВС-2, 6, 7 установлен расходомер (FE-66а по схеме) с выводом в операторную текущего и суммарного по времени показаний. Расход сбрасываемой пластовой воды из нефтеотстойников НО-1 и НО-7 может регулироваться дистанционно из операторной с помощью регулирующих клапанов КЛ-2 и КЛ-3 соответственно.

Межфазные уровни в нефтеотстойниках контролируются приборами BW-25 (по схеме LIE-29а на НО-1, LIE-26а на НО-2, LIE-23а на НО-3, LIE-20а на НО-4, LIE-17а на НО-5, LIE-14а на НО-6, LIE-11а на НО-7) с измерением по месту и выводом показаний на АРМ оператора с сигнализацией при предельных значениях уровня. Давление в нефтеотстойниках контролируется техническими манометрами с показаниями по месту их установки (по схеме PI-30 на НО-1, PI-27 на НО-2, PI-24 на НО-3, PI-21 на НО-4, PI-18 на НО-5, PI-15 на НО-6, PI-12 на НО-7). Также давление в нефтеотстойниках измеряется с помощью датчиков давления КРТ с передачей сигнала и выводом показаний на АРМ оператора (по схеме PT-31а на НО-1, PT-28а на НО-2, PT-25а на НО-3, PT-22а на НО-4, PT-19а на НО-5, PT-16а на НО-6, PT-13а на НО-7). Регулировка уровней раздела фаз в нефтеотстойниках осуществляется вручную при помощи задвижек по выходу воды.

Для защиты от превышения давления нефтеотстойники НО-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 снабжены предохранительными клапанами с направлением сброса через факельный сепаратор ФС-1 на свечу.

С целью визуального контроля за качеством воды поступающей с нефтеотстойников в водяные резервуары, на трубопроводах по выходу воды установлены стеклянные колпаки.

Консорциум « Н е д р а »

50

Топливом для путевых подогревателей ПП-1, 2, 3 служит попутно добываемый газ, транспортируемый на НГПЗ, который через задвижки №№ 41, 31а, 31б, 194, 195 подается на газосепаратор осушки топливного газа ГС-4, через задвижки № 196 выход с газосепаратора № 372 для ПП-1 и № 373 для ПП-2, №№ 377,287 для ПП-3 попадает на шкафные газорегуляторные пункты (ШГРП) и далее к горелкам. Давление топливного газа после регулятора в ШГРП поддерживается в пределах от 0,7 до 1,6 кгс/см2 и контролируется с помощью электроконтактных манометров (ЭКМ)

(PISA-98 на ПП-1, PISA-101 на ПП-2, PISA-105 на ПП-3). При достижении давления в линии после регулятора предельных значений (верхнего и нижнего) на ЭКМ срабатывают уставки с выводом сигнализации в операторную. В аварийных случаях возможна подача газа на ПП-1;2;3 с БЕ-1, 2 через ГС-1 ДНС-I (задвижки №№ 29, 32, 33, 34Б, 194, 195, 196). В газосепараторе ГС-1 при давлении 1,8-3,5 кгс/см2 осуществляется отделение капельной жидкости и конденсата от нефтяного газа, поступающего из буферных емкостей. Давление в емкости контролируется по техническому манометру (PI-39). По мере накопления жидкость из газосепаратора сбрасывается в резервуары аварийные РВС-4, 5, 8 при достижении уровня жидкости верхнего предельного значения 1000 мм. Контроль уровня жидкости в емкости осуществляется с помощью установленного по месту сигнализатора уровня (LSA-40) с контактным устройством, срабатывающим при верхнем предельном значении параметра с подачей сигнализации в операторную.

Сброс дренажей и стоков с газосепаратора ГС-4 и путевых подогревателей ПП-1, 2 осуществляется в подземную дренажную емкость ДЕ-6. Откачка жидкости из ДЕ-6 и ее вывоз производится с помощью автобойлера. Уровень жидкости в емкости контролируется визуально.

Для дренажа нефтеотстойников при проведении ремонтных работ предусмотрена подземная дренажная емкость ДЕ-1, откуда при достижении уровня 1400 мм жидкость дренажным насосом НВ-50/50 под давлением 2,0-5,0 кгс/см2

Консорциум « Н е д р а »

51

через задвижки №№ 229, 229', 230 откачивается в резервуары аварийные РВС-4, 5, 8. Контроль уровня в ДЕ-1

осуществляется с помощью сигнализатора уровня (LSA-103) с контактным устройством, срабатывающим при достижении уровня предельного значения с передачей сигнала в схему аварийной сигнализации в операторной. Давление на выкиде насоса контролируется техническим манометром с показаниями по месту (PI-102).

С целью улучшения процесса отделения нефти от воды во входящие потоки подается реагент-деэмульгатор с дозировкой 85-100 г/т. Для подачи деэмульгатора предусмотрены блоки БРХ-1, 2, 3, 4, 5.

Схема обвязки блоков следующая:

сБРХ-1, 2, 3 реагент-деэмульгатор может подаваться в любой технологический поток.

сБРХ-4 реагент-деэмульгатор может подаваться в пятый технологический поток.

сБРХ-5 реагент-деэмульгатор может подаваться в четвертый технологический поток.

Частично обезвоженная нефть с содержанием воды от 10 до 25% из нефтеотстойников первой ступени НО-1 - НО-7

смешиваясь поступает в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9, где при давлении от 2,6 до 4,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1700-2100 мм происходит окончательное отделение нефти от воды. Вода из аппаратов через задвижки №№ 423, 428, 275, 275', 276, 326 подается в РВС-2 или через задвижки №№ 423, 428, 375, 375’, 506 (№№ 423, 428, 375, 375’, 503) в РВС-7 (РВС-6), а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 422, 420, 418, 279, 258, 24, 24', 20, 22 подается для сепарации в буферные емкости БЕ-1, 2. Аппараты НО-8, 9 взаимозаменяемые, поэтому при необходимости возможен вывод из эксплуатации любого из аппаратов для проведения ремонтных работ.

Межфазные уровни в нефтеотстойниках контролируются приборами BW-25 (по схеме LIE-36а на НО-8, LIE-33а на НО-9) с измерением по месту и выводом показаний на АРМ оператора с сигнализацией при предельных значениях

Консорциум « Н е д р а »

52

уровня. Давление в нефтеотстойниках контролируется техническими манометрами с показаниями по месту их установки (по схеме PI-37 на НО-8, PI-34 на НО-9). Также давление в нефтеотстойниках измеряется с помощью датчиков давления КРТ с передачей сигнала и выводом показаний на АРМ оператора (по схеме PT-38а на НО-8, PT-35а на НО-9).

В буферных емкостях БЕ-1, 2 при давлении 1.8-3.5 кгс/см2 и уровне жидкости 800 - 2500 мм происходит сепарация нефти от газа. Газ через задвижки №№ 27, 28, 30 подается через факельный сепаратор ФС-1 для отделения от газа капельной жидкости и далее через узел учета сжигаемого газа АУУФГ, состоящего из двух расходомеров газа СУРГ

1000-Ех-10 (по схеме FE-1а (FE-2а)), термометра ТТП-2 (по схеме TI-4) и манометра МП-4У (по схеме PI-3), на свечу. Сигнал с расходомеров, установленных по месту, выведен в операторную с показаниями на щите расхода, температуры, скорости газа. Уровень жидкости в сепараторе ФС-1 контролируется с помощью установленного по месту сигнализатора уровня (LSA-63) с контактным устройством, извещающего персонал в операторной о достижении параметра верхнего предельного значения 300 мм. По мере накопления жидкость из факельного сепаратора подается в подземную дренажную емкость ДЕ-5, откуда насосом НВ 50/50 через задвижки № 438, 438' при давлении от 2,0 до 5,0 кгс/см2

откачивается в резервуары аварийные РВС-4, 5, 8. Давление на выкиде насоса ДЕ-5 контролируется по показаниям технического манометра (PI-91), установленного по месту. Откачка жидкости из данной дренажной емкости производится при достижении ее уровня верхнего предельного значения 1400 мм, о чем извещает персонал в операторной установленный по месту сигнализатора уровня (LSA-92) с контактным устройством. Частично разгазированная нефть из буферных емкостей БЕ-1, 2 с остаточным содержанием воды до 10 % через задвижки №№ 43а, 436, 43, 42*, 44, 46, 48, 50 поступает на прием насосов внешнего транспорта нефти Н-1, 2, 3, 4 (ЦНС 180x425) и при давлении на выкиде от 34,0 до 47,0 кгс/см2 откачивается по напорному нефтепроводу через задвижки №№ 45, 47, 49, 51,

Консорциум « Н е д р а »