Колыванского месторождения

53

вторичного прибора, установленного на щите, и который принимает и преобразует сигнал, поступающий с датчика давления МИДА, установленного на напорном нефтепроводе. Для контроля за количеством и качеством откачиваемой нефти после насосной внешнего транспорта по ходу перекачки установлен оперативный узел учета нефти, снабженный тремя измерительными линиями (рабочая, резервная и контрольная) с турбинными расходомерами МИГ 100-40,

преобразователями давления (АИР-20), термопреобразователями (ТСМУ-205Ех-Н) и блоком контроля качества нефти (БКН). Жидкость на блок контроля качества нефти поступает из напорного трубопровода через задвижки №№ 70, 70а, 70б, 70в и возвращается на вход буферных емкостей БЕ-1, 2. Подача жидкости на БКН должна осуществляться в строгом соблюдении режима с технологическими параметрами, находящимися в определенных диапазонах. Для контроля за данными параметрами в БКН на линии качества установлены: турбинный преобразователь расхода МИГ-

32Ш (расход поддерживается в пределах 3-8,4 м3/час), влагомер ВСН-2-50 (содержание воды в готовой продукции не более 10 %), датчик избыточного давления АИР-20/2 (давление не менее 3,0 кгс/см2), преобразователь температуры ТСМУ-205Ех-Н (максимальная температура 35 0С). Сигналы с указанных приборов подаются на информационно-

вычислительный комплекс (ИВК «Октопус») в операторной ДНС и далее на АРМ оператора с показаниями, регистрацией и сигнализацией предельных значений параметров. БКН также для контроля за показателями качества нефти оснащен ручным пробоотборником с шаровым краном и двумя автоматическими пробоотборниками, причем один из них находится в резерве (Проба-1М), другой – в работе (Стандарт-АЛ). Управление и настройка параметров работы пробоотборника Проба-1М производится посредством блока программного управления БОЗНА БПУ-А, установленного на щите операторной УПСВ. Управление и настройка параметров работы пробоотборника Стандарт-АЛ производится также посредством блока БОЗНА БПУ-А, установленного на щите операторной ДНС. Расход жидкости

Консорциум « Н е д р а »

54

через одну измерительную линию составляет от 60 до 220 м3/час. Показания мгновенного и накопительного расхода через каждый расходомер узла учета нефти, а также давления и температуры в напорном трубопроводе выведены на пульт в операторную ДНС-1.

Для своевременного обнаружения довзрывных концентраций горючих газов и паров в воздухе рабочей зоны в помещении насосной внешнего транспорта нефти и помещении блока контроля качества нефти ОУУН установлены датчики загазованности (QE-71в, QE-71б, QE-71а по одному возле каждого насоса Н-1, 2, 3 и QE-120а в блоке качества нефти) приборов 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.

Попутно добываемая вода, сбрасываемая в результате отстоя в РВС-2, 6, 7, очищается в них от механических примесей и нефтепродуктов и через задвижки №№ 501, 504, 334, 518, 516, 517, 345, 360, 362, 364, 366, 368 поступает на прием насосов пластовой воды Н-9, 10 (АХ 500/37), Н-8, 11 ,12

(АХ 250-200), откуда при давлении 4,0-7,0 кгс/см2 подается на узел учета пластовой воды (состоящий из «рабочей» и «контрольной» линий), для рабочей линии через задвижки №№ 277, 278, для контрольной линии №№ 213, 214. На рабочей линии установлен расходомер НОРД-200, а на контрольной или резервной смонтирован МИГ-200 (по схеме

FE-69а (FE-70а)), мгновенные и накопительные показания которого выведены в операторную. Имеется возможность сличения значений расходов рабочей или резервной линии через контрольную линию. Контроль давления на выкиде

Консорциум « Н е д р а »

55

насосов пластовой воды осуществляется по показаниям технических манометров (PI-117 на Н-8, PI-115 на Н-9, PI-113 на Н-10, PI-111 на Н-11, PI-109 на Н-12). Давление на приеме также контролируется техническими манометрами (PI-116 на Н-8, PI-114 на Н-9, PI-112 на Н-10, PI-110 на Н-11, PI-108 на Н-12). После узла учета пластовая вода подается на прием насосов БКНС-3, которые утилизируют воду в поглощающие горизонты. Уровень жидкости в РВС контролируется приборами (LIE-5 на РВС-2, LIE-9 на РВС-6, LE-10а на РВС-7) с выводом показаний на АРМ оператора. По мере накопления уловленной нефти в РВС-2, 6, 7 нефть по «пленочной линии» через задвижки №№ 502, 505, 335, 308, 308', 309,309' с уровня 6,0 - 6,5 м самотеком поступает в резервуары аварийные РВС-4, 5, 8. Уровень уловленной нефти контролируется по пробоотборным кранам, связанным с вертикальными трубками различной длины, установленными внутри резервуара. При необходимости, в случае остановки БКНС-3, возможна подача воды в аварийные резервуары по этой же линии. Качество воды, откачиваемой на БКНС-3, должно соответствовать следующим требованиям: количество нефтепродуктов до 40 мг/л, мехпримесей до 30 мг/л. С целью контроля за качеством воды один раз в сутки отбирается проба (после насосов перекачки воды на БКНС-3) и передается в лабораторию для проведения анализов.

Технологические утечки жидкости через сальниковые уплотнения насосных агрегатов перекачки пластовой воды направляются в подземную дренажную емкость ДЕ-2, сюда также сбрасываются дренажи и стоки с резервуара РВС-2.

Откачка жидкости из ДЕ-2 и ее вывоз осуществляется с помощью автобойлера. Уровень жидкости в емкости контролируется визуально.

При необходимости обвязкой предусмотрена возможность завода каждого из пяти потоков минуя технологию через концевой газосепаратор КСУ в аварийные резервуары.

Консорциум « Н е д р а »

56

Первый поток через задвижки №№ 12з, 18з, 434; второй поток через задвижки №№ 16з, 17з; третий поток через задвижки №№ 14з' 13з' 434; четвертый поток через задвижки №№ 15з, 17з, 434; пятый поток через задвижки №№ 324; 19з; 289'; 17з, 434.

Кроме этого, предусмотрена возможность завода частично обезвоженного потока после нефтеотстойников первой ступени НО-1 - НО-7 через задвижки №№ 247, 248, 249, 250, 251, 252, 253, 13з, 13з', 434 в концевой газосепаратор.

При необходимости остановки откачки нефти на НСП г. Нефтегорск предусмотрена возможность завода потока подготовленной нефти в концевой газосепаратор после нефтеотстойников второй ступени через задвижки №№ 246, 434 или после оперативного узла учета нефти через задвижки №№ 7р, 7з, 10з, 18з, 434.

Вконцевом газосепараторе происходит разгазирование жидкости при давлении 0,5-1,0 кгс/см2. Газ через задвижку

№509 поступает в факельный сепаратор и через узел учета сжигаемого газа на свечу. Жидкость под собственным давлением через задвижки №№ 435, 386’, 386 (РВС-8), №№ 435, 311, 307 (РВС-4), №№ 435, 312, 310 (РВС-5) подается в аварийные резервуары РВС-4, 5, 8. Для контроля уровня в аппарате установлен сигнализатор уровня LS-300 (по схеме

LSA-59) с выводом сигнализации в операторную при достижении уровня верхнего предельного значения 2200 мм. Давление контролируется по техническому манометру (PI-61) с показаниями по месту и с помощью датчика давления

(PT-60а) с передачей сигнала в операторную. С целью исключения превышения давления на аппарате установлено два предохранительных клапана (один рабочий, другой резервный) с выходом на свечу через факельный сепаратор. Дренаж газосепаратора предусмотрен в дренажную емкость ДЕ-5 факельного сепаратора.

Консорциум « Н е д р а »

57

Уровень жидкости (нефти) в резервуарах контролируется приборами ВМ-70 (по схеме LIE-7 на РВС-4, LIE-6 на РВС-5, LIE-8 на РВС-8). Уровень раздела фаз в РВС определяется при помощи электронной измерительной рулетки или по пробоотборным кранам, установленным на различных уровнях (сниженный пробоотборник).

По мере накопления жидкость из резервуаров через задвижки №№ 385; 391; 308; 308', 309, 309', 388; 382; 380 подается на прием насосов внутренней перекачки и насосами Н-1, 2, 3 при давлении 7,0-14,6 кгс/см2 на выкиде насосов через задвижки №№ 387, 383, 381, 244, (117 для НО-5, 6) 126 для НО - 4 перекачивается в «голову» технологического процесса для подготовки. Раскачка РВС ведется до уровней, утвержденных в нормативных остатках. Контроль давления на выкиде насосов внутренней перекачки осуществляется техническими манометрами с показаниями по месту (PI-88 на Н-1, PI-86 на Н-2, PI-84 на Н-3). Давление на приеме насосов также контролируется техническими манометрами по месту (PI-87 на Н-1, PI-85 на Н-2, PI-83 на Н-3).

Технологические утечки жидкости через сальниковые уплотнения насосных агрегатов внутренней перекачки направляются в подземную дренажную емкость ДЕ-4, сюда также сбрасываются дренажи и стоки с аварийного резервуара РВС-8. Откачка жидкости из ДЕ-4 производится при помощи дренажного насоса НВ 50/50 под давлением

2,0-5,0 кгс/см2 в резервуары аварийные РВС-4, 5 при достижении уровня жидкости верхнего предельного значения

1400 мм. Контроль давления на выкиде насоса производится по техническому манометру (PI-93), а контроль уровня жидкости в емкости осуществляется с помощью установленного по месту сигнализатора уровня (LSA-94) с контактным устройством, срабатывающим при верхнем предельном значении параметра с подачей сигнализации в операторную.

Для сбора дождевых стоков и утечек предусмотрена промливневая канализация, состоящая из системы взаимосвязанных колодцев и дренажной емкости ДЕ-3, откачка жидкости из которой производится при помощи

Консорциум « Н е д р а »

58

дренажного насоса НВ 50/50 в аварийные РВС при достижении уровня жидкости верхнего предельного значения

1700 мм. Достижение данного уровня накопившейся жидкостью сопровождается срабатыванием сигнализации в операторной за счет поступающего сигнала с установленного по месту сигнализатора уровня (LSA-90). Давление на выкиде дренажного насоса контролируется по показаниям технического манометра (PI-89), установленного по месту.

Существует схема, предусматривающая подготовку жидкости поступающей с УПСВ С-Дзержинская последовательно в отстойниках НО-2, НО-4, с целью увеличения времени отстоя жидкости. При последовательной работе нефтеотстойников поток через задвижку № Д1, Д4 поступает в НО-2. Подготовленная нефть из отстойника НО-2

через задвижки №№ 248, Д7, Д8, Д6, 126 поступает на вход в нефтеотстойник НО-4 и далее через задвижку № 250

подается на вторую ступень отстоя в нефтеотстойники НО-8,9. Сброс воды с НО-2 осуществляется через задвижки

№№256, 257, с нефтеотстойника НО-4 через задвижки №№ 261, 262.

Сцелью отдельной подготовки и учета нефти Горбатовского месторождения предусмотрена схема подачи подготовленной нефти из нефтеотстойника НО-7 в РВС-№4,5,8. Подготовленная в нефтеотстойнике НО-7 нефть через задвижки №№ 289, 289* (при закрытой задвижке № 288) поступает в КСУ и для дальнейшей подготовки в РВС-4, 5, 8.

Выводы

Проектная мощность УПСВ «Горбатовская» по поступающей жидкости составляет 17800 м3/сутки, сброс осуществляется до 2-3% остаточного водосодержания.

В настоящее время на установку поступает порядка 12000-12500 м3/сут, Процент загрузки составляет 67-70%.

Таким образом, дополнительного емкостного не требуется. УПСВ работает в штатном режиме.

Консорциум « Н е д р а »