Колыванского месторождения 2

51

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

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.

Консорциум « Н е д р а »

52

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 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,

Консорциум « Н е д р а »

53

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, 52, 53, 56А, 56Б и электроклапан КЛ-1 с управлением из операторной ДНС-1 через оперативный узел учета нефти (ОУУН) № 242, и далее через задвижки №№ 67, 68, 430, 410 на НСП г. Нефтегорск для окончательной подготовки до товарных кондиций. Для контроля за давлением на выкиде насосных агрегатов установлены технические манометры с показаниями по месту (PI-82 на Н-1, PI-81 на Н-2, PI-80 на Н-3, PI-75 на Н-4). Контроль давления на приеме насосов осуществляется также с помощью технических манометров (PI-79 на Н-1, PI-78 на Н-2, PI-77 на Н-3, PI-76 на Н-4).

Эксплуатация ОУУН осуществляется в соответствии с Инструкцией по эксплуатации оперативного узла учета сырой нефти УПСВ «Горбатовская» ЦПНГ-6 ОАО «Самаранефтегаз». Для защиты аппаратов БЕ-1, 2 от превышения давления установлены ППК с направлением сброса через факельный сепаратор ФС-1 на свечу. В процессе эксплуатации возможно накопление воды в буферных емкостях, о чем свидетельствует увеличение обводненности перекачиваемой жидкости. В этом случае возможна подача жидкости из нижней части буферных емкостей через задвижки №№ 374, 374', 375, 375', 230 в резервуары аварийные. Для визуального контроля качества сбрасываемой в РВС жидкости на трубопроводе установлен стеклянный колпак.

Уровень жидкости в буферных емкостях контролируется приборами BW-25 (LIE-55а на БЕ-1, LIE-58а на БЕ-2) с показаниями по месту и выводом их в операторную ДНС-1, механическим уровнемером РУПШ (LISA-56 только в БЕ-2)

с показаниями по месту и с выводом сигнализации верхнего и нижнего уровня жидкости в операторную ДНС, давление по техническим манометрам с показаниями по месту (PI-54 на БЕ-1, PI-57 на БЕ-2). Давление в напорном трубопроводе колеблется от 12 до 42 кгс/см2. Контроль давления осуществляется персоналом из операторной ДНС по показаниям

Консорциум « Н е д р а »

54

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 »

55

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 »

56

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 »

57

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 »