Курманаевского месторождения

44

Консорциум « Н е д р а »

45

Продолжение табл.1.10.

Консорциум « Н е д р а »

46

Процесс подготовки нефти на Бобровской УПН включает следующие технологические операции:

-сепарацию и предварительное обезвоживание нефти Бобровского месторождения;

-смешение предварительно обезвоженной нефти Бобровской УПСВ с нефтями Курманаевской УПСВ, Долговской УПСВ и Савельевской УПСВ, прошедшими предварительное обезвоживание непосредственно на месторождениях;

-нагрев сборной нефти;

-глубокое обезвоживание нефти;

-обессоливание нефти;

-термическую сепарацию нефти.

Консорциум « Н е д р а »

47

Обезвоженная и обессоленная нефть затем направляется в товарные резервуары, откуда, пройдя узел учета, транспортируется на Кулешовскую ДНС.

Для нормального протекания перечисленных выше технологических операций используется деэмульгатор, который вводится в трубопровод перед 1 ступенью сепарации Бобровского потока и в трубопровод перед сепарацией сборной нефти.

Нефть Бобровского месторождения с температурой 12-28 оС и обводненностью до 80 % поступает на 1 ступень сепарации – в два параллельно работающих аппарата С-1/1 и С-1/2 объемом 175 и 160 мЗ, в которых при давлении 0,25-

0,6 МПа (2,5-6,0 кгс/см2) происходит отделение газа от нефти. Контроль за уровнем нефти в сепараторах осуществляется с помощью буйковых уровнемеров LA3, LURCA4, LA7, LURCA8. Температура измеряется по месту с помощью TI 1, TI 5, контроль за давлением в аппарате осуществляется с помощью PI2 и PI6, на трубопроводе выхода газа установлены предохранительные клапаны СППК-4 № 1, 2 предназначенные для защиты от превышения давления. После сепараторов нефть направляется в отстойники предварительного обезвоживания нефти О-1/1,2 объемом по 200 мЗ, в которых при давлении 0,2-0,5 МПа (2,0-5,0 кгс/см2) происходит отделение основной массы воды (до 5%), оборудованные манометрами PT10, PIC10, PT 12, PIC12 для контроля за давлением в них, уровнемерами LT9, LIRA9, LT11, LIRA11 для контроля и регулирования за положением уровня раздела фаз нефть-вода, а также предохранительными клапанами СППК-4 № 7, 8, предназначенными для защиты от превышения давления и регулирующими клапанами КР-4,

установленными на трубопроводе выхода нефти и регулирующими клапанами КР-5 и КР-5а, установленными на трубопроводе выхода пластовой воды.

Консорциум « Н е д р а »

48

После обезвоживания при естественной температуре Бобровская нефть проходит сепараторы С-2/1,2 (буфер Бобровской нефти), оборудованные манометрами PTA13, PTA15 для контроля за давлением в них, уровнемерами

LTA14, LTA16 для контроля и регулирования за положением уровня раздела фаз нефть-вода, а также предохранительными клапанами СППК-4 № 5, 6, предназначенными для защиты от превышения давления.

Из сепараторов С-2/1,2 нефть технологическими насосами Н-1/1 (ЦНС 180х170) и Н-1/2 (ЦНС 300х180). Насосы снабжены манометрами PIS14, PISA14, PIS17, PISA17, и обратными клапанами, поставленными на линии нагнетания. Насосные агрегаты Н-1/1,2 оснащены приборами для дистанционного измерения температуры подшипниковых узлов TT 13, TT 16, TRSA13, TRSA16, TE15, TE 18, TISA15, TISA18.

Далее нефть проходит через узел учета нефти УУН «Бобровский», после чего смешивается с потоком нефтей остальных месторождений. Узел учёта нефти оборудован манометрами для местного и дистанционного измерения давления на входе и выходе PI20, PI21, PI22, PI24, PI25 и датчиками для местного измерения температуры нефти на входе и выходе TI19, TI23.

Смесь нефтей с Курманаевского, Долговского и Савельевского месторождений поступает в сепаратор С-1/1 или С- 1/6, выполняющий функцию буферной емкости перед технологическими насосами. Объем емкости С-1/1 – 175 мЗ, С-1/6

– 100 м3, рабочее давление 0,02-0,25 МПа (0,2-2,5 кгс/см2). Сепаратор С-1/6 оборудован манометрами PT 26, PISA 26 для контроля за давлением в них, а также предохранительным клапаном СППК-4 № 4, предназначенным для защиты от превышения давления и регулирующим клапаном КР-10, установленным на трубопроводе выхода нефти. Положение уровня нефти в сепараторах контролируется буйковыми уровнемерами LT27, LY27, LE 27.

Консорциум « Н е д р а »

49

Газ из С-1/1 и С-1/2 через газовый сепаратор С-5,6 направляется на Кулешовку, а из сепаратора С-1/1 или С-1/6 ( в случае работы одного из сепараторов в качестве буфера общего потока) газ через сепаратор С-5 поступает на ГКС. Сепаратор С-5, объёмом 50 м3, оборудован манометром PI 30 для контроля за давлением в аппарате, предохранительным клапаном СППК-4 №20, предназначенным для защиты от превышения давления и регулирующим клапаном КР-11, установленным на трубопроводе выхода газа.

Сепарированная и предварительно обезвоженная смесь всех нефтей поступает на прием технологических насосов Н-1/4,5 марки ЦНС 300 х 120 и Н-1/3 марки ЦНС 300 х 180. Насосы снабжены манометрами PIS32, PISA32, PIS35, PISA35, PIS99, PISA99 и обратными клапанами, поставленными на линии нагнетания. Насосные агрегаты Н-1/3,4,5

оснащены приборами для дистанционного измерения температуры подшипниковых узлов TT31, TRSA31, TT34, TRSA34, TE 100, TISA100, TE33, TISA33, TE 36, TISA36.

Нефть насосами под давлением 0,6-1,8 МПа (6 -18 кгс/см2) подается в печи – подогреватели П-1-4 марки ПТБ-

10А и ПТБ-10Э, где нагревается до температуры 50-70 оС (более подробное описание устройства и работы печей ПТБ-

10 приводится ниже).

При работе по резервному варианту нефть поступает в сепаратор С-2/2 объемом 100мЗ, где под давлением 0,02-0,15

МПа (0,2-1,5 кгс/см2) происходит отделение газа, выделившегося в результате нагрева нефти. Разгазированная нефть направляется в сырьевые резервуары РВС-5,7 объемом по 5000 мЗ, предназначенные для дополнительного отделения пластовой воды, после чего насосами Н-1/1,3 под давлением 6-18 кгс/см2 подается на печи-подогреватели П-1,2,3,4

марки ПТБ-10А и ПТБ-10Э, в которых нагревается до температуры 50-70 оС. Резервуары РВС-5,7 оборудованы

Консорциум « Н е д р а »

50

манометрами PI 95, PI 98, PT 94, PT 97 для контроля за давлением в них, уровнемерами LT 93, LIRA 93, LT 96, LIRA 96

для контроля и регулирования за положением уровня взлива и за положением уровня раздела фаз нефть-вода.

После нагрева нефть поступает на ступень глубокого обезвоживания – в аппараты БУОН-1,2 объемом по 100 мЗ, в которых за счет улучшенных гидравлических характеристик производится дополнительное отделение пластовой воды. Аппараты снабжены буйковыми уровнемерами LTA57, LYA57, LTA 58, LIC 58 для контроля за положением границы раздела фаз «нефть-вода» и предохранительными клапанами СППК-4 №15, 16, предназначенными для защиты от превышения давления и регулирующими клапанами КР-3 и КР-3а, установленными на трубопроводе выхода пластовой воды.

С аппаратов БУОН-1,2 нефть подается на две гребенки, имеющие по два предохранительных клапана, сблокированных через пару задвижек так, что в работе находится одна пара предохранительных клапанов, а вторая пара перекрыта задвижкой и далее с давлением 0,4-0,6 МПа (4-6 кгс/см2) поступает в электродегидраторы ЭД-1 объемом 160 мЗ и ЭД-2 объемом 200 мЗ, работающие параллельно через внутренний коллектор распределения нефти (более подробное описание устройства и работы электродегидраторов приводится ниже).

На трубопроводе нефти между электродегидраторами расположен смеситель, в который для обессоливания нефти подается пресная техническая вода от насосов Н-3/1,2 (ЦНС-38/88) с давлением 0,6-1,2 МПа (6–12 кгс/см2). Количество подаваемой воды (10–40 мЗ/ч) регулируется клапаном на трубопроводе воды и регистрируется на щите управления.

На трубопроводах выхода пластовой воды из электродегидраторов ЭД-1,2 установлены регулирующие клапаны КР-

2 и КР-2а.

Консорциум « Н е д р а »

51

Обезвоженная и обессоленная нефть после электродегидраторов поступает в концевой сепаратор С-3. Сепаратор С-3 – горизонтальный, цилиндрический аппарат объемом 100 мЗ, снабженный двумя предохранительными клапанами, установленными через пару сблокированных штурвалами задвижек.

На трубопроводе нефти установлен клапан регулятора уровня КР-9 с сигнализацией минимума и максимума LIRCA

HL71. Давление в аппарате 0,005-0,02 МПа (0,05-0,2 кгс/см2) контролируется манометром PI70, температура в аппарате замеряется по месту c помощью TI 69.

Газ от СППК направляется на факел.

Газовая фаза с верха сепаратора направляется через узел улавливания жидкости (С-5) на компрессорную станцию, а в аварийной ситуации – на факел.

Из сепаратора С-3 нефть поступает в резервуары товарной нефти РВС-3,6,7,8 через клапан регулятора уровня с сигнализацией минимума и максимума.

Резервуары РВС-3, 6, 7, 8 оборудованы манометрами PI 86, PI 89, PI 95, PI 92, PT 85, PT 88, PT 94, PT 91 для контроля за давлением в них, уровнемерами LT 84, LIA 84, LT 87, LIRA 87, LT 93, LIRA 93, LT 90, LIRA 90 для контроля и регулирования за положением уровня взлива и за положением уровня раздела фаз нефть-вода.

Сепаратор С-3 имеет трубопровод отвода нефти в резервуар некондиции № 5. Некондиционная нефть направляется на установку для повторной обработки.

Товарная нефть поступает на прием насосов товарной нефти Н-2/1марки ЦНС 300х120 и с расходом 120-300 мЗ/ч и давлением нагнетания 0,6-1,2 (6-12 кгс/см2) и Н-2/2,3 марки 300/300 и расходом 120-300 мЗ/ч и давлением нагнетания 0,6-1,4 (6-14 кгс/см2) откачивается через узел учета нефти № 251 по нефтепроводу на Кулешовку.

Консорциум « Н е д р а »