Специальная часть дипломного проекта

РефератПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Специальная часть дипломного проекта (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Описания технологического процесса

Установка состоит из двух блоков предварительного сброса воды и подготовки нефти одинаковой производительности. В зависимости от количества поступающей на УПСВ жидкости может быть задействовано различное количество оборудования.

Один блок включает в себя 2 нефтегазовых сепаратора первой ступени НГС V=100м³, 2 сепаратора со сбросом пластовой воды НГСВ V = 200 м³, 2 нефтегазовых сепаратора третьей ступени сепарации НГС V = 80 м³, 2 печи нагрева нефти ПТБ — 10/64. Также в работе может быть задействовано 1 или 2 очистных резервуара РСВ = 5000 м³.

Жидкость с УДР может направляться либо в один блок подготовки, либо в два блока. Описание технологического процесса производится при полной загрузке УПСВ на два блока.

Технологическая линия нефти. Жидкость с кустов скважин Спорышевского месторождения поступает на УДР УПСВ через задвижки №№ 1, 2, 3, 4, 5, 6 (температура в летний период — + 15 ⁰С, в зимний — + 3 ⁰ С, обводненность 50%). На входе УПСВ осуществляется контроль давления и температуры нефти, для чего установлены датчик избыточного давления Метран-43Ех-ДИ (поз.PIR) и термопреобразователь сопротивления ТСМ-50 (поз.ТIR). Для эффективного расслоения добытой обводненной нефти, предварительно в поток жидкости поступающей с УДР подается реагент — деэмульгатор (задвижки №№ 601, 602, 603) из блока дозирования деэмульгатора БР1, который включает в себя емкость для хранения реагента и насосную с двумя дозировочными насосами НД 10р 25/40 К14р.

С УДР обводненная нефтегазовая смесь под давлением 0,49 — 0,52 МПа поступает через задвижки 7/1, 7/2, 9/1, 9/2, 9/3, 9/4 в сепараторы первой ступени сепарации С-1/1, 2, 3, 4. Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба, а затем в нижние. В сепараторах при давлении 0,47 — 0,5 МПа происходит сепарация нефти от газа. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник, а затем горизонтальный. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости. Выделившийся в сепараторе газ через задвижки №№ 101/1, 101/2, 101/3, 101/4, 102 поступает в газосепаратор ГС — 1.

Отсепарированная нефтяная эмульсия из сепараторов С-1/1,2,3,4 может подаваться по двум разным направлениям в зависимости от условий подготовки и объема поступающей на УПСВ жидкости:

— направляется в печи ПТБ-10 № 1 ~ 4 на нагрев (задвижки №№ 10/1, 10/2, 10/3, 10/4, 10/5, 11/1, 11/2, КЛ 1, КЛ 2, 12/1, 12/2, 16/1, 16/2, 19/1, 19/2, 19/3, 19/4);
— направляется на установки предварительного сброса воды С-2/1,2,3,4, без предварительного нагрева (задвижки №№ 10/1, 10/2, 10/3, 10/4, 10/5, 11/1, 11/2, КЛ 1, КЛ 2, 12/1, 12/2, 15/1, 15/2, 20/1, 20/2, 22/1, 22/2, 22/3, 22/4).

Регулирование уровня в сепараторах С-1/1,2,3,4 осуществляется электроприводными клапанами КЛ 1 и КЛ 2 установленными на линиях поступления жидкости в печи ПТБ — 10 № 1~4 или сепараторы НГСВ С-2/1,2,3, 4. На блоке сепараторов С-1/1,2,3, 4 контролируются следующие параметры:

— уровень жидкости в сепараторе приборами контура LICA: преобразователь уровня первичный ДУУ2−06−1-3,0−2.0 и контроллера ГАММА-7 с воздействием на клапан КЛ1,2(блок управления электроприводом БУЭП-1), расположенным на трубопроводе выхода нефти из аппаратов;
— давление в аппарате (поз.PI);
— температура (поз.TI).

Система автоматического регулирования технологического процесса в сепараторах первой ступени С-1/1,2,3,4 обеспечивает:

— регулирование уровня жидкости. Регулирование выполняется по показаниям уровнемера, установленного в сепараторе (контур LICAhl), регулирующими электроприводными клапанами КЛ 1 и КЛ 2 установленными на линиях поступления жидкости в печи ПТБ — 10 № 1~4 или сепараторы НГСВ С-2/1,2,3,4.
— дистанционное управление регулирующими клапанами КЛ1, КЛ2 — на трубопроводах выхода жидкости из сепараторов;
— измерение и регистрацию уровня жидкости, давления газа и предельных уровней в сепараторах (контур LIRCA);

Сепараторы С-1/1,2,3,4 оборудованы предохранительными клапанами, сброс газа, от которых осуществляется на факел низкого давления УФМГ — 2.

При выводе сепараторов С — 1/1,2,3,4 из технологии дренаж из них производится в подземную емкость ЕП-5 (задвижки № 301/1, 301/2, 301/3, 301/4, 304).

Жидкость, поступающая из сепараторов С-1/1,2,3,4 в печи ПТБ-10 № 1~4, проходя по змеевикам печи нагревается до температуры + 35 ⁰ С и поступает через задвижки №№ 18/1, 18/2, 18/3, 18/4, 21/1, 21/2, 22/1, 22/2, 22/3, 22/4 на вход установок предварительного сброса воды С-2/1,2,3,4. Нагрев производится для улучшения процесса деэмульсации. Расход жидкости через ПТБ-10 № 1~4 регулируется выходными задвижками №№ 18/1, 18/2, 18/3, 18/4. Газ на печи ПТБ подается с технологической установки УПСВ. Перед подачей к горелкам газ проходит стадию доподготовки в газосепараторе ГС-2.

При работе ПТБ — 10/64 контролируются следующие параметры, характеризующие режим ее работы:

давление топливного газа дифференциальным манометром ДМ (поз.РIA);

давление нефти на входе датчиком избыточного давления Метран-43-Ех-ДИ и выходе дифференциальным манометром ДМ (поз.РIA);

температура нагретой нефти с помощью термометра сопротивления ТСМ 50 м (поз. TIRA);

температура дымовых газов с помощью термопары ТХАУ-205-ЕХ (поз.ТI);

наличие пламени в горелках, при помощи датчиков контроля пламени ПУИ-1 и BS 115−118. Визуальный контроль наличия пламени осуществляется непосредственно на горелках.

В системе автоматического управления печи ПТБ-10 предусмотрено:

управление:

электрооборудованием нагревательной установки;

блокировка розжига запальных горелок при:

расходе продукта ниже допустимого;

изменении давления топливного газа от заданных предельных значений;

давление продукта выше заданного значения;

низком давлении воздуха, подаваемого в камеру сгорания воздуходувкой;

нажатии кнопки «Стоп» — аварийной остановки установки;

блокировка розжига основных горелок и автоматическая отсечка топливного газа при:

отклонении параметров;

отсутствии пламени на любой из запальных горелок в процессе розжига;

аварийной отсечки топливного газа при аварийных режимах;

световая и звуковая сигнализация при останове печи ПТБ.

Розжиг печи производится из блока управления и сигнализации. Розжиг топливного газа в основных горелках обеспечивается запальными горелками. Наличие пламени контролируется датчиками контроля пламени.

В случае аварийной ситуации и при останове печей ПТБ-10, их дренаж производится в подземную емкость ЕП-1.

Нагретая жидкость из печей ПТБ — 10 поступает в сепараторы второй ступени сепарации со сбросом воды С-2/1~4, где при давлении 0,4 — 0,45 МПа осуществляется отделение пластовой воды от нефти.

Жидкость поступает в сепаратор в первый отсек (успокоительный). Из него жидкость через уголковую перегородку перетекает во второй отсек сепараторов, где при давлении 0,4 МПа из нефти выделяется газ и осуществляется разделение воды и нефти. Отделившаяся нефть с остаточным содержанием воды до 15%, через сплошную перегородку, перетекает в третьий отсек сепараторов (накопитель нефти). Нефть из третьей камеры сепараторов С-2/1~4 под давлением 0,18~0,2 МПа и содержанием воды до 15% по двум линиям поступает в сепараторы нефтегазовые третьей ступени сепарации С-3/1~4 (задвижки № 33/1, 33/2, 33/3, 33/4).

линия 1: через задвижки №№ 25/1, 25/2, 25/3, 25/4, 27/1, 27/2, 27/3, 27/4, 28/1, 28/2, 28/3, 28/4 и электроклапана КЛ 5, КЛ 7, КЛ 9, КЛ 11, либо по байпасным линиям клапанных сборок (задвижки №№ 26/1, 26/2, 26/3, 26/4);

линия 2: через задвижки №№ 24/1, 24/2, 24/3, 24/4, 31, 32, электроклапан КЛ 4, либо по байпасной линии клапанной сборки (задвижка № 30).

Из нижней части второй камеры установок предварительного сброса воды С-2/1,2,3,4 сбрасывается отделившаяся пластовая вода, которая направляется на очистные сооружения в РВС — 1, 3 (задвижки №№ 306/1, 203/1, 204/1, 306/2, 203/2, 204/2, 306/3, 203/3, 204/3, 306/4, 203/4, 204/4, электроклапана КЛ 6, КЛ 8, КЛ 10, КЛ 12, либо по байпасной линии клапанных сборок задвижки №№ 202/1, 202/2, 202/3, 202/4).

Регулирование межфазного уровня в установках предварительного сброса воды С-2/1,2,3,4 осуществляется электроприводными клапанами КЛ 6, 8, 10, 12 установленными на линиях поступления воды из каждого сепаратора в РВС- 1, 3 и электроприводными клапанами КЛ 4, 5, 7, 9, 11 установленными на линиях поступления нефти в сепараторы С — 3/1,2,3,4.

На блоке сепараторов С-2/1,2,3,4 контролируются следующие параметры:

уровень жидкости во 2 отсеке аппарата ультразвуковым датчиком ДУУ2−0,8−0-3,9 (поз. LIRCA);

уровень нефти в 3 отсеке аппарата датчиком ДУУ2−0,8−0-3,9 (поз.LIRCA);

уровень раздела фаз нефть-вода во 2 отсеке аппарата приборами (контур LIRCA);

содержание воды в нефти после блока УПСВ;

давление газа в аппарате (поз.PIRCA).

Система автоматического регулирования технологического процесса в установках предварительного сброса воды С-2/1,2,3,4 обеспечивает:

регулирование уровня нефти. Регулирование выполняется по показаниям уровнемера, установленного в 3 отсеке соответствующего сепаратора, регулирующими электроклапанами КЛ 4, КЛ 5, КЛ 7, КЛ 9, КЛ 11 на перепуске нефти из С-2/1,2,3,4 в сепараторы нефтегазовые С-3/1,2,3,4;

регулирование уровня воды во 2 отсеке соответствующей УПСВ С-2/1,2,3,4. Регулирование выполняется по показаниям уровнемера, установленного в соответствующем сепараторе, регулирующими клапанами КЛ 6, КЛ 8, КЛ 10, КЛ 12 на выходе воды из С-2/1,2,3,4 в резервуары РВС — 1, 3;

дистанционное управление регулирующими клапанами КЛ 4, КЛ 5, КЛ 7, КЛ 9, КЛ 11 — на трубопроводах выхода нефти из сепараторов;

дистанционное управление регулирующими клапанами КЛ 6, КЛ 8, КЛ 10, КЛ 12 — на трубопроводах выхода воды из сепараторов;

измерение и регистрацию уровня взлива нефти, уровня раздела фаз нефть — вода, давления газа и предельных уровней в сепараторах;

Установки предварительного сброса воды С-2/1,2,3,4 оборудованы предохранительными клапанами, сброс газа от которых осуществляется на факел низкого давления УФМГ — 2.

При выводе сепараторов С-2/1,2,3,4 из технологии дренаж с них производится в подземную емкость ЕП-5 через задвижки №№ 305/1, 305/2, 305/3, 305/4.

Обезвоженная нефть с остаточным содержанием воды до 15% из сепараторов С-2/1, 2, 3, 4 под собственным давлением поступает в сепараторы третей ступени сепарации С-3/1, 2, 3, 4 (задвижки №№ 33/1, 33/2, 33/3, 33/4).

В сепараторах С-3/1,2,3,4 (НГС V = 80 м3) при атмосферном давлении происходит дополнительное разгазирование нефти. Выделившийся газ поступает в линию газа на факел низкого давления УФМГ — 2 (задвижки №№ 144/1, 144/2, 144/3, 144/3, 144/4, 145/1, 145/2, 146, 149, 150, 151). В аварийной ситуации предусмотрен сброс газа через СППК в линию газа на факел низкого давления УФМГ — 2.

При выводе сепараторов С — 3/1,2,3,4 из технологии дренаж с них производится в подземную емкость ЕП-5 (задвижки №№ 307/1, 307/2, 307/3, 307/4).

При работе сепараторов контролируются следующие параметры, характеризующие их работу:

давление в сепараторе;

уровень раздела фаз газ — нефть;

Система автоматического регулирования и управления обеспечивает:

измерение и регистрацию уровня взлива нефти, давления газа и предельных уровней с помощь датчиков уровня ДУУ2−0,5−0-3,5 (поз.LIRCA).

регулирование уровня нефти. Регулирование выполняется по показаниям одного из уровнемеров, установленных в каждом из сепараторов, регулирующими клапанами КЛ 13, КЛ 14 на перепуске нефти из сепараторов в резервуар РВС — 2 или регулирующим клапаном КЛ 15 при поступлении нефти из сепараторов на прием насосов откачки нефти.

Нефть из сепараторов С-3/1,2,3,4 может направляться либо на прием насосов откачки нефти (задвижки №№ 34/1, 34/2, 34/3, 34/4, 40, 42) или при высоком содержании воды в нефти, нефть из сепараторов перетекает в технологический резервуар РВС- 2, где происходит отделение воды от нефти (задвижки №№ 34/1, 34/2, 34/3, 34/4, 37/1, 38/1, 37/2, 38/2, электроприводные клапана КЛ 13, КЛ 14, либо по байпасным линиям задвижки №№ 39/1, 39/2).

Нефть поступает в технологический резервуар РВС- 2 (задвижка № 75/2) через 2 стояка (Н = 1,6 м, Н = 1,7 м). В резервуаре происходит гидродинамический отстой нефти от воды. При общем уровне жидкости 6,50 м в нем поддерживается слой нефти высотой 3,5 м для увеличения времени отстоя и уменьшения остаточного содержания воды в подготавливаемой нефти. Отстоявшаяся нефть, через стояк высотой 6,13 м самотеком, через задвижки 76/2, 77, 44, 46, 45, 43 приемные задвижки поступает на вход насосных агрегатов откачки нефти НВО 1,2,3,4,5,6. Отстоявшаяся вода из резервуара РВС — 2 через маточник (Н=0,47 м) поступает в линию откачки воды с резервуаров РВС- 1, 3 на прием насосов пластовой воды (задвижка №№ 207/2).

Регулирование уровня нефти выполняется по показаниям уровнемера, установленного в резервуаре регулирующим клапаном КЛ 15 на перепуске нефти между выкидом и входом насосных агрегатов откачки нефти (контур LA).

Нефть из сепараторов С-3/1,2,3,4 или РВС -2 с остаточным содержанием воды до 1% поступает на прием насосов внешней откачки нефти НВО № 1, 2, 3, 4, 5, 6 (ЦНС 300−480 с электродвигателем ВАО-4−560). С насосных агрегатов нефть через выкидные задвижки 48, 51, 50, 49, 47 поступает на блочный узел учета нефти и далее (задвижки №№ 73, 74) на УПСВГ Западно — Ноябрьского месторождения.

При работе насосов откачки нефти контролируются следующие параметры, характеризующие их работу:

давление на приеме насосадатчик избыточного давления Метран-43-ЕХ-ДИ;

давление на нагнетании насоса — манометр ВЭ-16 РБ;

температура подшипников электродвигателя и насоса — датчик ТСМ-50М, контроллер КСМ4, контроллер ГАММА-7 КСМ;

уровень утечек сальников насосадатчик предельного уровня ДПУ-5−0,25−4,0-ОМ 1,5;

уровень загазованности в насосной — сигнализатор СТМ-10;

Система автоматического регулирования и управления насосами откачки нефти обеспечивает:

измерение и регистрацию давления нефти на входе и выкиде насосных агрегатов (контур PIR).

измерение и регистрацию температуры подшипников насоса и двигателя насосных агрегатов откачки нефти (контур TIR);

автоматическое отключение насосных агрегатов при возникновении аварийных ситуаций;

автоматическое включение аварийных вентиляторов при превышении уровня загазованности 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени (контур QISA);

автоматическое отключение аварийных вентиляторов при пожаре;

дистанционное отключение насосных агрегатов откачки нефти (Н-1. Н-4);

запрещение пуска насосных агрегатов перекачки нефти при:

значении давления на приеме насоса ниже минимального;

превышении температуры подшипников насосов предельно-допустимой;

превышении температуры подшипников двигателя предельно-допустимого уровня;

достижении загазованности в блоке II-го порога;

пожаре в блоке;

превышении уровня утечки сальников допустимого уровня;

автоматический останов насосных агрегатов перекачки нефти при:

отклонении давления на приеме или выкиде от заданного диапазона;

превышении температуры подшипников насоса предельно-допустимого уровня;

превышении температуры подшипников двигателя предельно-допустимого уровня;

срабатывании электрозащиты;

достижении загазованности в блоке II-го порога;

пожаре в блоке;

превышении уровня утечки сальников допустимого уровня;

измерение и регистрацию давления и температуры по откачке нефти на ЦПС;

измерение и регистрацию предельных уровней в камере утечки сальников насосных агрегатов.

Жидкость утечки сальников насосных агрегатов откачки нефти, с фильтров и линий БУУН поступает в канализационный колодец КК — 2, далее поступает в дренажные емкости ДЕ-1,2, отстоявшаяся нефть поступает на задвижку № 332 .

Часть нефти перед блочным узлом учета нефти отбирается через пробозаборное устройство и направляется в блок контроля качества нефти (БКН).

БУУН представляет собой три рабочие и одну контрольную измерительные линии. На входе линий стоят фильтры очистки нефти. БУУН выполнен ОАО «ОЗНА» г. Октябрьск Для измерения расхода нефти применяются турбинные расходомеры типа НОРД-100. Для проведения поверки БУУН возможно подключение ТПУ через задвижки №№ 68,69,70.

БУУН представляет собой три рабочие и одну контрольную измерительные линии. На входе линий стоят фильтры очистки нефти.

На технологической линии в блоке качества установлены:

— датчик температурыТСМУ;
— влагомер сырой нефти Face Dynamics
— влагомер УДВН- 1 ПМ;
— счетчик — НОРД 40;
— пробоотборник типа «Стандарт», предназначен для отбора среднесменной пробы откачанной нефти в «бачок»;
— датчик давления-«Метран-43 ДИ»
— ручные пробоотборники.

После БКН нефть возвращается в приемный трубопровод насосов внешней откачки (задвижки №№ 59, 34).

Дренаж с БУУН, БКН и фильтров производится в аварийную емкость К-2.

Система автоматического регулирования и управления УУН и БКН обеспечивает:

измерение и регистрацию количества перекачанной на ЦПС нефти и ее качества;

измерение и регистрацию температуры нефти в трубопроводе перед БКН;

измерение и регистрацию давления нефти в трубопроводе с БКН;

измерение и регистрацию давления и температуры нефти в трубопроводе перед БУУН;

измерение и регистрацию давления нефти в выходном коллекторе БУУН;

измерение и регистрацию давления нефти до и после фильтров Ф-1, Ф-2, Ф-3 очистки нефти в БУУН.

Объем откачиваемой с УПСВ нефти, и регулирование высоты слоя нефти в резервуаре РВС- 2 производится электроклапаном КЛ 15, установленный до блочного узла учета нефти, на линии между приемным и выкидным трубопроводами насосов откачки нефти (контур LIRCA).

Технологическая линия попутного газа и сбора газового конденсата. В сепараторах С-1/1,2,3,4 при давлении 0,47 — 0,5 МПа производится первая ступень сепарация нефти. Отделившийся в сепараторах нефтяной газ, через каплеотбойники, поступает в газосепаратор ГС-1 (задв.101/1,101/2,101/3,101/4,102), где производится его очистка от капельной жидкости. Газ из газосепаратора ГС — 1 направляется через узел учета в газопроводы: «Газ на ХКС», «Газ на котельные г. Ноябрьска»; в газовый сепаратор ГС — 2, избыток газа направляется на факел высокого давления УФМГ — 1 (для поддержания необходимого рабочего давления в аппаратах УПСВГ) (задв.104,105,106,107,КЛ3,117,110 120,109,115).

Давления сепарации в ГС-1, С-1/1,2,3,4 регулируется автоматически воздействием на регулирующий клапан КЛ 3, установленный на линии выхода газа с ГС — 1 (контур PIА). Для контроля за давлением установлен технический манометр (РI).

Уровень жидкости в газосепараторе контролируется с помощью датчика уровня ультразвукового ДУУ2−05−0-3,5 (LAh).

В линии поступления газа на ХКС и котельные г. Ноябрьска из метанольницы подается метанол.

Сброс конденсата с ГС-1 при достижении максимального уровня осуществляется в подземную обогреваемую емкость ЕП-5 (задв.302).

Газ, поступивший в газосепаратор ГС-2 (задв.117) проходит дополнительную очистку и подается в линию запального газа факельных установок, через теплообменники на ГРП печи ПТБ-10 № 1,2,3,4 и на котельную (задв.118,122/1,122/2,124,123/1,123/2,125,126,127,128,129). Конденсат скопившийся в газосепараторе ГС-2 стравливается в подземную емкость ЕП-5 (задв.303).

В аварийной ситуации газ с ГС -1,2 через предохранительные клапана СППК сбрасывается на факел аварийного сжигания газа УФМГ — 2.

Попутный газ с предохранительных клапанов СППК установок предварительного сброса воды С-2/1,2,3,4 сбрасывается на факельную установку УФМГ-1.

Факельная система включает в себя два факельных стояка Ду=200 мм, трубопроводы подачи газа с расширительных камер КР1, КР2, трубопроводы газа на запал и к дежурным (пилотным) горелкам, емкостям сбора конденсата ЕСК-1,2, блок запорно-регулирующий (БЗР), блок запально-сигнализирующих горелок (БЗСГ).

При аварийной ситуации газ по газопроводу Ду=200 мм через расширительную камеру подается на факельный стояк. В расширительной камере происходит выпадение капельной жидкости и постоянный отвод ее в емкости сбора конденсата (задв.318,319). Для выравнивания давления в камерах и емкостях имеются газоуравнительные линии.

По достижении верхнего уровня жидкости в ЕСК-1,2 (контур LISA) включаются насосы, жидкость через задвижки №№ 320,321, и обратные клапана откачивается во всасывающую линию НВО.

Блок запально-сигнализирующих горелок (БЗСГ) предназначен для приготовления горючей смеси в трубопроводах дежурных горелок, а также поджига горючей смеси в трубопроводе «пламя переброса» и контроля пламени в дежурных горелках.

Блок запорно-регулирующий (БЗР) предназначен для ручного регулирования давлений топливного газа розжига, а также его автоматической подачи (отсечки) в соответствии с управляющими сигналами наличия (отсутствия) давления топливного газа розжига.

Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси, предусмотрена подача продувочного газа.

Для учета количества газа используемого для нужд котельных и подаваемого на печи ПТБ-10 на газовых линиях смонтированы узлы учета газа, в состав которых входит счетчик «Dymetic» (контур FQI), газ на Холмогорскую компрессорную станцию замеряется СПГ 761 (контур FQI), газ на ФНД и ФВД — счетчиком СУРГ-001. В ближайшее время планируется замена данных расходомеров на расходомеры марки ИМ-2300 и вывод показаний на пульт при помощи телемеханики.

Технологическая линия подтоварной воды. Отделившаяся в сепараторах С-2/1,2,3,4 подтоварная вода поступает в резервуары РВС-1, 3 для очистки от нефтепродуктов (задв.306/1,306/2,306/3,306/4,клапанные сборки, задв.206/1,206/3). Также в эти резервуары поступает подтоварная вода, отстоявшаяся в резервуаре РВС -2 (задв.206/2).

Очищенная вода из резервуаров поступает на вход насосных агрегатов откачки воды НПВ — 1,2,3 (задв.207/1,207/2,207/3). С выкида насосных агрегатов вода через УУВ подается в систему низконапорных водоводов КНС-1 Спорышевского месторождения (задв.216,217,218,219). Объем откачиваемой с УПСВ воды, и регулирование уровня воды в резервуарах РВС-1,2,3 производится электроклапаном КЛ 16.

Резервуары-отстойники Р-1,3 предназначены для подготовки воды методом динамического отстоя. Резервуары эксплуатируется в течение суток непрерывно в динамическом режиме. Вода поступает в резервуары РВС-1,3 через маточник — распределитель расположенный на высоте 7,5 м и равномерно распределяется по всей площади резервуара. Маточник представляет собой трубу диаметром 300 мм, смонтированную на стояках. От маточника отходят лучи, равномерно расположенные по всему сечению резервуара с отверстиями 50−60 мм по всей длине лучей, которые служат для равномерного распределения поступающей воды. Остаточная нефть поднимается вверх, а вода осаждается вниз резервуара.

При превышении допустимой толщины слоя нефти в резервуаре последняя из верхних слоёв через стояки d-150 мм высотой около 6 м (задвижки 76/1,76/2, 76/3) поступает на прием насосов внешней откачки.

Забор подтоварной воды осуществляется на высоте 0,47- 0,55 м от днища резервуара. Очищенная вода подается на вход насосов подрезки пластовой воды НППВ (задв.207/1,207/2,207/3).

При работе очистного резервуара РВС-1,3 контролируются следующие параметры:

верхний уровень жидкости (LАh);

уровень раздела фаз «вода — нефть» (LIA);

высота слоя нефти;

Для полного опорожнения резервуаров на каждом из них смонтирован сифонный кран. На крыше каждого резервуара имеется замерный люк для замера уровня жидкости и отбора проб, дыхательные и предохранительные клапаны, которые предназначены для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при малых и больших «дыханиях», приборы контроля уровня заполнения и межфазного уровня.

Выпавшие в осадок твердые механические примеси периодически после размыва удаляются через устройство полного опорожнения резервуара (задвижки 311/1,311/2,311/3) в дренажную емкость ЕП-5. Полный слив жидкости перед зачисткой резервуара, ремонтными работами должен производиться после предварительного слива уловленной нефти.

При неудовлетворительном качестве откачиваемой пластовой воды (превышенное содержание нефтепродуктов) предусмотрен повторный цикл очистки. Для этого насосами подрезки НППВ — 1, 2 пластовая вода откачивается из резервуаров РВС -1, 2, 3 и подается на вход сепараторов С-2/1,2,3,4 (задв.220,221).

Уловленная нефть из резервуаров РВС- 1, 3 с высоты h =7,9 — 8,0 м выводится в подземную емкость уловленной нефти ЕП-4 (задв.78/1,78/3), откуда откачивается в РВС -2 (задв.324,329,75/2).

С насосных агрегатов вода через узел учета воды УУВ (задвижки № 216, 217,218) подается на КНС-1 Спорышевского месторождения. Для учета откачиваемой воды применяется счетчик УРСВ (FQI).

Контроль качества откачиваемой воды производится через пробоотборные краны насосов.

Система автоматического регулирования и управления насосами откачки воды обеспечивает:

— измерение и регистрацию количества перекачанной подтоварной воды на КНС (FQI);
— измерение и регистрацию давления на выходе воды на КНС (РIR);
— измерение и регистрацию давления воды на входе и выкиде насосных агрегатов (PIRSA);
— измерение и регистрацию температуры подшипников насоса насосных агрегатов (TIRSA);
— автоматическое отключение насосных агрегатов при возникновении аварийных ситуаций;
— дистанционное отключение насосных агрегатов перекачки воды НПВ;
— запрещение пуска насосных агрегатов перекачки воды при:

значении давления на приеме насоса ниже минимального;

— превышении температуры подшипников насоса предельно-допустимого уровня;

достижении загазованности в блоке 2-го порога (QISA);

пожаре в блоке (NHSA);

автоматический останов насосных агрегатов перекачки воды при:

отклонении давления на приеме или выкиде от заданного диапазона;…

— давление
— уровень конденсата

ГС — 1.

0 С МПа.

до + 50.

до 0,6.

до 20.

LAh.

PI.

TI.

Емкости подземные.

— уровень жидкости
— давление
— температура

ЕП — 1 ~ 5.

МПа.

0 С.

до 80.

до 0,07.

до + 30.

LAh.

PI.

TI.

Емкости сбора конденсата.

— уровень жидкости
— давление
— температура

ЕСК — 1, 2.

МПа.

0 С.

до 80.

до 0,07.

до + 30.

LAh.

TI.

LIA.

Резервуар для очистки воды.

РВС — 5000.

— верхний уровень
— температура
-м/фазный уровень «нефть-вода»

РВС-1, 3.

м.

0 С м.

до 10.

до + 30.

LAh.

TI.

LIA.

Технологический резервуар

РВС — 5000.

— верхний уровень
— температура
— м/фазный уровень «нефть-вода»

РВС-2.

м.

0 С м.

до 10.

до + 30.

PI.

PISAhl.

TI.

TISAh.

PDЕ.

QISA.

NHSA.

Насосы внешней откачки нефти.

— давление на приеме
— давление на выкиде
— температура перекач. нефти
— температура подшипников
-перепад давления на фильтре
-загазованность помещения
-

Н — 1 ~ 6.

МПа МПа.

0 С
0 С

МПа.

% НКПРП.

до 0,15.

2,8 ~ 4,8.

до + 30.

до + 70.

2,5.

5,0.

PI.

PISAhl.

TI.

TISAh.

PDЕ.

QISA.

NHSA.

Насосы пластовой воды.

— давление на приеме
— давление на выкиде
— температура перекач. нефти
— температура подшипников
-перепад давления на фильтре
-загазованность помещения
-

Н — 1 ~ 3.

МПа МПа.

0 С
0 С

МПа.

%НКПРП.

до 0,15.

2,5 ~ 3,0.

до + 30.

до + 70.

2,5.

5,0.

PI.

PISAhl.

TI.

TISAh.

PDЕ.

QISA.

Насосы подрезки пластовой воды.

— давление на приеме
— давление на выкиде
— температура перекач. нефти
— температура подшипников
-перепад давления на фильтре
-загазованность помещения

Н — 1 ~ 2.

МПа МПа.

0 С
0 С

МПа.

%НКПРП.

до 0,15.

0,3 ~ 0,6.

до + 30.

до + 75.

2,5.

5,0.

PI.

FQI.

TI.

QISA.

Насосы подачи деэмульгатора.

— давление на выкиде
— расход реагента
— температура реагента
-загазованность помещения

НД — 1 ~ 4.

МПа л/час.

0 С.

%НКПРП.

0,3 ~ 0,7.

до 40.

-40 ~ + 30
0

5,0.

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой