Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Развитие нефтедобывающей промышленности Западной Сибири в новых экономических условиях определяет необходимость в разработке и внедрении энерго- и ресурсосберегающих технологий.

Современное состояние нефтедобычи в этом регионе требует решения задач, связанных с оптимизацией работы механизированного фонда и повышение производительности работы скважин в условиях осложнений при эксплуатации (высокая температура в забое, присутствие механических примесей, повышенная кривизна ствола скважин, высокая обводненность продукции, отложение органических и неорганических осадков и т.д.)

Окончание фонтанного периода работы месторождений Западной Сибири придает особую актуальность проблеме повышения надежности скважинного оборудования. Это определяет необходимость не только совершенствования технологии традиционных способов механизированной добычи (установками электрических центробежных насосов и скважинных штанговых насосов), но и внедрять альтернативные способы, такие как применение установок струйных насосов, эксплуатация которых в условиях месторождений Западной Сибири (большая глубина, кривизна ствола скважин, высокая температура и обводненность продукции, гидрато- и солеотложения) может принести хороший технологический и экономический эффект. Опыт эксплуатации месторождений показал, что неизбежными в процессе добычи спутниками нефти являются газы, выделяющиеся из нефти при снижении давления. В выделившихся попутных газах содержится большое количество тяжелых углеводородов, являющихся ценнейшим сырьем для нефтехимических производств. В связи с этим перед нефтяной и газовой промышленностью стоит большая и ответственная задача по отбензиниванию попутных газов и предварительной их очистке от вредных примесей (углекислоты, сероводорода) и осушке от влаги. Объектом исследования дипломного проекта является технологическая система сбора скважинной продукции, подготовка нефти на УПСВ Спорышевского месторождения и методы оптимизации сбора добытой продукции. По объему подготавливаемой нефти УПСВ Спорышевского месторождения занимает 1-е место среди установок предварительного сброса воды ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз».

Целью работы дипломного проекта является анализ и рассмотрение параметров работы установки предварительного сброса воды, анализ эффективности режима работы, причины влияющие на работу УПСВ, осложняющие перекачку жидкости, возможные неполадки технологического процесса и оборудования.

1. Характеристика месторождения

1.1 Географическое расположение

Спорышевское нефтяное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты и тяготеет к северной части Сургутского нефтегазоносного бассейна.

В административном отношении месторождение относится к Пуровскому району Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Оно находится в 10 км. к северо-западу от города Ноябрьск и в 40 км. от ближайшего разрабатываемого Западно-Ноябрьского месторождения.

Географически Спорышевское месторождение расположено на Сибирских Увалах в междуречье Пяку-Пура и Вынгапура (рис. 1.).

В тектоническом отношении Спорышевское месторождение расположено в пределах Ноябрьского локального поднятия 3 порядка, приуроченного к западному борту Западно-Ноябрьского прогиба - структурно-тектонического элемента 2 порядка, осложняющего восточную часть Северо-Сургутской моноклинали - крупной структуры 1-го порядка.

В орографическом отношении территория месторождения представляет собой слегка всхолмленную, в южной части слабо возвышенную, заболоченную, залесённую равнину, прорезанную сетью долин многочисленных притоков реки Пяку-Пур. Непосредственно на площади месторождения протекает приток реки Апакапур. Абсолютные отметки рельефа меняются от +75 - +90 м. на севере и до +120 м. на юге, и от +95 м. на западе до +100 м. на востоке, а в поймах рек они снижаются. Русла ручьев и рек извилистые, берега обрывистые, покрытые лесом. Реки вскрываются ото льда в конце мая, а замерзают в октябре и только в конце ноября-декабря обеспечена безопасность передвижения техники по рекам. Источником временного водоснабжения могут служить естественные источники: реки, ручьи, озера. Наиболее пригодным для хозяйственно-питьевого водоснабжения являются подземные воды Атлымского и Новомихайловского свит олигоцена. Химический состав воды вполне удовлетворяет требованиям ГОСТа на хозяйственно-питьевые воды. Общее содержание в них солей 140-150 мг/л. и очень редко 800 мг/л. содержание закисного и окисного железа составляет 0,8 - 3 мг/л.

Для поддержания пластового давления в продуктивных пластах используются воды апт-альб-сеноманского комплекса, так как по своему химическому составу они близки к водам нефтяных пластов и не требуют дополнительных затрат на их обработку.

Энергоснабжение месторождений Среднего Приобъя, в частности Спорышевского месторождения, осуществляется местными энергоустановками от Сургутской ГРЭС, а также от линии электропередачи Тюмень - Сургут - Нижневартовск.

Климат рассматриваемой зоны резко континентальный и характеризуется продолжительной зимой и коротким, сравнительно теплым летом. Самый холодный месяц январь (до -52 ⁰ С, -55 ⁰С), а максимальная температура в июле +35 ⁰ С - +37 ⁰ С. Первые заморозки наступают в сентябре, устойчивый снежный покров образуется в середине или конце октября и держится 200 - 220 дней. Максимальная глубина промерзания грунта на площади достигает на отдельный участках 3 м., на открытых озерах и болотах сезонно - промерзающие грунты переходят в многолетне - промерзающие породы. Весенняя распутица начинается в апреле.

В экономическом отношении район находится в выгодном положении. На проектируемой площади проходит железная дорога Сургут - Уренгой, по которой осуществляются перевозки грузов и пассажиров.

Параллельно железной дороге проходит трасса нефтепровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк. Транспортировка нефти и растворенного газа Спорышевского месторождения осуществляется по ветке нефте- и газопроводов Западно-Ноябрьского месторождения и далее по магистральным нефте- и газопроводам до Сургута.

1.2 История освоения района

Для того чтобы создать благоприятные предпосылки для дальнейшего развития работ по добыче нефти и газа в районах уже разрабатываемых Западно-Ноябрьского, Карамовского и Суторминского месторождений, были проведены поисковые работы по выявлению новых залежей нефти и газа.

Основанием для ввода в поисковое бурение Спорышевского месторождения явились рекомендации на поисковые объекты, выявленные и подготовленные работами МОГТ, проведенными сейсмопартиями сп 5/71-72 и сп 84/86-87, а также наличие соседних крупных разрабатываемых месторождений. Поиски залежей нефти и газа в пределах Спорышевского месторождения проведены согласно проектного документа, составленного Сургутской тематической партией ПГО «Обьнефтегазгеология», и в соответствии с планом работ, намеченным в 1993 году. Бурение осуществлялось силами Ноябрьского нефтегазоразведочного предприятия ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Разработка месторождения начиналась с пробуривания на площади 5 поисковых скважин №№: 662, 663, 653, 665, 666. Залежи нефти открыты в пластах меловой системы БС11, БС¹10 , БС10 и ПК19. Месторождение названо Спорышевским в честь бурового мастера Спорыша А.Н., принимавшего участие в открытиях многих нефтяных месторождений Западной Сибири и непосредственно в Ноябрьском регионе. При его участии были открыты такие крупные месторождения как Крайнее, Западно-Ноябрьское, Сугмутское и ряд других.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.1 Обзорная карта района работы

1.3 Геологическая характеристика месторождения

В тектоническом отношении Спорышевское месторождение расположено в пределах Ноябрьского локального поднятия 3 порядка, приуроченного к западному борту Западно-Ноябрьского прогиба - структурно-тектонического элемента 2 порядка, осложняющего восточную часть Северо-Сургутской моноклинали - крупной структуры 1-го порядка.

Месторождение приурочено к своду ярко выраженной антиклинальной структуры по мезозойским отложениям. Структура имеет вытянутую форму с длинной осью в субмеридианальном направлении. Отсутствие качественных сейсморазведочных работ в данном районе не позволяет на сегодняшний день с уверенностью говорить о малоразмерных аппликативных и дизъюнктивных дислокациях и расположении линий вклинивания отдельных продуктивных пластов. Учитывая трудности корреляции песчаных пластов мелового разреза, неоднозначность интерпретации ГИС и определении ВНК, недостоверную рисовку структурных форм, приходится констатировать, что месторождение на сегодняшний день не имеет непротиворечивой геологической модели и будет доразведываться в процессе эксплуатационного разбуривания.

Геологический разрез Спорышевского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайназойского осадочного чехла, которые подстилаются метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента. Максимальная вскрытая толщина мезозойско-кайназойских пород составляет 2752 м. (скв. № 665).

В изученной части разреза промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях мегионской, вартовской и покурской свит. На 01.01.2004 г. запасы промышленной категории С₁ подсчитаны по пластам БС 11, БС 10-1, БС 10, БС 8, БС 7, БС 6, АС 12, АС 9, АС 6-7, АС 4, ПК 20, ПК,19, ПК 16.

Запасы нефти по Спорышевскому месторождению в ГКЗ РФ не утверждались. На балансе ВГФ начальные запасы нефти числятся по 17 подсчетным объектам в количестве: по категории С-1 балансовые - 139268 тыс. т.; извлекаемые - 39471 тыс. т.; по категории С-2 - 50609 тыс. т. и 11316 тыс. т. соответственно.

В настоящее время в ЗапСибГеоНАЦ г. Тюмени осуществляется научно - исследовательская работа по подсчету балансовых запасов нефти и газа Спорышевского месторождения с последующим рассмотрением и утверждением в ГКЗ РФ в 2005 году.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.2 Геологический профиль

1.4 Продуктивные пласты

Спорышевское нефтяное месторождение многопластовое, всего выделено 16 залежей в пластах группы ПК (ПК16; ПК19; ПК20), АС (АС4; АС 6-7; АС9; АС12), БС (БС1; БС4-8; БС-10; БС 10-1; БС-11). Залежи в основном пластово-сводовые, встречаются литологически-экранированные.

По результатам бурения и испытания разведочных скважин 654 и 656, в южном направлении произошло расширение контуров нефтеносности. На основании чего предусмотрено выделение трех эксплуатационных объектов разработки:БС10 (БС10, 1БС10,БС11),ПК19 (ПК16,ПК19,ПК20), АС6-7 (АС4, АС6, АС7, АС9, АС12).

Предельной толщиной размещения скважин является трехметровая изопахита для объекта БС10, шестиметровая для объекта АС6-7 и четырехметровая для ПК 19.

Всего по месторождению за прошедший год добыто 2869.45 т.т. нефти, в том числе по пластам:

Таблица 1.1 Характеристика продуктивности пластов

Пласт	Qнефти, т.т. 2007 2008	Дебит нефти, т/сут 2007 2008	дебит жид.,т/сут 2007 2008	Обводнен.,% 2007 2008	Ввод новых скв. 2007 2008
ПК 19	681.259 1019.618	42.60 9.13	48.94 57.16	12.96 14.04	22 15
ПК20	13.050 22.604	35.56 36.58	80.22 71.99	55.55 49.19	0 0
АС4	10.405 27.219	15.51 27.75	17.68 32.38	12.29 14.31	0 2
АС6	297.305 349.293	38.80 40.30	54.50 58.92	28.82 31.60	4 3
АС12	8.602 6.500	23.50 17.81	51.77 41.80	54.60 57.39	0 0
БС6	24.615 77.696	86.67 74.92	90.23 79.60	3.94 5.88	2 1
БС7	1.449	6.97	30.53	77.18	0
БС8	6.171 45.443	48.98 48.60	83.97 81.51	41.67 .37	2 0
ВС10	542.036 863.158	27.84 25.76	30.61 28.80	9.04 10.58	36 54
1БС10	65.023 148.897	24.49 33.29	58.34 71.02	58.02 53.13	1 5
БС11	211.674 307.573	52.23 57.05	69.78 105.15	25.16 45.74	6 4
Всего по м-ю	1860.14 2869.45	37.15 39.05	46.53 51.76	20.18 24.55	72 81

Геолого-физическая характеристика Спорышевского месторождения приведена в таблице 1.2.

Кроме ввода новых на месторождении проведены мероприятия по оптимизации режима работы добывающих скважин, приобщению пластов, переводов на вышележащие горизонты.

Среднесуточная добыча нефти за отчётный год выросла на 2780 т/сут и составила 7862 т/сут. Средний дебит одной действующей скважины повысился: по нефти на 1.9 т/сут составив 39.05 т/сут, по жидкости на 5.23 т/сут - 51.76 т/сут, при этом среднегодовая обводненность возросла на 4.37 %, составив 24.55%. Все скважины действующего фонда работают с водой, по 68.05 % из них обводненность продукции ниже 20%, по 6 скважинам (2.5% действующего фонда) превысила 90%.

В целом основные фактические показатели разработки месторождения превышают проектные.

На месторождении выполнен значительный объем физико- химических и гидродинамических методов воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи. Среди геолого-технических мероприятий по добывающим скважинам эффект получен за счет РИР, перфорационных методов, ГРП, кислотных ОПЗ, выравнивание профилей притока. По нагнетательным скважинам выполнялось нестационарное заводнение; химическому воздействию были подвергнуты 100 скважин, включая кислотные системные обработки, ВПП (57 операций).

1.5 Свойства пластовых жидкостей и газа

Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов Спорышевского месторождения изучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии и в Центральной химической лаборатории НГДУ “Холмогорнефть”.

Вязкость нефти в поверхностных условиях на объекте ПК колеблется около 1,1 мПа*С, объёмный коэффициент нефти составляет 1,215 доли единиц, содержание серы в нефти колеблется от 0,72% в пласте ПК19 до 0,52% в пласте ПК20. Содержание парафина в нефти в пласте ПК19 - 2,43%, а в ПК20 - 6,52 %. Газовый фактор по объекту ПК составляет 42м³/ м³, по объектам БС и АС он имеет значение 45-53 м³/ м³ и 42 м³/ м³соответственно. Вязкость воды в пластовых условиях 0,5мПа*С. Плотность нефти в поверхностных условиях по объекту ПК - 0,887 т/м³, а в пластовых 0,730 т/м³, плотность воды около 1,02 т/м³., давление насыщения по объекту ПК колеблется от 12,1 МПа (ПК16) до 52 (ПК19).

Таблица 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

ПАРАМЕТРЫ	АС-4	АС6-7	АС12	ПК19	ПК20	БС10	1БС10	БС11
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Средняя глубина залегания, м	2020	2055	2195	1890	1905	2423	2455	2529
Тип залежи	Пластовая, свод. водоплавающая	Пластово- свод., част. лит. экран.	Пластовая, сводовая, водоплавающая
Тип коллектора	терригенно-поровый
Средняя общая эффективн. толщина, м	19,0	20,0	17,8	8,0	17,0	10,0	16,0	14,0
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,08	5.11	1,28	4.85	1.59	4.09	5,18	6,51
Пористость, доли единиц	0,22-0,24	0,21-0.23	0,21	0,23-0.24	0,25	0,20-0.21	0,20	0,20-0,21
Средняя нефтенасыщенность, д. ед.	0,52-0,57	0,51-0.58	0,51	0,61-0,63	0,50	0,58-0.55	0,48-0,52	0,64-0,58
Проницаемость, фм2		103	12	23		59	52	108
Коэффициент песчанистости, д.ед.				0,58		0,74		0,65
Коэффициент расчлененности				1,56		2,6		3,57
Пластовая температура, град. С	62	62	67	57	57	78	75	77
Пластовое давление, МПа	20,2	20,5	21,7	18,9	19,1	24,0	24,5	25,3
Вязкость нефти в пов. усл.., МПа*с	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Плотность нефти в пл. условиях, т/м3	0,86	0,746	0,774	0,730	0,730	0,751	0,751	0,799
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	1,153	1,153	1,110	1,215	1,215	1,138	1,176	1,073
Содержание серы в нефти, %				0,72	0,52	0,55	0,5	0,35
Содержание парафина в нефти, %				2,43	6,52	2,11		2,13
Давление насыщения нефти газом, МПа		8,0		9,0	9,0	10,0		17,0
Газовый фактор, м3/т	49	42	51	42	42	51	51	53
Средняя продуктивность, м3/сут* МПа	5,7	9,8	26,4	1,42-4,47	13,4	7,6	4,9	1,4
Давление нагнетания, МПа				10		13
Нач. извлек.запасы нефти, на балансе ВГФ на 01.01.1997г.	6315	4350	82	9741	871	9741	11812	4196
по категории С1	4635	3505	53	8057	558	8057	9927	3545
по категории С2	1680	845	29	1684	313	1684	1885	651

2. Анализ системы разработки

2.1 Анализ показателей разработки Спорышевского месторождения

Сравнение проектных и фактических показателей за 2008 - 2009 гг. проведено с уровнями технологической схемы опытно-промышленной разработки Спорышевского месторождения, 2000 г. Проектные показатели по пластам не разделены.

Максимальный объем проектной добычи нефти - 2100 тыс.т, планировалось достичь в 2012 г., при добыче жидкости - 6465,7 тыс.т и при фонде добывающих скважин 445 штук. Однако уже с 2002 г. максимальные уровни добычи превышают проектные и составили: по нефти - 2869,5 тыс.т (2008 г.) и 4049,4 тыс. т (2009 г.), по жидкости - 3803,4 тыс.т (2008г.) и 5983,1 тыс.т (2009г.).

Основная причина перевыполнения проектных уровней - больший фонд добывающих скважин (проект в 2008 г. - 160 скв, факт 2008 г. - 270 скв.), опережающий ввод новых добывающих скважин в 2008 г. (проект - 32 скв., факт - 81 скв.) и 2009г. (проект - 33 скв., факт- 38 скв.). Таким образом, действующий фонд выше проектного практически в два раза (на 46 %).

Дебиты действующих скважин по нефти почти в два раза превышают проектные (проект в 2008 г. - 28,2 т/сут, факт 2008г. - 45,6 т/сут). Показатели введенных в 2008 г. новых горизонтальных скважин существенно повлияли на величину среднего дебита нефти - 94,8 т/сут по факту против 30,0 т/сут по проекту.

В настоящее время Спорышевское месторождение находится в стадии роста добычи нефти и роста обводненности продукции скважин.

В 2008г. добыча нефти Спорышевского месторождения составила 4049,4 тыс.т, жидкости - 5983,1 тыс.т при текущей обводненности 32,3 %.

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

Действующий фонд в течении 2009 года увеличился на 38 скважин и составил 264 шт. С начала разработки на месторождении отобрано 10531,7 тыс.т. нефти, жидкости - 14212,3 тыс.т при текущей обводненности 32,3 %. Месторождение находится на первой стадии разработки - растущей добыче. Динамика показателей разработки Спорышевского месторождения приведена на рис. 2.1.

На 1.01.2008 г. на месторождении в эксплуатации на нефть находятся 264 скважин, в том числе 11 разведочных (№№ 643Р, 653Р, 654Р, 655Р, 656Р, 657Р, 659Р, 662Р, 666Р, 677Р, 695Р). Под закачкой находятся 48 скважин.

В 2009 году добыча нефти по месторождению составила 4049,4 тыс.т, что выше на 1180 тыс.т по сравнению с 2008 г., добыча жидкости соответственно увеличилась на 2179,6 тыс.т, обводненность возросла на 7,7%.

Рис 2.1 - Динамика показателей разработки Спорышевского месторождения

Среднесуточная добыча нефти увеличилась с 6600 т в начале 2007 г. до 13111 т в декабре 2008 г., добыча жидкости - с 8281 т (12.2007 г.) до 21456 т (12.2008 г.), что связано с вводом новых скважин, в том числе скважин с горизонтальными стволами. Динамика среднесуточных показателей по Спорышевскому месторождению приведена на рис. 2.2.

Дебиты по нефти увеличились с 38,6 т/сут (01.2007 г.) до 45,6 т/сут (12.2008 г.), по жидкости - с 48,2 т/сут (01.2007 г.) до 67,4 т/сут (12.2008 г.). В 2008 году действующий фонд скважин возрос на 22 скважины.

Динамика дебитов нефти и жидкости, действующего фонда скважин Спорышевского месторождения за период 2007 - 2008 г. приведена на рис. 2.3.

Рис 2.2 - Динамика среднесуточных показателей Спорышевского месторождения за период 2007 - 2008гг



Рис 2.3 Динамика дебитов нефти и жидкости, действующего фонда скважин Спорышевского месторождения за 2007- 2008г

3. Специальная часть дипломного проекта

3.1 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 50м (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 насоса- датчик 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 насоса- датчик 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 температуры- ТСМУ;

- 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,КЛ3,117,110120,109,115).

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;

достижении загазованности в блоке 2-го порога;

пожаре в блоке;

Дренажная линия. Система канализации: при опорожнении резервуаров РВС-1,2, 3 жидкость через задвижки 311/1, 311/2,311/3 поступает в подземную шламовую емкость Е-4. Нефть с дренажных линий насосной внешней откачки поступает в подземную емкость К-2. Со всех промышленных площадок - площадки насосной пластовой воды, установки ввода деэмульгатора, площадки печей ПТБ-10, установки подготовки топливного газа через приемные трапики - промышленные и дождевые стоки через систему колодцев и трубопроводов стекаются в подземную емкость ЕП-1. При опорожнении установок предварительного сброса воды С- 2/1,2,3,4 жидкость через задвижки №№ 305/1 - 305/4 поступает в подземную емкость ЕП-5 (V=40 м³).

Нефть с сепараторов С-3/1,2,3, 4 через задвижки № 307/1 - 307/4 при опорожнении поступает в подземную емкость ЕП-5. Нефть с приемных и выкидных коллекторов ПТБ-10 через задвижки №№ 308/1 - 308/4 при опорожнении поступает в емкость ЕП-1. Конденсат с узла подготовки топливного газа, поступает в подземную емкость ЕП-5. Из подземных емкостей аварийной, шламовой, подрезки с печей, с отстойников жидкость можно откачивать в линию поступления в очистные РВС-1, 3 и в нефтяной РВС-2. Емкости ЕП-1,2,3,4,5,6 оборудованы погружными насосами типа АХП 45/31. При достижении верхнего уровня жидкости в емкостях производится откачка:

с ЕП - 1,2,3,4 через задвижки № 323,324,325,326 - в линию нефти РВС-1,2,3;

с ЕП - 5 через задвижку № 322 - в линию поступления подтоварной воды на вход в РВС - 1,3.

Система автоматического регулирования и управления дренажных емкостей обеспечивает:

измерение и регистрацию уровня жидкости в дренажных емкостях ЕП-1,2,3,4,5 (LAh);

измерение и регистрацию давления на выкиде насосов аварийной емкости (PISA). Производится автоматическое включение насоса откачки жидкости из емкостей ЕП-1,2,3,4,5 при достижении верхнего уровня и его отключение при нижнем уровне жидкости или выходе значения давления на выкиде насосов за пределы уставок;

Насосы, находящиеся в автоматическом режиме, включаются в работу при уровне жидкости 90% от диапазона измерения и отключаются при 20%.

Реагентное хозяйство. Для эффективного расслоения добытой обводненной нефти, предварительно в поток жидкости поступающей с УДР подается реагент-деэмульгатор (задвижка 712), из установки приготовления и дозирования деэмульгатора БР-1, которая включает в себя емкость для хранения реагента и насосную с дозировочными насосами НД - 2,5-40 .

Система автоматического регулирования и управления насосной деэмульгатора обеспечивает:

измерение и регистрацию предельных уровней реагента в емкости (LA);

автоматическое отключение насосов деэмульгатора при достижении нижнего уровня деэмульгатора в емкости или выходе значения давления на выкиде насосов за пределы уставок (PISA);

автоматическое отключение аварийных вентиляторов при пожаре (NHSA);

автоматический останов насосных агрегатов подачи деэмульгатора при достижении загазованности в блоке 2-го порога (QISA).

Для предотвращения коррозии трубопроводов и оборудования в поток воды, поступающей на вход насосных агрегатов откачки воды, из установки приготовления и дозирования ингибитора коррозии БР-2, подается реагент (задвижка № 602).

Система автоматического регулирования и управления насосной ингибитора коррозии обеспечивает:

автоматическое отключение насосов подачи ингибитора коррозии при достижении нижнего уровня в емкости (LAh) или выходе значения давления на выкиде насосов за пределы уставок (PISA);

автоматическое отключение аварийных вентиляторов при пожаре (NHSA);

автоматический останов насосных агрегатов ингибитора коррозии при достижении загазованности в блоке 2-го порога (QISA).

3.2 Технологическая карта УПСВ

Таблица 3.1 Технологическая карта УПСВ

№ п.п.	Наименование процессов, аппаратов и параметров	Индекс аппарата (прибора) по схеме	Ед. изм.	Допустимые пределы тех. параметров	Требуем. класс точности приборов
1 TIR TIRA TI FQI PIA PIA PIA FQI	Печи ПТБ - 10/64 - температура нефти на входе - температура нефти на выходе - температура газа до ГРП - расход газа на горелки - давление нефти на входе - давление нефти на выходе - давление топливного газа - расход жидкости	П- 1,2,3,4	0 С 0 С 0 С м3/час МПа МПа МПа м3/час	+ 20 + 40 до + 50 + 15 ~ + 60 до 1600 0,3 ~ 0,8 0,3 ~ 0,8 0,1 ~ 0,6 250 ~ 800	2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 1,0
2 PI LICAhl TI	Нефтегазосепараторы I ступени - давление - уровень - температура	С-1/1,2,3,4	МПа % 0 С	0,4 ~ 0,55 20 ~ 40 до + 50	2,5 2,5 2,5
3 PI LIRCA TI	Нефтегазосепараторы I I ступени со сбросом воды - давление - уровень - температура - содержание нефти в воде - содержание воды в нефти	С-2/1,2,3,4	МПа % 0 С мг/л %	0,35 ~ 0,5 20 ~ 60 до + 50 до 800 до 10	2,5 2,5 2,5
4 PI LAh TI	Нефтегазосепараторы I I I ступени - давление - уровень - температура	С-3/1,2,3,4	МПа % 0 С	0 ~ 0,02 20 ~ 40 до + 30	2,5 2,5 2,5
5 TI PI LA	Газовый сепаратор - температура газа - давление - уровень конденсата	ГС - 1	0 С МПа %	до + 50 до 0,6 до 20	2,5 2,5 2,5
6 TI PI LA	Газовый сепаратор осушки газа для ПТБ - 10 - температура газа ...

Подобные документы

• Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении

  Геологическое строение резервуаров и условия залегания нефти на Первомайском месторождении, литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов. Оптимизация работы механизированного фонда скважин, оборудованных электроцентробежными насосами.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 30.06.2015
  

• Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

  История освоения Ем-Ёгского месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Показатели работы фонда скважин. Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Выбор методов для увеличения проницаемости призабойной зоны.
  
  дипломная работа [4,6 M], добавлен 09.11.2016
  

• Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

  Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
  
  курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015
  

• Технология сбора, подготовки и хранении нефти на ЦПНГ №5 "Гремиха" ОАО "Удмуртнефть"

  Геолого-технический наряд на бурение скважины. Схема промывки скважины при бурении. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Технологический режим работы фонтанных и газлифтных скважин. Системы и методы автоматизации нефтяных скважин.
  
  отчет по практике [3,1 M], добавлен 05.10.2015
  

• Фонд скважин ЗАО "Иреляхнефть"

  Характеристика Иреляхского газонефтяного месторождения. Состав и свойство нефти, анализ газоконденсата и воды. Ревизия фонда скважин ЗАО "Иреляхнефть". Описание установки подготовки нефти. Организация работы цеха по поддержанию пластового давления.
  
  отчет по практике [17,0 K], добавлен 24.10.2014
  

• Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений

  Расчет инженерно-технических решений по обустройству систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и пластовой воды. Особенности системы сбора газа и технологии подготовки газа. Определение технологических параметров абсорбционной осушки газа.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 16.11.2022
  

• Особенности применения солянокислотной обработки в Бобровском месторождении

  Общие сведения о Бобровском месторождении. Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды. Основные существующие способы повышения производительности скважин. Оборудование, применяемое при кислотных обработках. Сущность соляно-кислотной обработки.
  
  курсовая работа [861,4 K], добавлен 02.03.2014
  

• Эксплуатация газовых скважин павловского газонефтяного месторождения в условиях гидратообразования

  Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 21.03.2015
  

• Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения

  Назначение установки комплексной подготовки нефти и газа. Технологический режим ее работы. Предварительный сброс пластовой воды. Осушка попутного нефтяного газа. Пуск и остановка УКПНГ. Характеристика сырья и готовой продукции. Контроль техпроцесса.
  
  курсовая работа [121,1 K], добавлен 04.07.2013
  

• Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском месторождениях

  Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.
  
  отчет по практике [3,2 M], добавлен 21.07.2012
  

• Совершенствование системы разработки пласта ПК19-20 Барсуковского месторождения

  Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта.
  
  дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012
  

• Нефть в пластовых условиях

  Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Физические свойства нефти. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него.
  
  курсовая работа [1000,9 K], добавлен 19.06.2011
  

• Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, верейской залежи Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения

  Общие сведения о Шагиртско-Гожанском месторождении. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Распределение добывающего фонда скважин, анализ их технологических режимов. Принцип действия поршневых насосов.
  
  курсовая работа [7,5 M], добавлен 16.02.2016
  

• Южно-Ягунское нефтяное месторождение

  Анализ работы, фонда и оптимизация скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ "Когалымнефть" ЦДНГ-1. Требования к конструкции скважин, технологиям и производству буровых работ. Подземное и устьевое оборудование, способы добычи нефти.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 13.07.2010
  

• Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

  Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации.
  
  курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011
  

• Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда

  Геологическая характеристика месторождения. Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Динамика показателей разработки, фонда скважин. Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.05.2011
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013
  

• Технико-эксплуатационная характеристика скважины Карповского месторождения

  Общие сведения о Карповском месторождении, его стратиграфия и тектоника, нефтегазоносность. Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды. Характеристика эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами, наземное оборудование.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 02.04.2014
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

  Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам