Заволжский надгоризонт, пачка Dзв. 2 страница

Общая характеристика системы сбора нефти ЧЦДНГ №1 Чекмагушевского УДНГ:

Система трубопроводов предназначена для транспорта нефтесодержащей жидкости от скважин до установок подготовки нефти и представляет собой полностью герметизированную однотрубную систему сбора нефти.

Производительность системы нефтепроводов – 21100 м³/сут.

Рабочее давление в трубопроводе Рраб. до 4.0 МПа

Для обеспечения сбора жидкости от скважин построено:

1. групповые замерные установки (АГЗУ) – 56 шт.;

2. одиночные замерные установки (БИУС) – 4 шт.;

3. нефтегазосборные коллектора – 279, 201 км, из них:

- выкидные линии от скважин – 130, 935 км;

- сборные коллектора – 148, 266 км.

Сбор жидкости из пластов девона и карбона осуществляется совместно. Из скважин, по выкидным трубопроводам, жидкость поступает на АГЗУ, где происходит ее замер и далее по нефтегазосборным коллекторам поступает на установки трубного водоотделителя (ТВО). В цехе функционируют три установки трубного водоотделителя - ТВО «БКНС-18», ТВО «Кр.-Буляк», ТВО «Яркеево». Утилизация пластовой воды производится через БКНС-18, БКНС-17, БКНС-3, водяной шурф с УЭЦП при ТВО «Яркеево» и шурфы-колодцы при УПС «Кадырово». Попутный нефтяной газ после сепарации в УПС «Яркеево», УПС «Кадырово» собирается и поступает потребителям, а дегазированная нефть откачивается в нефтесборный парк «Манчарово». Добытая жидкость Манчаровского и Илишевского месторождений после дегазации на УПСах и предварительного сброса воды поступает в нефтепарк «Манчарово».

Система трубопроводов расположена на землях Илишевского и Дюртюлинского районов Республики Башкортостан.

Поверхность трассы нефтепроводов представляет собой полого-волнистую равнину, пересеченную реками Манчарка, Нажи, Курпа, Базы, Исян, Сарьяз.

Для повышения надежности транспорта пластовой жидкости переходы через овраги, реки, автодороги выполнены в конструкции «труба в трубе».

Для предотвращения коррозии применяются трубы в коррозионно-стойком исполнении нефтевыкидных линий и защита стальных труб ингибитором коррозии согласно технологическому регламенту. Схема системы сбора и транспорта нефти ЧЦДНГ №1 представлена в приложении А.

2.1.2 Технологическая схема УПС

В последние годы все большее распространение получает метод раннего сброса пластовой воды на начальных участках промысловых систем сбора и подготовки нефти. В условиях роста обводненности этот метод приобретает большое экономическое и экологическое значение. Сокращаются энергозатраты на транспортировку добываемой вместе с нефтью воды, уменьшаются затраты на пунктах подготовки нефти и очистки воды, уменьшается коррозия трубопроводов.

На УПС «Кадырово» поступает нефть Илишевского нефтяного месторождения: три пачки пластов бобриковского горизонта, карбонатные пласты турнейского яруса и заволж­ского надгоризонта. Основным продуктивным горизонтом является бобриковский, на долю I пачки этого горизонта приходится 79% запасов месторождения. Нефти I и II пачек бобриков­ского горизонта по своим свойствам относятся к средним: плотность при 20°С составляет 0.862-г 0.877 г/см³, вязкость 12.4ч-21.4 мПа-с; содержание асфальтенов 1.6-3.4%, смол силикагелевых 13.2-17.1%, парафинов 2.8-4.8% с температурой плавления 42-46°С. Нефть III пачки бобриковского горизонта более тяжелая: плотность при 20°С 0.879Ч-0.886 г/см³, вязкость 24.3 -44.2 мПа-с; содержание асфальтенов 5.5-7.6% с темпера­турой плавления 48-55°С. По своим свойствам нефти фаменского яруса заволжского надгоризонта аналогичны нефтям I и II пачек бобриковского горизонта, в отличие от послед­них температура плавления парафинов составляет 57°С.

Продукцией УПС является частично разгазированная нефть с остаточной обводнен­ностью 5%.

Для защиты трубопровода внешней откачки нефти от парафиноотложения и корро­зии рекомендовано применение ингибиторов СОНПАР-5403, Викор-1А.

Для защиты оборудования и трубопроводов пластовой воды и низконапорного водо­вода минерализованной воды от коррозии рекомендовано применение ингибитора коррозии «Викор-1А».

Продукция скважин Илишевского месторождения, обработанная на промысле деэмульгатором, через узел задвижек с температурой 5-10°С, давлением 0.3 МПа поступает в депульсатор Д, где происходит гашение пульсаций и расслоение жидкости. Далее нефтяная эмульсия направляется в сепаратор I ступени С1, где при температуре 5-10°С и давлении 0, 3 МПа осуществляется сепарация нефти от газа.

В сепараторе С1 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.1 и дистанционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.30;

- местное измерение давления манометром техническим МП4-У поз.101 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 140;

- сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости датчиком-реле уровня РОС 102-Ипоз.302а-1;

- измерение уровня жидкости в емкости датчиком системы измерения уровня и разде­ла фаз УМФЗОО поз.301а-1;

- регулирование давления клапаном КР7 поз. 140г стоящим после газосепаратора ГС 1;

- регулирование уровня нефти клапаном КР2 поз.301 г-1, стоящим на трубопроводе выхода нефти из С1.

С ростом обводненности нефти (более70%) предусмотрена возможность сброса пла­стовой воды из депульсатора Д.

На депульсаторе предусматривается:

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 103 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 142;

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз. З;

На линии сброса пластовой воды из депульсатора предусматривается:

- местное измерение давления до и после клапана техническим манометром МПЗ-У поз. 104;

- дистанционное измерение давления до и после клапана преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 167 и 143;

- регулирование давления на линии сброса пластовой воды клапаном КР1поз.143г.

После сепаратора С1 разгазированная нефть поступает в отстойник О1, где осуще­ствляется предварительный сброс пластовой воды. Деэмульсация нефти в отстойнике О1 происходит при температуре 20- 25 ^oС за счет горячей нефти, подаваемой в межфазный слой.

В отстойнике О1 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.2 и дистан­ционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз. З1;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 102 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 141;

- сигнализация верхнего регулируемого уровня нефти датчиком системы измерения уровней и разделов фаз УМФЗОО поз.301а-2;

- сигнализация нижнего аварийного регулируемого уровня нефти датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.302а-2;

- измерение уровня нефти и межфазного уровня «нефть-вода» в емкости датчиком системы измерения уровней и разделов фаз УМФЗОО поз.301а-2;

- сигнализация верхнего и нижнего уровней раздела фаз «нефть-вода» и сигнализация нижнего аварийного уровня воды датчиком системы измерения уровней и разделов фаз УМФЗОО поз.301а-2;

- регулирование давления клапаном КРЗ поз.141г стоящим на трубопроводе выхода нефти из О1;

- регулирование межфазного уровня «нефть-вода» клапаном КР4 поз.301г-2, стоящим на трубопроводе выхода пластовой воды из О1.

После отстойника О1 нефть с остаточным содержанием воды до 5% поступает в бу­ферную емкость БЕ1.

В буферной емкости БЕ1 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.4;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 105 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 144;

- сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиками-реле уровня РОС102-И поз.307а, б;

- измерение уровня жидкости в емкости уровнемером У1500 поз.306а, б;

- регулирование давления клапаном КР5 поз. 144г стоящим на газовой линии из БЕ1.

Из буферной емкости БЕ1 нефть насосами Н1.1, Н1.2 через узел учета подается в тру­бопровод для откачки в НСП «Манчарово».

Из буферной емкости БЕ1 нефть поступает на прием насосов Н1.1, Н1.2. Для насосов Н1.1, Н1.2 предусматривается:

- местное измерение давления до и после фильтра техническими манометрами МПЗ-Упоз.110и111;

- местное измерение давления техническими манометрами МПЗ-У поз. 112 и дистан­ционное измерение давления преобразователями давления Метран-55-Ех-ДИ поз.151, 152 на выкидной линии насосных агрегатов;

- дистанционное измерение перепада давления на фильтре интеллектуальными дат­чиками перепада давления Метран-100-Ех-ДД поз.153, 154;

- дистанционный контроль температуры подшипников насосов термопреобразова­телями сопротивления ТСП-9204-07 поз. 10-1, 10-2, 11-1, 11-2;

- местный останов и пуск насоса;

- дистанционный с клавиатуры системы управления пуск насосных агрегатов при ВУвБЕ1иР1;

- автоматический останов насосных агрегатов по нижнему уровню в емкости БЕ1 и резервуаре Р1, по отклонению давления на выкидной линии насосов, по превышению темпе­ратуры подшипников насоса;

- сигнализация состояния насосных агрегатов (включен);

- сигнализация наличия напряжения в цепях управления;

- сигнализация положения переключателя «Местное»;

- сигнализация уровня утечек из насосов датчиком-реле уровня РОС-102И поз.313а, б

На узле учета предусматривается:

- местное измерение давления техническими манометрами МПЗ-У поз.11З и 113-1 и дистанционное измерение давления преобразователями давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 155, 156 на общем коллекторе после расходомеров и на трубопроводе подачи нефти на печь;

- измерение расхода нефти счетчиком нефти турбинным МИГ в трубопроводе на печь поз.512а, б и трубопроводе на внешнюю откачку поз.509а, б и 513а, б;

- регулирование расхода нефти на печь клапаном КР11 поз.512г;

- регулирование уровня в буферной емкости БЕ1 клапаном КР12 поз.ЗОбг;

- измерение влажности нефти влагомером ВСН-2-ПП поз.521а, б на трубопроводе неф­ти на НСП «Манчарово»;

- автоматический отбор пробы автоматическим пробоотборником «Стандарт-А» поз.520а, б на трубопроводе нефти на НСП «Манчарово».

Часть нефти после насосов Н 1.1, 1.2 направляется в подогреватель нефти П1. После нагрева в подогревателе П1 до 70°С нефть подается в отстойник О1.

На площадке подогревателя П расположена одна печь ПП 0, 63А, клапан регулирую­щий КР10 (поз.158г).

Печь оснащена локальной системой автоматической безопасности в виде блока БУК-5ПУР, расположенного в аппаратурном блоке N1 (об.01.26).Блок БУК-5ПУР обеспечивает:

- автоматический пуск и останов горелки;

- останов горелки при возникновении аварийных ситуаций, включение световой сиг­нализации с запоминанием первопричины аварии, передачу в контроллер сигнализации ава­рии.

На трубопроводе нефти к подогревателю П1 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.20 и дис­танционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.37;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 114 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 157.

На трубопроводе нефти от подогревателя предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз. 21 и дис­танционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.39;

- местное измерение давления техническими манометрами МПЗ-У поз.115, 116 и дис­танционное измерение давления преобразователями давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 158, 159 до и после регулирующего клапана.

При аварийной ситуации открытием электрозадвижки ЗД6 нефть из буферной емкости БЕ1 направляется на концевую ступень сепарации в С2. В концевом сепараторе С2 при дав­лении 0.005 МПа осуществляется сепарация нефти от газа.

В сепараторе С2 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.5;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 106 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 145;

- сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиками-реле уровня РОС 102-И поз.308а, б;

- измерение уровня жидкости в емкости уровнемером У1500поз.328а, б;

- регулирование уровня клапаном КР8 поз.328г. стоящим на трубопроводе выхода нефти из С2.

Из концевого сепаратора С2 нефть поступает в аварийный резервуар Р1. Откачка нефти из резервуара Р1 осуществляется насосами внешней откачки Н1.1, 1.2 и далее через узел уче­та нефть подается в НСП «Манчарово».

В резервуаре Р1 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.22 на тру­бопроводе выхода из резервуара;

- местное измерение давления на входе и выходе из резервуара техническим маномет­ром МПЗ-У поз.128, 129;

- сигнализация верхнего аварийного уровня нефти датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.316а, б;

- сигнализация верхнего и нижнего аварийного уровней нефти и измерение уровня нефти уровнемером У1500 поз.314а, б;

- измерение межфазного уровня «нефть-вода», сигнализация нижнего аварийного уровня воды уровнемером У1500 поз.315а, б.

Попутный нефтяной газ из депульсатора Д, сепаратора С1 поступает в газосепаратор ГС1, где освобождается от конденсата, унесенного газом.

В газосепараторе ГС1 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.6 и дистанционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.34;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 107 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 146;

- сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.303а, б;

- измерение уровня жидкости в емкости уровнемером У1500 поз.309а, б;

Часть газа из газосепаратора ГС1 направляется в газосепаратор ГС2, где производит­ся подготовка газа, используемого на собственные нужды ДНС (газ на топливо подогревате­ля нефти П1 и подогревателей воды П2.1, П2.2, газ на продувку факельного коллектора, газ на запал факела).

На трубопроводе газа к подогревателю П1предусматривается:

- дистанционное измерение расхода, температуры и давления газа приборами поз. 507, 508, 506а, б, входящими в комплект счетчика газа вихревого СВГ.Т;

- местное измерение давления топливного газа до и после фильтра техническими ма­нометрами МПЗ-У поз. 127;

В газосепараторе ГС2 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.7 и дистан­ционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.35;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 108 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 147;

- сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.311а, б.

На трубопроводе газа из ГС2 на продувку факела предусмотрено:

- регулирование давления клапаном регулирующим КР9 поз. 165г;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 123 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 165.

На трубопроводе газа на запал факела предусматривается

- регулирование расхода газа клапаном регулирующим КР 19 поз.504г;

- местное измерение давления техническими манометром МПЗ-У поз. 122 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 166;

- дистанционное измерение расхода, температуры и давления газа приборами поз. 504а-1... 504а-3, 5046, входящими в комплект счетчика газа вихревого СВГ.Т.

- сигнализация верхнего уровня жидкости в фильтре Ф4 перед расходомером датчи­ком-реле уровня РОС102-И поз.341 а-1, 3416.

Газ из буферной емкости БЕ1 поступает в газосепаратор ГСЗ, туда же поступает газ из отстойников воды ОВ1.1, ОВ1.2. Далее газ направляется на компрессорную установку КС. В газосепараторе ГСЗ предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз. 8 и дистан­ционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.36;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 109 и дистанци­онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 148;

-сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.312а, б;

Часть газа из ГС подается на компрессорную установку КС, оставшийся газ, после отбора на собственные нужды, поступает в газопровод для транспорта в НСП «Телепаново», в дальнейшем в НСП «Манчарово». В целях борьбы с гидратообразованием в газопроводе попутного газа от УПС «Кадырово» предусмотрена подача метанола в газопровод из емкости ЕМ.

Компрессорная установка блочного исполнения КС, включает в себя агрегат компрессорный производства ЗАО НИИ «Турбокомпрессор» г. Казань с трубопроводной и регулирующей арматурой и стойкой местных приборов, установленных на блоке компрессорной производства ОЗНПО г. Октябрьский и щита управления системы автоматизации, установленного в блоке управления компрессором, производства ОЗНПО г. Октябрьский.

Газ от компрессорной установки КС с температурй 100 ^oС и давлением 0, 8 Мпа подается в аппараты воздушного охлаждения Х1.1, 1.2, где газ охлаждается до температуры 60 ^oС. Газ из аппаратов воздушного охлаждения Х1.1, 1.2 поступает на насосно-бустерные агрегаты Н2.1, 2.2, предназначенные для закачки водогазовой смеси в залежь нефти бобриковского горизонта. Вода на насосно-бустерные агрегаты Н2.1, 2.2 подается из водозаборной скважины насосом Н3 под давлением 0, 8 МПа.

В аварийной ситуации на газопроводе газ сжигается на факеле Ф. На трубопроводе подачи газа, на факел установлен конденсатосборник ЕК для сбора газового конденсата.

Сброс с предохранительных клапанов аппаратов С1, О1, БЕ1, ОВ1.1, 1.2, БЕ2 осуществляется в емкость ЕД. Сброс газа с предохранительных клапанов газосепараторов ГС1, ГС2, ГС3 направляется в трубопровод газа на факел. Газовый конденсат, накопившийся в газосепараторах ГС1, ГС2, ГС3, (по достижению заданного уровня) сбрасывается в дренажную емкость ЕД. опорожнение аппаратов на период ремонта производится в емкость ЕД. Утечки с насосов Н1.1, 1.2, Н2.1, 2.2 собираются в подземной емкости ЕУ,

Сброс с предохранительных клапанов насосно-бустерных агрегатов Н2.1, 2.2, компрессорной установки К, сброс конденсата с линии всасывания газа на компрессоре направляются в емкость ЕП2.

Аварийный сброс продукта из подогревателя нефти П1 осуществляется в аварийную емкость ЕА. Подземные емкости ЕД, ЕУ, ЕА, ЕК, ЕП2 оборудованы погружными насосами для откачки продукта: из ЕД, ЕА в технологический процесс, на вход буферной емкости БЕ1, из емкостей ЕК, ЕП2 – в общий коллектор существующего узла задвижек.

Газ из емкостей ЕД, ЕА, ЕК, ЕП2 направляется на факел, с емкости ЕУ – на свечу рассеивания.

Для защиты трубопровода внешней откачки нефти от парафиноотложения и коррозии предусмотрена подача в трубопровод реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии блоком БДР1, комплектуемый набором средств контроля и автоматики.

Блок БЗС предназначен для приготовления горючей смеси в трубопроводе газа на запальник дежурной горелки, а также розжига горючей смеси в трубопроводе пламяпереброса и контроля пламени в дежурной горелке.

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

Пластовая вода из сепаратора С1 и отстойника нефти О1 под давлением 0, 20 МПа и с температурой 5 – 10 ^oС поступает на очистку в напорные горизонтальные отстойники пластовой воды ОВ1.1, 2 (1 рабочий, 1 резервный) и затем в буферную емкость БЕ2. Очищенная пластовая вода из буферной емкости под остаточным напором направляется на прием насосов БКНС для закачки в систему заводнения нефтяных пластов. Уловленная нефть и жидкость с предохранительных клапанов отстойников ОВ1.1, 2и буферной емкости БЕ2 отводятся в дренажную емкость ЕД. Дренаж аппаратов ОВ1.1, 2 предусмотрен в подземную емкость промдождевых токов ЕП1. В эту же емкость направляются дождевые стоки с технологических площадок и из резервуарного каре, подтоварная вода от периодической подрезки аварийного резервуара Р1 (РВС-2000). По мере накопления стоки откачиваются в передвижные средства и вывозятся на очистные сооружения НСП «Манчарово». Технологическая схема УПС «Кадырово» представлена в приложении Б.

2.1.2 Трубный водогазоотделитель

Трехфазныйгравитационный сепаратор представлен трубным наклонным водогазоотделителем типа УСТН-1 (рисунок 2). Он предназначен для разделения нефти и газа на концевых и промежуточных ступенях сепарации в пунктах сбора и подготовки продукции скважин. Но более широкое применение нашел на месторождениях с большим газовым фактором нефти для предварительного отделения газа от нефти. Поэтому его иногда представляют как УПОГ. Используется в комплексе с резервуарами, буферными емкостям или насосами.

Отличительной особенностью сепаратора является использование в качестве сепарационной емкости трубы большого диаметра. Он работает следующим образом. Газожидкостная смесь, предварительно расслоенная на газовую фазу и жидкость, входит в наклонную колонну и, поднимаясь по ней, подвергается дальнейшему разделению. Выделившийся при этом из жидкости свободный газ поднимается по верхней образующей колонны. Граница раздела «нефть — газ» в колонне устанавливается или в соответствии с уровнем жидкости в резервуаре, в комплексе с которым работает данный сепаратор, или поддерживается на заданном уровне с помощью регулятора. Свободная вода из установки отводится по трубопроводу, подсоединенному к нижней части аппарата.

1-успокоительный нефтеподводящий коллектор; 2 -цилиндрическая наклонная колонна; 3-газоотводящий коллектор; 4, 5 - нефтеотводящие коллекторы I, II, III, IV, V — контрольные точки для проведения испытаний

Рисунок 2 — Принципиальная схема трехфазного сепаратора типа

УСТН-1

2.1.3 Отстойники

Для отстоя нефтяных эмульсий после нагревания в блочных нагревателях разработаны отстойники различных конструкций. Наибольшее распространение получили горизонтальные отстойники с нижним вводом нефтяной эмульсии конструкции института ГипроНИИнефтемаш. В последнее время разработаны новые конструкции отстойников с промывкой нефтяной эмульсии горячей водой. Принципиальная схема отстойника ОГ-200 показана на рисунке 3. Он представляет собой емкость (200 м³), разделенную перегородками на три отсека. Отсек I служит для отделения полусвязанной воды из нефтяной эмульсии, отсек II – для окончательного обезвоживания нефти, отсек III – для сброса отделившейся пластовой воды.

Техническая характеристика отстойника ОГ-200 следующая:

Объем, м³.................................... 200

Рабочее давление, Мпа (кгс/см²)................. 0, 6 (6)

Рабочая среда................................ Нефть, вода

Температура рабочей среды, ^oС.................. 10 – 80

Производительность, м³/сут................... 3000

Габариты, м

длина..................................... 22, 7

внутренний диаметр......................... 3, 4

Масса...................................... 40, 22

При подготовке легких нефтей после подогрева в блочных нагревателях необходимо полностью отделить свободный газ, чтобы не нарушался процесс отстоя. Для отделения газа из нагретой нефтяной эмульсии перед отстойниками устанавливают специальные сепараторы или же предусматриваются сепараторы, встроенные в отстойнике. В настоящее время разработаны отстойник со встроенным сепаратором ОГ-200С. Процесс отделения воды от нефти осуществляется здесь во втором отсеке, так же как и в отстойнике ОГ-200, а в качестве сепаратора используется первый отсек, в котором имеются сепарирующие устройства.

В УПС «Кадырово» разгазированная после сепаратора С1 нефть поступает в отстойник ОГ-200П, назначение которой – предварительный сброс воды. Рассчитан он на рабочее давление 0, 8 Мпа.

Для очистки пластовой воды, отделившейся от нефти, предусмотрены на УПС напорные горизонтальные отстойники пластовой воды ОВ 1.1, 2 объемом, равным 100 м³. При прохождении пластовой воды через отстойник происходит гравитационное разделение фаз: примесь с большей плотностью, чем жидкость осаждается, а с меньшей всплывает, то есть происходит отделение эмульгированной нефти. Принятая конструкция отстойников обеспечивает очистку пластовой воды по нефти и взвешанным веществам до 40 мг/л.

С целью защиты отстойников О1 от коррозии на внутреннюю поверхность наносится эпоксидное покрытие, наружная поверхность подвергается покраске. Внутренняя поверхность ОВ 1.1, 2 покрывается эмалью ЭП5116, наружная поверхность – лаком ПФ-170.

1 -штуцер для ввода эмульсии; 2- штуцер для вывода нефти; 3- штуцер для пластовой воды; 4, 5, 7, 8- распределители эмульсии; 6, 10- переливные устройства; 9- сборный коллектор; 11, 12- перегородки

Рисунок 3- Принципиальная схема отстойника ОГ-200

2.1.4 Резервуары

Нефтяные резервуары, устанавливаемые на территории месторождения, представляют собой емкости различных размеров, предназначенных для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. По назначению они подразделяются на сырьевые, технологические и товарные. Сырьевые резервуары служат для приема обводненной нефти с месторождений. Технологическими считаются резервуары для предварительного сброса воды, а также резервуары, используемые как отстойники. Следует отметить, что использование резервуаров в качестве отстойников нежелательно, так как отстаивание подогретой нефти связано со значительными потерями нефти и пожарной опасностью.

Для удобства обслуживания и сокращения длины трубопроводной обвязки резервуары на нефтяных месторождениях строят группами отдельно от установок. Группу сырьевых и технологических резервуаров, сосредоточенных в одном месте, обычно называют резервуарным парком, если в составе этой группы имеются товарные резервуары, то ее называют товарным парком.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении. Для сбора, хранения и замера нефти на нефтяных месторождениях в большинстве случаев сооружают стальные наземные резервуары, реже – бетонные и железобетонные, полностью или частично заглубленные в землю.

Основными элементами вертикального стального резервуара являются днище, корпус и крыша. Днище укладывается на специальное основание – фундамент. Вокруг фундамента для отвода ливневых вод устраивают кювет с уклоном в сторону канализационной сети.

При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык. Корпус резервуара в зависимости от его объема и высоты изготавливают из листовой стали марок Ст2, Ст3 толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям в изготовлении резервуаров не может применяться листовая сталь толщиной менее 4 мм, если даже расчетная толщина стенки получается меньше 4 мм.

В зависимости от свойств нефтей и климатических условий крыши стальных резервуаров могут строиться плоскими, коническими и сферическими. На нефтяных месторождениях чаще всего сооружаются резервуары с плоской крышей. При этом уменьшается не заполненное нефтью газовое пространство, следовательно, потери легких фракций от малых и больших «дыханий» также уменьшаются. Крыша резервуара располагается на строительных перекрытиях (фермах), которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки. Крыша резервуара воспринимает внешние нагрузки от снега, внутреннюю нагрузку – от вакуума и избыточного давления в паровом пространстве резервуара. Обычно ее изготавливают из листовой стали толщиной не более 5 мм.