Файл: Кочергиной Марины Андреевны идо, группа р 520 Вид работы Аттестационная работа слушателя идо пояснительная записка.docx

; устройство, регистрирующее на перфоленте номер групповой установки и номер скважины, время измерения в ч, суммарные данные измерений, состояние объекта; измерительный блок влагомера; электронный блок и блок питания счетчика нефти; регистратор счетчика газа; блок телемеханики.

Блочные установки типа «Спутник–Б» представлены на рисунках 2.3-2.4.



Рисунок 2.3 - Замерно – переключающий блок установки «Спутник–Б»



Рисунок 2.4 - Замерно – переключающий блок установки «Спутник–Б»

Принцип действия установки заключается в следующем. Продукция скважин, подключенных к групповой установке, направляется на многоходовой переключатель 1 замерно – переключающего блока. В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок направляется в замерный сепаратор 4 устройства «Импульс», где газ отделяется от жидкости. Одновременно продукция всех остальных скважин поступает в сборный коллектор.



Рисунок 2.5 - Принципиальная схема установок «Спутник–Б»
Выделившийся в сепараторе газ через регулятор давления 6 и газовый счетчик 8 поступает в общий коллектор, где вновь смешивается с жидкостью, идущей от скважин. Незначительная часть газа отбирается из газовой линии для питания пневматических устройств и, в частности, газораспределительного устройства 7.

Жидкость подключенной на измерение скважины скапливается в нижней части сепаратора и затем за счет избыточного давления, поддерживаемого регулятором давления 6, продавливается через счетчик нефти 11, влагомер 16 и клапан 13 в общий коллектор.

Следует отметить, что на линии сброса нефти устанавливается также устройство для поверки и тарировки турбинного расходомера 12.

Дебит подключенной скважины измеряется за счет кратковременных (импульсных) пропусков через турбинный счетчик типа ТОР накапливающейся в сепараторе жидкости. Одновременно датчиком влагомера измеряется обводненность нефти. Данные о количестве жидкости, газа и их влагосодержании в виде электрических сигналов поступают в регистрирующее устройство, где эти сигналы обрабатываются и регистрируются. Затем в конце измерения специальным устройством считываются результаты измерений

---

, суммируются и суммарные показания регистрируются.

В процессе работы установки в поток жидкости насосом – дозатором НД – 0,5Р10/100 автоматически подается реагент, способствующий более эффективной деэмульсации нефти.

Время измерения дебита каждой скважины определяется специальной программой, задаваемой реле времени, расположенным в блоке местной автоматики (БМА).

По команде с БМА многоходовой переключающий кран подключается к измерительной линии новой скважины.

При возникновении аварийных ситуаций на групповой установке, в основном при понижениях или повышениях давлений в рабочем коллекторе за допустимые пределы, отсекающие клапаны 2 и 3 по команде с БМА перекрывают замерную и рабочую линии. В свою очередь, БМА получает аварийный сигнал от электроконтактного манометра 18 типа ЭКМ 8, установленного на рабочем коллекторе. При этом обесточивается пилотный клапан гидропривода 17 и отсекающие клапаны под действием пружин перекрывают проходные сечения указанных коллекторов. При срабатывании отсекателей на замерном и рабочем коллекторах повышается давление во всей системе и скважины останавливаются: фонтанные – при помощи отсекателей, установленных на выкидной линии, механизированные – за счет отключения привода.

Системой автоматизации групповой установки предусмотрена аварийная сигнализация на диспетчерский пункт (ДП) при: а) блокировке групповой установки; б) отсутствии подачи скважины; в) отключении электроэнергии; г) неисправностях в системе измерения дебитов скважин. Кроме того, на ДП передаются результаты измерения дебита отдельных скважин. Связь с ДП осуществляется телемеханическим каналом при помощи соответствующей аппаратуры телемеханики (например ПАТ «Нефтяник»), размещенной на ДП и групповой установке.

---

2.3 Анализ УПСВ «Савельевская» и УПН «Бобровская»

Савельевская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для получения:

• 
  предварительно обезвоженной нефти с целью ее дальнейшего транспорта на центральный пункт сбора – Бобровскую УПН;
  
• 
  нефтяного газа, который после Савельевской ГКС транспортируется по магистральному газопроводу Бобровка-Кулешовка;
  
• 
  очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в качестве рабочего агента в системе заводнения Савельевского месторождения.
  

В состав Савельевской УПСВ входят:

• 
  блок предварительного обезвоживания нефти, включающий узел приема и реагентной обработки сырья, трехфазные сепараторы и буфер-дегазатор нефти;
  
• 
  блок очистки и подготовки пластовой воды, включающий аппараты очистки воды и буфер-дегазатор воды;
  
• 
  газовые сепараторы,
  
• 
  узел учета нефти,
  
• 
  узлы учета газа;
  
• 
  нефтенасосные;
  
• 
  факельное хозяйство;
  
• 
  реагентное хозяйство.
  

Савельевская УПСВ расположена на северо-западе Оренбургской области в Курманаевском районе. Город Бузулук находится к северо-востоку от месторождения на расстоянии 30 км. Город Оренбург располагается в 230 км юго-восточнее месторождения. Близлежащими населенными пунктами являются села: Савельевка, Суриково, Проскурино.

Реконструкция Савельевской УПСВ была произведена на базе существующей в соответствии с проектом, разработанным ООО «Терра».

Проектная производительность установки составляет:

• 
  по жидкости – 5,4 млн. т/год;
  
• 
  по нефти – 1,4 млн. т/год;
  

по газу 92,1 млн. м3/год. Технологическая схема позволяет производить ведение процесса, как при параллельной схеме подключения аппаратов, так и при последовательной.

Основные стадии ведения проектируемого технологического процесса:

1. Реагентная обработка сырья, поступающего на УПСВ.

2. Трехфазное разделение сырья (газонасыщенной нефтяной эмульсии) в трехфазных сепараторах ТФС-1, 2 и газовых сепараторах ГС-1, 2 при температуре потока 5÷40 °С.

Конструкция трехфазного сепаратора со встроенным депульсатором, объемом 25 м³, позволяет гасить все пульсации входного потока, производить предварительный отбор газа с целью снижения входной нагрузки на сепараторы и осуществления предварительной сепарации пластовой жидкости, поступающей из системы сбора. В газовом сепараторе (депульсаторе газа) осуществляется первичная очистка газа от капельной жидкости и возврат газового конденсата в нефтяную эмульсию, что, в свою очередь, благотворно влияет на ее подготовку.

---

3. Раздельная подготовка потоков нефти, газа и воды, включающая следующие стадии:

• 
  сбор обезвоженной до 40% нефти в аппарате БДн-1, где дополнительно производится глубокая дегазация нефти;
  
• 
  откачка дегазированной нефти с остаточным содержанием воды менее 40% и остаточным содержанием растворенного газа в объеме 1÷3 % из аппарата БДн-1 насосами Н-1, 2, 3 через узел учета СИКН в существующий трубопровод нефти на Бобровскую УПН. Перекачка нефти насосами на Бобровскую УПН производится с давлением до 3,8 МПа и температурой 5÷40 °С;
  
• 
  напорное отстаивание подтоварной воды, сбрасываемой из трехфазных сепараторов ТФС-1, 2, происходит в напорных отстойниках ОВ-1, 2. Остаточное содержание нефти и механических примесей в воде – не более 50 мг/л;
  
• 
  -сбор очищенной подтоварной воды производится в аппарате БДв-1, где происходит дегазация при давлении, близком к атмосферному и далее вода, через узел учета, поступает на прием насосов БКНС;
  
• 
  -сепарацию нефтяного газа низкого давления в БДн-1, отделение конденсата производится в газовом сепараторе щелевом вихревом (СЩВ) при давлении 0,10,38 МПа, расположенном на самом аппарате БДн-1.
  

Газ с давлением 0,10,38 МПа и температурой 5÷40 °С после сепаратора СЩВ направляется через узел учета на ГКС и далее в существующий газопровод Ду=273 мм из которого в магистральный газопровод Бобровка-Кулешовка.

Газонасыщенная нефтяная эмульсия с Савельевского, Майского куполов Бобровского месторождения и Моргуновского месторождения с температурой 5÷40 °С и давлением до 1,0 МПа после смешения в блоке входной гребенки поступает на блочную установку БМК-1, в которой направляется в два параллельно (или последовательно) работающих трехфазных сепаратора глубокого обезвоживания нефти ТФС-1, 2 (V=200 м³ каждый) с депульсаторами. В блоке входной гребенки на каждом входном трубопроводе (потоке) установлены пробоотборники. В трубопровод с водонефтяной эмульсией после смешения всех потоков, через диспергатор УВД-1, блоком дозирования реагента БР-1, подается деэмульгатор. При невозможности приема жидкости на подготовку в БМК-1, 2 жидкость перенаправляется в аварийные емкости ЕА-1…4, V=200 м³ каждая и аппараты С-1/1, БУОН, АГОВ, О-1/1, О-1/2 (ЕА-5…9) объемом по V=100 м³ каждый для аварийного приема жидкости. Суммарный объем аварийных емкостей Vсумм.=1 300 м³ позволяет принимать жидкость в течение двух часов. В аварийной ситуации вначале вести заполнение ЕА-1…4, при необходимости далее заполнить сепаратор С-1/1, из него подать жидкость параллельно в БУОН, О-1/1 и О-1/2, с рабочим давлением на выходе с С-1/1 не более 0,5 МПа.

---

Емкости аварийного приема жидкости ЕА-1…4 могут работать в режимах:

• 
  приема жидкости под давлением;
  
• 
  приема жидкости со сбросом газа на факел;
  
• 
  приема жидкости с предварительным сбросом воды перед откачкой;
  
• 
  приема жидкости с БМК-1 и БМК-2 (отдельно нефть – вода);
  
• 
  приема пластовой воды с ОВ-1, 2, БДВ-1;
  
• 
  перекачки жидкости на вход в ТФС-1, 2 насосами Н-6, 7;
  
• 
  перекачки жидкости на вход в ТФС-1, 2 через дренажную емкость ЕД-1 насосами НП-1/1, 2 и через дренажную емкость ЕД-2 насосом НП-2/1;
  
• 
  перекачки пластовой воды через дренажную емкость ЕД-2 насосом НП-2/2 в БДв-1.
  

В устройствах ввода, распределителях потока ТФС-1, 2 основная часть свободного газа направляется в газовые сепараторы ГС-1, 2, где отделяется капельная жидкость. Газонасыщенная нефтяная эмульсия после устройства ввода, подается в сепарационный отсек аппарата, в котором дополнительно отделяется газ и поступает в ГС-1, 2. Капельная влага, уловленная внутренними устройствами ГС-1, 2, самотеком поступает в расположенные ниже ТФС-1, 2. Очищенный от капельной жидкости и механических примесей газ под собственным давлением через газовый сепаратор ГС-3 поступает на ГКС для осушки и компримирования и далее, пройдя через газовый сепаратор ГС-4, транспортируется на Нефтегорский ГПЗ. Давление газа в системе БМК-1, при параллельной работе аппаратов ТФС-1, 2, регулируется и поддерживается регулирующим клапаном кр-11 на линии выхода газа из ГС-3. При последовательной работе аппаратов давление газа регулируется в каждом аппарате отдельно регулирующими клапанами кр-6 и кр-7, установленными на трубопроводе выходе газа из аппаратов.

Жидкость из сепарационного отсека ТФС-1, 2, под давлением газа сепарационного отсека и ГС-1, 2, перетекает через внутреннюю систему гидродинамического распределения в отстойный отсек аппарата, в котором производится обезвоживание нефти до остаточного содержания воды не более 40 %. Из ТФС-1, 2 частично обезвоженная нефть, через регулирующие клапаны кр-1 и кр-2 поступает на дегазацию в буфер-дегазатор БДн-1 и далее, через блок фильтров, на прием насосов внешнего транспорта Н-1, 2, 3 (один из насосов постоянно в резерве). Уровень в буфере-дегазаторе контролируется уровнемером и поддерживается в рабочем диапазоне с помощью частотно-регулируемого привода (ЧРП) насосов Н-1, 2, 3.

Противоаварийная защита аппаратов обеспечивается контролем давления, уровня, сигнализатором аварийного нижнего и верхнего уровней, а также сдвоенными предохранительными клапанами.

---