Куда поступает нефть после днс при аварийных ситуациях
Перейти к содержимому

Куда поступает нефть после днс при аварийных ситуациях

  • автор:

Глава 8 сбор и подготовка нефти, газа и воды на промысле

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 73-114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.

Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступенни, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке.

Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый: на АГЗУ фазы не разделяются.

Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая — на ЦППН.

Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, де-эмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти.

Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием.

Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсационных и обессоливающих установок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя нагреватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подготовки нефти для условий данного месторождения.

Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и коллекторы, автоматизированные групповые замерные установки, путевые подогреватели, дожимные насосные станции.

Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных горячекатаных труб.

Приведем классификацию трубопроводов на промысле: по виду перекачиваемого продукта — нефте-, газо-, нефтега-зо-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы; по назначению — самотечные, напорные и смешанные; по рабочему давлению — низкого (до 0,6 МПа), среднего (до 1,6 МПа) и высокого (свыше 1,6 МПа) давления;

по способу прокладки — подземные, надземные и подводные; по функции — выкидные (от устьев скважин до групповой установки), сборные коллекторы (принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) и товарные (транспортирующие товарную продукцию);

по способу изготовления — сварные и сборные; по форме расположения — линейные (сборный коллектор представляет собой одну линию), кольцевые (сборный коллектор представляет собой замкнутую кольцевую линию) и лучевые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).

На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 75 до 350 мм.

При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.

Выбор трубопровода должен быть обоснован техникоэкономическими расчетами.

Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая, предохранительная.

Назначение запорной арматуры — разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она устанавливается в начале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами. К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили, обратные клапаны. Кран — запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Вентиль — запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан, насаженный на нем, перемещается вдоль оси седла. В конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые предназначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.

Назначение регулирующей арматуры трубопроводов

(регуляторов давления) — поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после него. Она устанавливается, как правило, на газопроводах для обеспечения постоянного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.

Назначение предохранительной арматуры — предохранение трубопроводов или аппаратов от разрыва при повышении давления. К предохранительной арматуре относятся предохранительные клапаны различных конструкций (рычажные, пружинные и др.).

Транспорт попутного газа на площадях нефтяных месторождений осуществляется по газопроводам.

Газопроводы, по которым газ поступает на прием компрессорной станции, называются подводящими, а по которым подводится к компрессорам — нагнетательными. Газопроводы, в которые поступает газ по нескольким трубопроводам, называются газосборными коллекторами. Конфигурация газосборного коллектора зависит от числа сепарационных установок, их размещения на месторождении и системы сбора и транспорта нефти и газа. Коллектор должен быть экономически целесообразным, обеспечивать бесперебойную подачу газа, а также быть маневренным и удобным в обслуживании.

Расход жидкости или газа по трубопроводу определяют при помощи дифференциальных манометров.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки предназначены: для автоматического измерения дебита

скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа; для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости; для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или остановки в целом при возникновении аварийных ситуаций. На нефтяных месторождениях широко применяются блочные АГЗУ типа “Спутник”.

За последние годы объем парафинистых и высоковязких нефтей в общей добыче нефти возрастает, что связано с открытием и вводом в разработку месторождений на п-ове Мангышлак, в Казахстане, Туркменистане, Коми и других районах.

С понижением температуры нефти растворенный в ней парафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возрастает вязкость нефти, особенно после кратковременного прекращения перекачки. Поэтому возникает необходимость при перекачке таких нефтей увеличивать мощность насосных станций, строить специальные установки для подогрева нефти, увеличивать диаметр трубопроводов, добавлять к нефти различные присадки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д.

При транспорте неразгазированной нефти уменьшаются возможности образования и отложения парафина.

Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транспорте продукции скважин. На это влияют глубина заложения трубопровода, его теплоизоляция, режим перекачки и подогрев продукции.

Рассмотрим элементы путевого подогрева продукции скважин. В выкидных линиях продукция подогревается устьевыми (типа ПП) и трубопроводными типа ПТ подогревателями.

Блочная газовая печь УН-0,2 и подогреватель нефти ПТТ-0,2 работают на газе. Пропускная способность подогревателя по жидкости при ее нагреве до 70 °С составляет 100 т/сут, рабочее давление — до 1,6 МПа, расход газа — 25 м 3 /ч.

Пропускная способность путевых подогревателей ПП-0,4, ПП-0,63 и ПП-1,6 по жидкости при ее нагреве на 25 °С составляет соответственно 750, 1150 и 2350 т/сут при расходе газа соответственно 45, 75 и 180 м 3 /ч.

Пропускная способность трубопроводного подогревателя ПТ-160/100 по жидкости при ее нагреве до 70 °С составляет 500 м 3 /сут, расход газа — 300 м 3 /ч.

Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН — блочная насосная; первое число — подача насоса по жидкости в м 3 /сут; второе — давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000, дНс-14000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м 3 /сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9х3. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

8.2. Замерные установки систем нефтегазосбора

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть разрушение призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосе-паратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-то промежуток времени. На рейке и рулетке нанесены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от уровня взлива. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепараторов первой и второй ступеней, замерного газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в самотечный сборный коллектор.

Для измерения небольшого дебита скважин используют замерный трап, который оборудован замерными стеклами и рейкой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о дебите скважины.

Групповая сепарационно-замерная установка системы Баро-няна — Везирова состоит из замерного трапа, распределительной батареи, манифольда и аппаратуры. Продукция скважины направляется в газосепаратор для отделения газа от нефти. При выходе из газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количество нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе, а количество газа — приборами на газовой линии после сепаратора. Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, “Спутник”, АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сепарационно-замерная установка “Спутник-А” (рис. 8.1) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МПа (16 и 40 кг/см 2 ).

Установка состоит из следующих узлов: 1) многоходового

Рис. 8.1. Схема установки “Спутник-А”:

I — выкидные линии; 2 — специальные обратные клапаны; 3 — многоходовой переключатель скважин ПСМ; 4 — каретка роторного переключателя скважин; 5 — замерный патрубок; 6 — гидроциклонный сепаратор; 7 — заслонка, 8 -турбинный счетчик; 9 — поплавковый регулятор уровня; 10 — гидропривод;

II — электродвигатель; 12 — отсекатели; 13 — сборный коллектор; 14 — сило

вой цилиндр; 15 — БМА

переключателя скважин, 2) установки измерения дебита, 3) гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автоматизации (БМА).

Процесс работы установок заключается в следующем.

Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода. Параметры установок типа “Спутник” приведены в табл. 8.1.

Установка “Спутник-А” работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором

Т а б л и ц а 8.1 Параметры установок тина “Спутник”

Число подключенных скважин

Рабочее давление, МПа

Пределы измерения по жидкости, м 3 /сут

Пропускная способность, м 3 /сут

Погрешность измерения по жидкости, %

подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы, установленной в газосепараторе (см. рис. 8.1).

Кроме установки “Спутник-А”, применяются установки “Спутник-Б” и “Спутник-В”. В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. При отсутствии влагомера измерения проводятся с помощью прибора Дина — Старка. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.

Количество газа по каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда — на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами ДП-430 и ДП-632. Механические примеси в нефти определяют по простой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.

8.3. Установки для подготовки нефти, воды и газа

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти колеблется от практически безводной до 98-99 %. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, в результате чего образуются эмульсии ввиду наличия в нефти особых веществ — природных эмульгаторов (асфаль-тенов, смол и т.д.). Кроме высокоминерализованной воды в нефти во взвешенном состоянии могут содержаться кристаллики солей. Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть и вызывают непроизводительную загрузку трубопроводного транспорта. При транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные коммуникации, оборудование, аппаратура, резервуары и, кроме того, уменьшается полезный объем трубопроводов и резервуаров. При содержании в нефти воды и солей снижается производительность технологических установок нефтепереработки, нарушается технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях — сероводород с хлористым водородом особо коррозионны. Поэтому добываемую нефть необходимо освободить от воды, солей и механических примесей как можно раньше, с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют установки подготовки нефти (УПН). Кроме того, на этих установках проводятся мероприятия по снижению способности нефти к испарению (с целью уменьшения потерь легких углеводородов), т.е. осуществляется стабилизация нефти.

Наиболее целесообразно устанавливать УПН в пунктах максимальной концентрации нефти на промысле, например в товарных парках. С учетом принятой схемы сбора и транспорта нефти и газа следует предусмотреть возможность подготовки нефти на другом месторождении, если на данном месторождении произойдет авария.

Добываемая с нефтью пластовая вода с растворенными в ней солями подлежит удалению на промыслах. При этом основными процессами являются обезвоживание и обессолива-ние. Основная масса солей удаляется вместе с водой в процессе обезвоживания. Однако для предотвращения коррозии оборудования, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти необходимо ее глубокое обессоливание. Перед обессоливанием в нефть подается пресная вода, в результате чего образуется искусственная эмульсия, которая затем подвергается разрушению.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слиянии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель.

Деэмульгаторы — это поверхностно-активные вещества, которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует разрушению нефтяных эмульсий.

Применяются следующие типы деэмульгаторов: дипрокса-мин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэти-лированный препарат ОП и др.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования: быть высокоактивным при малых удельных его расходах; хорошо растворяться в воде или нефти; быть дешевым и транспортабельным; не ухудшать качества нефти;

не менять своих свойств при изменении температуры. Эффект деэмульсации зависит от интенсивности переме-

шивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится дозировочным насосами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: 1) холодный отстой, 2) термохимические, 3) электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят деэмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуар ах из нефти выпадает свободная вода.

Характерная особенность процесса — отсутствие расхода тепла на указанный процесс.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды. П ринципиальная схема термохимического обезвоживания и обессоливания представлена на рис. 8.2.

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда нососом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40-60 °С и далее поступает в паровой подогреватель 5, где подогревается паром до 70-100 °С. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник

9, где вода отделяется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холодильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильниках 8.

Термохимические установки эксплуатируются под атмо-

Сырая

нефть

Нефть после деэмульсации 10

сферным и избыточным давлением, а также с промывкой горячей водой. В некоторых случаях вода из отстойников направляется в смеситель, или после теплообменников эмульсия направляется в колонну-контактор, куда подаются горячая вода и деэмульгатор.

Также применяются комбинированные аппараты, в которых совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти. К ним относятся: подогреватель-деэмульгатор СП-2000 (Башни-

пинефть), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ (Гипро-востокнефть). Они размещаются на участках крупных месторождений, а также на центральных установках подготовки нефти. Работа таких аппаратов полностью автоматизирована.

Электрическое обезвоживание и обессоливание основано на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, а также на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия электрического поля.

Между двумя электродами, при токе высокого напряжения, пропускают нефтяную эмульсию, и при этом укрупняемые капли воды оседают на дно сосуда.

На практике применяют также установки, объединяющие термохимическое обезвоживание с электрическим. Принципиальная схема такой установки приводится на рис. 8.3.

Сырьевая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса 1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направляется в отстойники 4 (термохимической части установки), откуда под остаточным давлением поступает в электроде-

Сырая

нефть

Соленая ——>

гидратор 5. Перед попаданием в электродегидратор 5 в нефть вводятся деэмульгатор и пресная вода.

В электродегидраторе 5 происходят разрушение эмульсий и выпадение освобожденной воды в процессе отстоя. Затем обессоленная нефть направляется в промежуточную емкость 6, а отсюда насосом 7 через теплообменники — в товарные резервуары.

Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывается в виде сточных вод.

Для более глубокого обезвоживания и обессоливания можно устанавливать несколько электродегидраторов, которые по форме могут быть горизонтальными, вертикальными, сферическими и др.

Таким образом, основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания являются теплообменники, подогреватели, отстойники, электро-дегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульгаторы.

При эксплуатации нефтяных месторождений применяется также трубная деэмульсация, которая заключается в том, что в трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторождении, вводят деэмульгатор. Отделение воды от нефти осуществляется в специальных резервуарах-отстойниках. Этот процесс обычно проводят в случаях совместного движения эмульсии и деэмульгатора в течение не менее 4 ч.

При транспорте нефти в результате ее испарения возможны потери легких фракций, для предупреждения которых необходима стабилизация нефти, т.е. отделение из нефти наиболее легких углеводородов (этан, пропан, бутан).

Процесс стабилизации заключается в том, что нефть подогревают до температуры 80-120 °С в специальной стабилизационной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации направляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть -на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Обычно стабилизационные установки размещают в районе товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после установок обезвоживания и обессоливания.

Принципиальная схема стабилизационной установки приводится на рис. 8.4.

Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через теплообменник 2 подает ее на установку обезвоживания и обессоливания 3. Из установки обезвоживания и обессоливания нефть через подогреватель 5, где нагревается до температуры 80-120 °С, поступает в стабилизационную колонну 6. Здесь из

Рис. 8.4. Схема стабилизационной установки

Т а б л и ц а 8.2

Максимальное содержание воды, %

Максимальное содержание хлористых

Максимальное содержание механических

Максимальное давление насыщенных

паров при температуре 20 °С в пункте

верхней части колонны отбираются газообразные углеводороды, а из нижней — отбензиненная нефть, которая через теплообменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды поступают в конденсатор-

холодильник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в двухфазном состоянии (жидкость + газ) — в сепаратор 9, где отделяются тяжелые фракции, которые собираются в специальной емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фракции и подает их в стабильную нефть после теплообменников. Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются нестабильный бензин и газ, которые затем направляются на ГПЗ.

Группы качества нефти, сдаваемой нефтедобывающим

предприятиям, приведены в табл. 8.2.

8.4. Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды

Продукция скважин подлежит разделению на составляющие: нефть, воду и газ. Основным оборудованием для этого являются сепараторы.

В настоящее время выпускаются горизонтальные сепараторы различного объема. Кроме того, используются двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типов НГС и УРХ, а также трехфазные сепарационные установки типа У ПС, отделяющие и сбрасывающие свободную воду. Сепараторы устанавливаются на центральном пункте подготовки нефти и являются сепараторами первой ступени на месторождениях, где продукция скважин подается на ЦППН от скважин, или сепараторами второй ступени на крупных месторождениях с дополнительными насосными станциями. Установки типа НГС используются и на последующих ступенях, включая горячую сепарацию на последней ступени под вакуумом. Сепараторы типа УБС применяются в основном как сепараторы первой ступени.

Условное обозначение сепараторов типа НГС следующее: НГС — нефтегазовый горизонтальный сепаратор; первое число -рабочее давление в кгс / см 2 второе — диаметр сепаратора в мм. По проекту пропускная способность по нефти сепараторов НГС-6-1400 и НГС-40-3000 — 2000 и 3000 т/сут, а по газу — 150 и 4400 тыс. м 3 /сут, соответственно. Фактическая пропускная способность в 3 раза меньше проектной.

Сепараторы типа УБС являются установками с предварительным отбором газа. Предварительное разделение газожидкостной смеси происходит на конечном участке трубопровода и в депульсаторе, откуда и отводится отделившийся газ. Выпускаемые типоразмеры сепараторов (с каплеуловителем выносного типа) от УБС-1500/6 до УБС-16000/16.

Условное обозначение сепараторов типа УБС следующее: УБС — установка блочная сепарационная; первое число — пропускная способность по жидкости в м 3 / сут; второе — допустимое рабочее давление (в тыс./см 2 ). Паспортная пропускная способность по жидкости обеспечивается при газовом факторе до 120 м 3 /т.

Установка типа У ПС (установка с предварительным сбросом воды) предназначена для отделения газа от обводненной нефти и сброса пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды.

При установке УПС на первой ступени сепарации монтируется узел предварительного сброса газа депульсации. Установка УПС-10000/6М (УПС-1000/16М) обычно устанавливается после сепаратора первой ступени и может разделять жидкость на несколько потоков для дальнейшей обработки.

Продукция, поступающая на УПС, может иметь газовый фактор до 90-120 м 3 /т и обводненность до 90 %. После установки обводненность продукции составляет 20-30 %.

Нагреватели и печи предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания. Параметры нефтяных нагревателей и печей приведены в табл. 8.3.

Нагреватели типа НН рассчитаны на нагрев эмульсий, вода в которых не вызывает отложений солей. Нагреватель БН-2М и печь ПТБ-10 применяются для нагрева нефтяных эмульсий с возможностью отложения солей и наличием механических примесей.

Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду после нагрева эмульсий в блочных или стационарных печах. Выпускаются горизонтальные отстойники 0Г-200, 0Г-200С, 0ВД-200 и ОБН-3000/6.

Условное обозначение отстойников типа ОГ следующее: ОГ -отстойник горизонтальный; цифры — объем в м 3 ; С — с сепа-рационным отсеком (отделение газа).

Условное обозначение отстойников типов ОВД и ОБН следующее: ОВД — отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН — отстойник блочный нефтяной; 3000 — пропускная способность в м 3 /сут; 6 — рабочее давление в кгс / см 2 .

В аппаратах ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний распределительный ввод эмульсии. Принцип работы отстойников основан на гравитационном распределении и эф-

Т а б л и ц а 8.3

Пропускная способность по

жидкости с обводненностью 30 %,

Рабочее давление, МПа

Температура нагрева, °С

Расход газа, м 3 /ч

* Пропускная способность по воде.

фекте проливки эмульсии. Их пропускная способность по сырью составляет 4000-8000 м 3 /сут.

Принцип работы отстойников типа ОБН основан на гравитационном отстое при относительно горизонтальном движении в разделении эмульсии на нефть и воду. Их пропускная способность по сырью составляет от 3000 до 6000 м 3 /сут.

Электродегидратор ЭГ-200-10 предназначен для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти.

Условное обозначение следующее: первые цифры — объем в м 3 ; вторые цифры — рабочее давление в кгс / см 2 .

Электродегидратор представляет отстойник 0ВД-200 с вводом двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 кВ промышленной частоты. На вход разделительных аппаратов подается эмульсия с обводненностью до 30 % и температурой до 100 °С. Обводненность выходящей нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электроде-гидратора по сырью составляет 12 000 м 3 /сут.

Для сбора, хранения и учета нефти применяют резервуары, форма которых может быть разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полуподземными и наземными.

Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары (табл. 8.4).

Каждый резервуар снабжается лестницей для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре у места присоединения лестницы оборудуется

Т а б л и ц а 8.4 Параметры вертикальных стальных резервуаров

Фактический объем, м 3

Внутренний резервуар, диаметр, мм

Высота корпуса, мм

замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и дыхательную арматуру резервуара.

Замерный люк предназначен для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Внутри люка расположена направляющая алюминиевая или медная колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. На нижнем поясе резервуара предусмотрен люк-лаз для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте.

Имеется световой люк, который предназначен для проветривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку прикрепляется запасной трос управления “хлопушкой” на случай обрыва рабочего троса. “Хлопушка” — тип обратного клапана для налива.

При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка “хлопушки” открывается принудительно при помощи лебедок.

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Этот клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой расположены два клапана: один клапан открывается при повышении давления в газовом пространстве резервуара и обеспечивает выход газа в атмосферу при наливе, а второй — при разряжении (выдаче) обеспечивает доступ воздуха в резервуар. Иногда используют гидравлические предохранительные клапаны. Между резервуаром и дыхательным или гидравлическим клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени в газовое пространство резервуара. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Кроме этих устройств, каждый резервуар оснащается специальной противопожарной аппаратурой.

Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуарный товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обва-ловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельную и т.п.

Количество товарной продукции в резервуарах можно определить, например объемным способом, сущность которого заключается в следующем. Перед заполнением продукцией резервуар калибруют (по высоте через каждый сантиметр наносят метки). Это нужно для определения объема жидкости в резервуаре.

При замере объема продукции находят уровень нефти и воды (мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом), а затем с учетом температуры по калибровочной таблице определяют объем в кубических литрах. Для определения плотности продукции при помощи пробоотборника необходимо взять пробу. Среднюю плотность этой пробы находят по нефтеден-симетру.

Контроль за качеством товарной нефти и учет ее количества при сдаче транспортным организациям в настоящее время проводится с помощью автоматических установок. В основном используются автоматизированные установки “Рубин-2М” и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянного замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, влагосодержания и содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества нефти по ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Относительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0,5 %.

8.5. Охрана окружающей среды на промыслах при транспорте нефти, воды и газа

Потери нефти при ее транспортировке и хранении, которые могут загрязнить окружающую среду, в основном связаны с испарением ее в резервуарных парках. Для сокращения этих потерь, а также для снижения выбросов легких углеводородов в атмосферу проводятся технические, технологические и организационно-технические мероприятия.

К техническим мероприятиям относятся:

строительство резервуаров большого объема (до 50 тыс. м 3 ) с плавающими крышами и герметичными жесткими затворами. При этом потери легких углеводородов сокращаются на 80-85 %;

оснащение резервуаров дисками-отражателями, непримерзающими дыхательными клапанами, газоуравнительными обвязками;

окраска наружной поверхности резервуаров светлыми красками и др.

Технологические мероприятия предусматривают: работу нефтеперекачивающих станций (НПС) с подключенной емкостью, т.е. прием в откачку нефти производят в один и тот же резервуар или группу резервуаров; работу НПС по схеме “из насоса в насос”. Организационно-технические мероприятия включают: внедрение безрезервуарного учета нефти; сокращение времени пребывания нефти в резервуарных парках.

Загрязнение воздушного бассейна может происходить при некачественной сепарации газа от нефти на промыслах, откуда газ из концевых сепарационных установок попадает в товарные резервуары, увеличивая выброс нефти в атмосферу и ее потери.

По ГОСТ 1510-76 легкие нефти и автобензин необходимо хранить в резервуарах без понтона или плавающей крыши.

Рассмотрим элементы технических и технологических средств, использование которых уменьшает потери нефти и загрязнение воздушного бассейна. Нанесение на наружную поверхность резервуаров светоотражающих красок сокращает амплитуды суточных колебаний температуры газового пространства резервуаров и поверхности нефти. При длительном хранении нефти в наземных стальных резервуарах температура нефти в них примерно равна среднесуточной температуре окружающего воздуха. При коэффициенте оборачиваемости резервуаров более 200 раз в году эффект от снижения выбросов паров нефти в атмосферу за счет окраски резервуаров светоотражающими красками практически отсутствует.

В настоящее время широкое распространение получили диски-отражатели, которые применяются в металлических наземных и заглубленных резервуарах. Диски-отражатели устанавливаются вместе с дыхательным клапаном. Подвешенный под патрубком дыхательного клапана диск-отражатель меняет направление струи воздуха, входящего в резервуар, с вертикального на почти горизонтальное. Таким образом, диск-отражатель уменьшает концентрацию паров продукта в паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара при “выдохах”, и, следовательно, сокращаются потери нефти от испарения. Применение дисков-отражателей наиболее эффективно в нефтяных резервуарах с большим коэффициентом оборачиваемости. Промышленные испытания показали, что диски-отражатели сокращают потери от испарения при “больших дыханиях” в теплое время года в среднем на 30-40 %.

Большой эффект можно получить при использовании понтонов и плавающих крыш в резервуарах. Выпускаются понтоны двух типов: металлические по типовому проекту серии 704-1 ЦНИИПСК для резервуаров объемом от 200 до 20 000 м 3 и синтетические типа ПСМ конструкции ВНИИСПТнефти для бензиновых резервуаров объемом от 100 до 5000 м 3 . Указанные понтоны с петлеобразным затвором снижают выбросы легких фракций нефти в атмосферу в среднем на 66 %.

Затворы типов ЗУПР и ЗУС конструкции ВНИИСПТнефть могут повысить эффективность типового понтона до 95 %, как и применение плавающих крыш.

Преимущество понтона из синтетических материалов в том, что отдельные его элементы по частям подаются через люк-лаз в резервуар, где производится окончательный монтаж без сварочных работ.

Целесообразно оснащение резервуаров отбойными козырьками для отвода выброшенной жидкости обратно в зазор между стенками и понтоном, а также использование газоуравнительной обвязки.

Для борьбы с донными парафинистыми отложениями в резервуарах применяются системы их размыва. Система монтируется в нефтяном резервуаре и состоит из группы размывающих головок (размещенных на днище), обвязывающих их трубопроводов, трубопроводной арматуры и приборов контроля и замера давления и расхода. Нефть, выходя из размывающих устройств в виде веерных затопленных струй, удаляет донный осадок с днища и переводит его во взвешенное состояние в массе товарной нефти. Сокращение потерь нефти и парафина за счет применения этой системы составляет в резервуарах типа РВС в среднем 5 % в год от их объема.

Качественный учет нефти по резервуарам проводится измерением уровня, что требует затрат ручного труда. При этом не всегда обеспечивается точность измерения, теряются легкие углеводороды и увеличивается пожароопасность объекта. Поэтому все большее применение получают турбинные счетчики, позволяющие осуществлять учет непосредственно на потоке, автоматизировать операции измерения, повысить точность и снизить потери нефти по сравнению с порезервуарным учетом на 70 % за счет уменьшения “больших дыханий”.

При перекачке нефти по схеме “из насоса в насос” при учете нефти по счетчикам потери нефти из резервуаров отсутствуют.

Потери нефти от испарения в процессе товарнотранспортных операций в резервуарах при повышении температуры зависят от физико-химических свойств нефтей и возрастают с увеличением содержания в нефти углеводородов группы С14.

Возрастание температуры ведет к интенсивному выделению низкокипящих фракций нефти, повышает пожароопасность объектов, загрязняет воздушный бассейн резервуарного парка, а также может привести к потоплению понтонов в резервуарах. Ввиду этого следует принимать меры к сохранению оптимальной расчетной температуры.

Широкое применение сжиженных газов и метанола в качестве добавок к автобензинам позволяет резко уменьшить загазованность воздушного бассейна.

В очищении воздушного бассейна важную роль может сыграть использование газоконденсатов, содержащихся в нижних продуктивных горизонтах ряда газовых месторождений. Конденсаты, например, Западной Сибири на 70 % состоят из бензиновых и 30 % из дизельных фракций при незначительном содержании серы (не более 0,02 %). Кроме социальных выгод, такое мероприятие гарантирует высокую экономическую эффективность (себестоимость местных моторных топлив из конденсата намного дешевле привозного нефтетоп-лива).

Решение проблемы очищения воздушного бассейна во многом зависит от уровня утилизации попутных нефтяных газов. Первоначальный период развития нефтедобычи обычно характеризуется большими потерями газа и вследствие этого загрязнением атмосферы. В дальнейшем благодаря строительству объектов сбора, переработки и транспорта газа потери значительно уменьшаются и коэффициент утилизации газа может достигнуть 90-95 %.

Степень полезного использования попутных газов можно существенно повысить путем внедрения малогабаритных передвижных блочных газобензиновых установок (МГБУ) производительностью 40, 100, 300 и 500 тыс. м 3 /сут в первую очередь на вновь осваиваемых месторождениях. Они особенно выгодны в период, когда еще не готовы крупные стационарные ГПЗ. Основную продукцию МГБУ — стабильный бензин можно использовать непосредственно на промыслах в качестве компонента автобензина, а сжиженный газ может пойти на местные бытовые и производственные нужды.

Во избежание сжигания попутных газов в факелах следует аккумулировать их излишки в естественных хранилищах, т.е. в пластах с благоприятными геологическими условиями для хранения газа.

Также следует шире использовать попутный газ для закачки в продуктивные пласты с целью повышения коэффициента нефтеотдачи.

В решении этой проблемы немаловажное значение имеет своевременное проведение трубопроводов нефтяного газа к городам и поселкам. Отставание с вводом таких газопроводов приводит к тому, что для бытового хозяйства приходится завозить ежегодно тысячи тонн других топлив, сжигание которых дает большое количество нежелательных выбросов в атмосферу.

На линейных газопроводах периодически проводятся и х продувки путем выброса в атмосферу газа, конденсата, воды и механических примесей. Поэтому, помимо конденсата, окружающий воздух загрязняется газом. Во избежание подобных загрязнений окружающей среды следует организовать более качественную очистку природного газа от конденсата на промыслах. На газопроводах целесообразно установить конденса-тосборники и дренажные линии, а конденсат собирать с помощью агрегата для сбора конденсата АК-6.

Вопросы борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов на промыслах возникают уже на стадии разведочного бурения при отсутствии системы сбора нефти. При фонтанировании нефти из разведочных скважин ее собирают, как правило, в земляной амбар и затем сжигают. Подобных потерь можно избежать путем обратной закачки нефти в скважину или ее сбора в передвижные емкости с последующей транспортировкой на сборные пункты.

Передвижные емкости полезны для сбора нефти, теряемой при глушении и освоении скважин в период их подземных ремонтов. Отрицательно действуют на окружающую среду горящие факелы. На нефтепромыслах они окружены земляным валом высотой до 1,5 м для защиты от разлива нефти при возможном ее прорыве. Под тепловым воздействием вокруг горящего факела в радиусе 200-250 м полностью уничтожается всякая растительность. На газовых промыслах, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов, горящие факелы на площади в 2-3 км 2 растепляют грунты, и в результате образуется непроходимая трясина. Единственное средство прекращения теплового воздействия факелов на окружающую природу заключается в своевременном строительстве системы сбора и переработки попутных нефтяных газов и газоконденсатов.

Сточные воды содержат большое количество органических загрязнений: нефти, нефтепродуктов и конденсата. В промстоках нефте- и газопромыслов могут наблюдаться также повышенные концентрации растворенных солей. Повышению концентрации солей в водах из газовых скважин способствует закачка в них высококонцентрированных растворов хлористого кальция против гидратообразования. Стоки нефте- и газопро-мыслов содержат, кроме того, такие высокотоксичные вещества, как дисольван, диэтиленгликоль и метанол.

Сброс промстоков без соответствующей очистки в водоемы приводит к загрязнению почвы, поверхностных и подземных вод. Это ведет к ограничению запасов чистой пресной воды и нарушению экологического равновесия всего природного комплекса.

Загрязнение природной среды является особенно пагубным для районов Севера, где низкие температуры воздуха, большой снежный покров тормозят процесы испарения и окисления. При этом разложение нефти, нефтепродуктов и конденсата, содержащихся в сбрасываемых стоках, происходит медленно, и зоны загрязнения распространяются на большие площади.

При закачке стоков в подземные горизонты следует предупредить закупорку пор пласта мехпримесями и нефтепродуктами, а необходимость освобождения вод от токсичных загрязняющих веществ отсутствует. Согласно технологическим нормам, в сточных водах, используемых для заводнения нефтяных пластов (с гранулярными коллекторами), содержание нефти, взвешенных веществ и окислов железа не должно превышать соответственно 1,0; 1,2 и 0,3-0,5 мг/л.

Установленными нормами концентрации мехпримесей, нефтепродуктов (в том числе конденсата) и закисного железа в закачиваемых стоках ограничиваются 10-30, 10-250 и 3 мг/л. Значение рН для сточных вод устанавливается в пределах 6,5-8. В случае закачки их в поглощающие горизонты подготовка воды проводится на сооружениях механической очистки: нефтеловушках-отстойниках, флотаторах, фильтрах.

Система захоронения промстоков состоит в том, что сточные воды с промысла и других объектов после подготовки подаются по водоводам в нагнетательные скважины для закачки в пласт. При этом в одну скважину могут быть закачаны промстоки с нескольких объектов. В качестве нагнетательных могут быть использованы уже пробуренные на месторождениях разведочные скважины.

Закачка сточных вод применяется на некоторых нефтяных месторождениях (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское и др.), где избыточное количество сточных вод сбрасывается в апт-сеноманские поглощающие горизонты. Такая же система действует и на Уренгойском газовом месторождении, где производится закачка промстоков с УКП-1 в сеноманский поглощающий горизонт.

При утилизации сточных вод в качестве нагнетательных скважин предусматривается использовать уже пробуренные на месторождении разведочные скважины, так как затраты на и х реконструкцию намного ниже, чем на бурение новых скважин. При выборе таких разведочных скважин необходимо учитывать их техническое состояние, значение покрытой мощности поглощающего горизонта, а также расстояние скважин от предприятий — источников промстоков. Если поглощающий горизонт в глубоких скважинах перекрыт двумя обсадными колоннами, предлагается использовать для его вскрытия гидропескоструйную перфорацию или перфоратор ПСК-105. С целью обеспечения высокой приемистости пласта и сохранения обсадных колонн и цементных колец плотность перфорации составляет 20 отверстий на 1 м.

Устройство и принцип действия АГЗУ «Спутник».

агзу

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа. Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

  • Спутник AM 40-8-400
  • Спутник AM 40-10-400
  • Спутник AM 40-14-400
  • Спутник Б 40-14-400

Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

Рассмотрим маркировку АГЗУ на примере установки «Спутник AM 40-8-400»:

40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см 2 .

8 — количество подключаемых скважин.

400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м 3 /сут.

AM 40-8-400 AM 40-10-400

Количество подключаемых скважин

Пропускная способность, м 3 /сут.

Рабочее давление, МПа

Г азосодержание нефти при обводненности до 5%, нм 3 / т

Кинематическая вязкость нефти, м 2 /с

Обводненность, %, в пределах

Температура рабочей среды, °С,

Количество механических примесей, мг/л.

Размер механических примесей, мм,

Потребляемая мощность, кВт,

Габаритные размеры, мм -технологического блока -аппаратурного блока

Масса, кг, не более -технологического блока -аппаратурного блока

«Устройство АГЗУ»

АГЗУ состоит из двух отдельных блоков:

В технологическом блоке производится измерение дебита скважин.

Технологический блок АГЗУ оборудован обогревателем, освещением, принудительной вентиляцией, сигнализацией отклонения от норм значения давления. Все электрооборудование технологического блока выполнено во взрывобезопасном исполнении.

Класс взрывоопасности технологического блока — В-1а(т.е. образование взрывоопасных смесей возможно только в аварийных ситуациях).

В аппаратурном блоке расположены приборы и аппаратура управления работой оборудования установки.

Класс аппаратурного помещения — обыкновенный, поэтому аппаратурный блок должен устанавливаться на расстоянии не менее 10 метров от технологического блока, т.е. вне взрывоопасной зоны.

Технологический блок.

Выкидные линии скважин, подключаемых к АГЗУ, подсоединяются к входным патрубкам технологического блока через обратные клапаны.

клапан

Клапаны устанавливаются на трубопроводах в горизонтальном положении в соответствии с маркировкой «верх» на корпусе. При этом среда подается под захлопку по направлению стрелки на патрубке клапана и проходит через клапан, поднимая захлопку. При прекращении движения жидкости, захлопка под действием собственной массы и среды опускается на седло, предотвращая обратный ток жидкости.

агзу

В технологическом блоке установлен переключатель скважин многоходовой (ПСМ) 1, к которому через нижний ряд задвижек 2 подводится продукция добывающих скважин. Автоматическое переключение ПСМ производится при помощи гидропривода 3.

Система задвижек верхнего ряда 4 позволяет направлять продукцию скважин по байпасу 5 в сборный коллектор 6, минуя ПСМ, т.е. без замера. Для разрядки байпасной линии предусмотрена дренажная линия 7, выведенная в канализационный колодец либо в дренажную емкость.

Основным элементом установки является емкость сепарационная 8, оснащенная контрольно-измерительными приборами 9 и пружинным предохранительным клапаном (СППК) 10. На выходе газа из ёмкости устанавливается газовая заслонка 11, а на трубопроводе выхода жидкости — счетчик ТОР 12 и регулятор расхода 13.

Для сброса грязи из емкости предусмотрена грязевая линия 16, а для слива жидкости — линия разрядки 14, выведенная в канализационный колодец, либо в дренажную емкость.

агзублок агзу

Для аварийного сброса давления и разрядки ёмкости предусмотрена линия сброса 15, отводящая газ в атмосферу, а жидкость в дренажную линию.

ПСМ — переключатель скважин многоходовой.

псм

Переключатель скважин многоходовой (ПСМ) предназначен для автоматической и ручной установки скважин на замер.

ПСМ состоит из корпуса с патрубками 1, крышки 2 с измерительным патрубком, вала 3, поршневого привода 4 с зубчатой рейкой 5, датчика положения 6, указателя положения 7, угольника (поворотного патрубка) 8 и подвижной каретки 9.

Корпус ПСМ на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемещаются ролики каретки. При перемещении роликов по канавкам, между резиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте.

Жидкость из скважины, установленной на замер, проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями, установленный на валу ПСМ, и направляется на замер в ёмкость сепарационную. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор.

Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом.

ПСМ состоит

Подвижная каретка состоит из корпуса 10. втулки 11, посаженных на осях роликов 12, резинового уплотнения 13.

Корпус ПСМ на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемешаются ролики каретки. При перемещении роликов по канавкам, между релиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте.

ПСМ-канавкиПСМ пружинаЖидкость из скважины, установленной на замер, проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями, установленный на валу ПСМ. и направляется на замер в емкость сепарациоиную. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор.

Жидкость по псм

Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом.

ПСМ автоматическое переключение

Поршневой привод с храповым механизмом состоит из корпуса 1, закрепленного на крышке ПСМ. силового цилиндра 2 с крышкой 3, поршня 4, пружины 5 и зубчатой рейки б, составляющей одно целое со штоком поршня 7.

ЛЕДОВОЕ СРАЖЕНИЕ

За зимними учениями «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ» по ликвидации аварийных разливов нефти, развернувшимися на акватории Воткинского водохранилища, наблюдали корреспонденты «Пермской нефти». Нештатные формирования нефтяников вновь подтвердили свою полную готовность к возможным чрезвычайным ситуациям.

ЛЕДОВОЕ СРАЖЕНИЕ

Что ни говори, но течение времени на таком мероприятии чувствуется особым образом. В другой обстановке идет оно себе и идет… На учениях же дорога не то что каждая минута, но даже секунда. Оттого действия участников операции, как каждый раз отмечают представители экспертной комиссии, предельно выверены и точны.

На ликвидацию предполагаемого разлива нормативы отводят четыре часа, начиная с момента его обнаружения. Судя по многолетней практике, участники справляются куда быстрее и при этом не в ущерб качеству проводимой операции.

Традиционно вместе с нефтяниками в ликвидации учебной аварии участвуют представители федеральной противопожарной службы МЧС России по Пермскому краю, бойцы агентства «ЛУКОМ-А-Пермь», медицинские работники ООО «Медис» и группа технической поддержки ООО «Уралэкоресурс».

Начиная с первых рабочих дней этого года подобные учения уже состоялись в ЦДНГ № 1, 2, 3 и 9. На очереди – цех добычи нефти и газа № 7, куда мы и отправляемся.

Нефть-беглянка

10 часов утра. Начальнику ЦДНГ № 7 Николаю Фадееву поступает срочное сообщение от диспетчера оперативно-производственной службы: согласно сценарному плану, произошла разгерметизация нефтепровода ДНС-9 УППН. Нефть из трубопровода, который проходит по самому дну реки Первой Сухой, попала в воду: ни много ни мало 57 кубических метров! Если нефтяное пятно не остановить, оно направится в Воткинское водохранилище.

Цех отреагировал мгновенно: тотчас начинается оповещение сразу нескольких служб, задача которых – в кратчайшие сроки перекрыть аварийный участок, направить нефть по запасной линии и принять меры по локализации и ликвидации аварии.

Первыми к месту условной аварии направляются члены разведгруппы, которая входит в нештатное аварийно-спасательное формирование (НАСФ) «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ». С помощью технических средств нефтяники устанавливают объем разлива и скорость течения реки: эти данные понадобятся для определения конкретного места, где впоследствии будут развернуты боновые заграждения, перекрыв тем самым дорогу для нефти-беглянки.

Вместе с разведчиками к месту учебной операции на спецтранспорте направляются еще несколько работников цеха, также входящих в состав НАСФ ЦДНГ № 7. Помимо своей основной рабочей специальности, операторы добычи нефти и газа прошли специальную подготовку и овладели еще и навыками спасателя. Такие формирования, которые есть в каждом из двенадцати цехов добычи нефти и газа, оснащены специальным оборудованием, способным локализовать и ликвидировать даже крупную аварию.

Чистая вода

Спасатели в составе 17 человек, разбившись на группы, приступают к расчистке льда от снега.

– К счастью, зима в этом году не такая снежная, поэтому, сами видите, с работой ребята справляются очень быстро, – с удовлетворением говорит, наблюдая за спецоперацией, заместитель начальника цеха Николай Шустов.

Теперь начинается одно из основных действий – распиловка льда на огромные куски. Спасатели, орудуя внушительными на вид бензопилами, с явным усилием врезаются в крепкую толщу замерзшей реки. Каждый новый ледяной куб подхватывали коллеги и вытаскивали баграми на поверхность.

Если бы не драматичность ситуации, то впору было бы залюбоваться красотой этого природного материала, на редкость чистого и прозрачного, который пригодился бы, к примеру, участникам недавно прошедшего в Перми и известного на всю страну фестиваля ледяных скульптур.

пн-3_web-9.jpg

– А лед чистый, потому что и сама река чистая! – указывает рукой на бескрайние зимние просторы реки с необычным названием Первая Сухая руководитель группы страхования, декларирования, предупреждения и ликвидации ЧС «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ» Олег Пимашин.

– Ведь на всех территориях, где трудятся лукойловцы, они стремятся соблюдать требования не только охраны труда и промышленной безопасности, но и охраны окружающей среды.

…Бензопила в руках оператора добычи нефти и газа Александра Мочалова послушно пронзает ледяную твердь. Нефтяник с большим стажем, он одним из первых в цехе постиг основы аварийно-спасательных работ.

– Впервые в такой операции я участвовал лет пятнадцать назад, – рассказывает после завершения учений Александр Николаевич. – И хотя всё уже привычно и знакомо, однако даже приобретенные навыки надо обновлять и тренировать. Каждый спасатель на таких учениях должен не только хорошо знать свое дело, но и уметь работать в команде. Да вы же и сами видели: никакой толкучки, никто лбами друг о друга не стукался, а все исправно выполняли свои обязанности. Ко всему прочему, оборудование, которым нас обеспечили, хорошее и качественное, поэтому есть с чем работать.

– Замерзли, наверно, стоя несколько часов на льду? – спрашиваем мы Мочалова, глядя на усыпавший гидрокостюм спасателя прозрачный бисер – застывшие на холодном воздухе и превратившиеся в ледышки капли воды. На что Александр Николаевич молча снимает с головы шапку, и видно, как с волос начинают струиться крупные капли пота…

Но вот уже готовы три пропиленных каскадным способом майны. Представители спасательного формирования начинают устанавливать в них заградительные боны.

– Такие щитовые универсальные боновые заграждения предназначены для оперативной локализации разлива нефти на любой водной поверхности, будь то море, стоячий водоем или река, – поясняет начальник цехового участка добычи нефти и газа Андрей Григорьев.

Как только нефтяной разлив начнет здесь скапливаться, его соберут скиммером. Этот «пылесос» перекачает нефть в сборную емкость. А уже оттуда она попадет в цистерны, которые отвезут ее в ЦДНГ на установку предварительного сброса воды и направят на последующую переработку. Так бы всё и произошло, будь разлитая нефть настоящей, а не «учебной».

По мнению экспертной комиссии, нефтяники ЦДНГ № 7 и вспомогательные подразделения и на этот раз успешно выполнили задание, уложившись во временные нормативные рамки.

До конца марта аналогичные мероприятия пройдут во всех цехах добычи нефти и газа ООО ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Олег ТРЕТЬЯКОВ, первый заместитель генерального директора – главный инженер ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»:

– Проводя тактико-специальные учения, мы обеспечиваем готовность к предотвращению возможных нефтеразливов, поскольку добыча нефти – производство небезопасное и сопряжено с рисками порывов на нефтепроводах. Поэтому мы всегда должны быть готовы к возможным чрезвычайным ситуациям.

Наталья СОЛОВЬЁВА

Куда поступает нефть после днс при аварийных ситуациях

1.3. Контакты:I.VASSICHSHEV@KZPG.KZ; ;

2. Место и время проведения 28/02/2022 10:00

2.1. Дата-время проведения: 28/02/2022 10:00

1.2. Место проведения: Кызылординская область, Сырдарьинский район, Теренозекский с.о., с.Теренозек, ул.Алиакбарова б/н Жастар орталыгы

1.3. Ссылка на онлайн подключение:

1.4. Описание для подключения к онлайн трансляции при прохождении общественного слушания: Идентификатор конференции: 528 066 4063 Код доступа: 1234

3. Общественные слушания организованны: Управление природных ресурсов и регулирования природопользования Кызылординской области, ar.zholdasbekova@korda.gov.kz,

4. Повестка дня общественных слушаний: Северный Хаиркелды Согласно заключения KZ10VCY00094673 от 04.04.2017 г к «Групповому техническому проекту на строительство эксплуатационных скважин на месторождении Хаиркелды Северный» с ОВОС в 2022 году предусматривается бурение и испытание 4-х скважин глубиной 1850/1950 м. Сбор продукции скважин осуществляется по однотрубной герметизированной системе под действием буферных давлений скважин. Нефть от камеры запуска скребка на площадке ДНС-3 по нефтепроводу поступает через камеру приема скребка в существующий нефтяной коллектор на территории существующего ППН. Южный Хаиркелды Основным путем утилизации газа является использование газа на собственные нужды в качестве топлива в печах для нагрева нефти и для социально-бытовых нужд. Выделившийся после С-1 ступени (нефтегазовый сепаратор) и С-2(трехфазный сепаратор) газ подается на ГС-1 и ГС-2 (газовый сепаратор), где отделившийся газ по газопроводу направляется частично на факельную установку высокого давления Ф-1 для работы дежурной горелки и основной объём газа используется на собственные нужды месторождения Хаиркелды Южный, а именно: 1. На печи подогрева сырой нефти ПНПТ-1,6 – 3ед. 2. На печи подогрева товарной нефти ПНПТ-0,63 – 2ед. 3. На печи подогрева технологической воды ПВЕ-3,5 – 1ед. 4. На микрогазотурбинных генераторах ГТЭС Capstone– 2ед. 5. На водогрейных котлах БМК-0,6ГЖ – 1 ед. 6. Устьевые печи – 7 шт. Отделившийся газ после КСУ также частично поступает на факельную установку низкого давления Ф-2 для работы дежурной горелки и в остальном объёме также используется на собственные нужды месторождения Хаиркелды Южный. Печи ПНПТ-1,6 (2-рабочая, 1-резервная) предназначены для нагрева нефтяной эмульсии, поступающей от нефтегазового сепаратора, на выходе из которых температура эмульсии нагревается до 60°С. В холодное время года все три печи ПНПТ- 1,6 будут полноценно работать. Нагрев нефтепродуктов в подогревателях осуществляется с помощью промежуточного теплоносителя. Система автоматизации предназначена для управления, контроля, регулирования технологических процессов подогревателей нефти ПНПТ (дистанционный розжиг горелочных устройств, регулирование процесса нагрева нефти, включение рабочей и аварийной сигнализации, автоматической защиты подогревателя при отклонении от нормы контролируемых параметров). Технологические трубопроводы и запорно-регулирующая арматура, выполнены надземно на несгораемых опорах, снабжены тепловой изоляцией. Для выработки электроэнергии на собственные нужды промысла месторождения Хаиркелды Южный используется газотурбинные электростанции марки ENEX-800 и ENEX-600. Расход газа для выработки электроэнергии на установке ENEX-800 составляет 260м3/час, на установке ENEX-600 составляет 195м3/час. Информация эксплуатируемых скважин на 2022 год: ЮХ–3, ЮХ–5, ЮХ–11, ЮХ–12, ЮХ–13, ЮХ–14, ЮХ–15, ЮХ–16, ЮХ–18, ЮХ– 19, ЮХ–20, ЮХ–21, ЮХ–22, ЮХ–23, ЮХ–24, ЮХ–25, ЮХ–26, ЮХ–27, ЮХ–28, ЮХ– 29, ЮХ–30, ЮХ–33, ЮХ –34,ЮХ-36, ЮХ-37, ЮХ–38, ЮХ–39, ЮХ– 40, ЮХ– 42, ЮХ– 43, ЮХ-44, ЮХ-45, ЮХ-46, ЮХ-49, ЮХ-50. Система внутри промыслового сбора и подготовки добываемой продукции месторождения предназначена для сбора продукции, добытой скважинами, поскважинного замера дебитов скважин и дальнейшего транспорта нефти, газа и конденсата на объекты подготовки до товарной кондиции и сдачи потребителю. Система сбора и транспорта продукции на месторождении осуществляется по однотрубной герметизированной напорной системе. Такая система позволяет сократить до минимума потери продукции при сборе и транспортировке. Движение нефти и газа месторождения Хаиркелды Южный осуществляется по следующей схеме: пласт – скважина – манифольд – выкидные линии – автоматизированная замерная установка (АГЗУ) – Пункт подготовки нефти (ППН). Газожидкостная смесь со скважины по выкидным линиям поступает в автоматическую групповую замерную установку типа АМ-40-14-500 (АГЗУ – 2 ед.), где производится поочередный (поскважинный) замер продукции. После групповых замерных установок нефтяная эмульсия по технологической системе трубопроводов ППН поступает в НГС – 1 и НГС1/2 ступени (нефтегазовый сепаратор), где происходит отделение жидкости от газа. На входе в НГС добавляется деэмульгатор для обезвоживания нефти. Отделившийся газ после очистки на ГС-1 и ГС-1/2 (газовый сепаратор) по газопроводу направляется частично на факельную установку высокого давления Ф-1 для работы дежурной горелки и основной объём газа используется на собственные нужды месторождения Хаиркелды Южный, а именно: 1. На печи подогрева сырой нефти ПНПТ-1,6 – 3ед. 2. На печи подогрева товарной нефти ПНПТ-0,63 – 2ед. 3. На печи подогрева технологической воды ПВЕ-3,5 – 1ед. 4. На микрогазотурбинныхгенераторахCapstone– 2ед. 5. На водогрейных котлах БМК-0,6ГЖ – 1ед. Отделившаяся жидкость, пройдя параллельно через три печи подогрева сырой нефти ПНПТ-1,6, поступает в НГСВ – 2 и НГСВ – 2/2 (нефтегазовый сепаратор водоотделяющий), где происходит предварительное отделение нефти от воды. Отделившаяся вода, поступает в отстойники воды (Е-1 и Е-2) объемом по 100 м3 каждая, после отстоя производится откачка в резервуар для подтоварной воды Р-5(1000 м3). С данного резервуара Р-5 пластовая вода через наливную эстакаду АСН-1В-Ду100 в автоцистерны и транспортируется для закачки в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления (ППД). Отделившаяся нефть из НГСВ поступает на КСУ – 3 ступень (концевая сепарационная установка). Отделившийся газ после КСУ частично поступает на факельную установку низкого давления Ф-2 для работы дежурной горелки ив остальном объёме также используется на собственные нужды месторождения Хаиркелды Южный. Далее нефть из КСУ поступает в технологический резервуар РВС №1, объемом 1000 м3, оборудованный специальным маточником, после чего через переток с высоты подается последовательно в товарный резервуар РВС №2 и РВС №3 объемом 1000 м3 каждая и РВС№4 объём 2000м3. Далее товарная нефть после отстоя и контроля качества транспортируется на месторождение «Кумколь». Нефть поступает на приём бустерной насосной станции БМНС 3-500-150 для перекачки на НПС (насосно-перекачивающую станцию), где нефть пройдя параллельно через две печи подогрева товарной нефти ПНПТ-0,63 поступает на приём магистральной насосной станции МНПС 3-500-600 для транспортировки по межпромысловому нефтепроводу Ду159х8 мм на месторождение «Кумколь» для сдачи в систему МН АО «КазТрансОйл». На входе в магистральную насосную станцию посредством БДР(блока дозирования реагента) производится закачка депрессаторной смеси для снижения образования АСПО. Таким образом, существующая система сбора продукции скважин, подготовки и транспортировки сырья до пункта сдачи вполне способна обеспечить проектные уровни добычи нефти, жидкости и нефтяного газа по рекомендуемому варианту. Дренажный сброс со всех аппаратов сливается в систему дренажных емкостей, откуда установленными на емкости насосами подается на вход С-1 для повторной подготовки эмульсии. На случай аварийных выбросов запроектирована факельная установка Ф-1, куда предусматриваются сбросы от предохранительных клапанов технологического оборудования. При эксплуатации в случае выхода из строя регулирующих устройств, предусмотрены байпасные линии для направления потоков жидкости по обводной линии. Для контроля предельных уровней жидкости в нефтегазовых сепараторах устанавливаются клапана-регуляторы и уровнемеры. Сепараторы, отстойники и дренажные емкости поставляются в комплекте со всеми регулирующими устройствами и средствами местной автоматики. Применяемое оборудование по технологическим характеристикам обеспечивает безопасную эксплуатацию технологических аппаратов, узлов коммуникаций. Защита аппаратов и оборудования, работающих под давлением, обеспечивается установкой предохранительных клапанов, срабатывающих при повышении давления в аппаратах и емкостях, запорной арматуры, средствами контроля, замера, регулирования технологических процессов. При срабатывании предохранительных клапанов газ отводится на факельную линию. Качество сдаваемой продукции контролируется лабораторной службой в соответствии с нормативными документами по методике контроля параметров, действующими на территории Республики Казахстан. Система сбора и промысловой подготовки продукции на период промышленной разработки. В состав индивидуальной системы сбора скважинной продукции и её транспорта предполагается использовать следующее оборудование: 1. Наземная выкидная линия; 2. Устьевой нагреватель; 3. Накопительная емкость; 4. Нефтеналивная установка; 5. Дренажная емкость. Рекомендуемая схема подключения, следующая: поток газожидкостной смеси по надземной выкидной линии поступает в устьевой нагреватель, где происходит основной процесс отделения газа от нефти. Газ поступает в камеру сгорания, нефть (либо эмульсия) поступает в накопительную емкость, работающую под избыточным давлением 0,05 Мпа, откуда происходит окончательная дегазация нефти, и слив жидкости в автоцистерны через наливной стояк. Накопительная емкость должна устанавливаться на высоте, обеспечивающей налив жидкости в автоцистерны самотеком.Добытая продукция скважин с буферной емкости самотеком подается на нефтеналивной стояк, и в зависимости от содержания солей в продукции, вывозится автомашинами на УПН по договору для окончательного доведения нефти до товарного качества. Юго-Западный Хаиркелды Система внутри промыслового сбора и подготовки добываемой продукции месторождения предназначена для сбора продукции, добытой скважинами, поскважинного замера дебитов скважин и дальнейшего транспорта нефти, газа и конденсата на объекты подготовки до товарной кондиции и сдачи потребителю. Технологическая схема сбора нефти и газа на месторождении Хаиркелды Юго- Западный по индивидуальной схеме осуществляется по следующей схеме: Продукция со скважины поступает в блок гребенки для замера дебита скважин, затем продукция поступает нефтегазовый сепаратор, где проходит первую ступень сепарации, далее дегазированная нефть поступает в емкости накопления, откуда насосами подается на налив в автоцистерны для вывоза. На случай переполнения емкостей предусмотрена дренажная емкость аварийного слива нефти. Сырой газ, выделившийся на сепараторе, направляется на факел для сжигания. Факельная площадка и дренажная емкость обвалованы грунтом высотой 1 м. Вывоз добытой нефти осуществляется автоцистернами для дальнейшей очистки, подготовки на ППН с месторождения Хаиркелды Южный и дальнейшей сдачей ее потребителю. Индивидуальная схема, рассчитана на работу до ввода Дожимной насосной станции (ДНС-4). Электроэнергия на собственные нужды будет обеспечено с месторождения Хаиркелды Южный, где используются газотурбинные электростанции марки ENEX-800 и ENEX-600. Также на основе договора аренды с AGGREKO работает газопоршневая электростанция (ГПЭС). После ввода Дожимной насосной станции (ДНС-4) система сбора продукции скважин будет осуществляться по однотрубной герметизированной системе под действием буферных давлений скважин (динамическое давление в скважине у устья во время ее фонтанирования нефтью, газом или водой). Скважины №№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 на ДНС-4 подключаются по лучевой схеме по территориальному принципу без учета принадлежности скважин к объектам разработки. В составе системы сбора и подготовки продукции используются следующие оборудования: 1. Автоматизир. групповая замерная установка (АГЗУ) «СПУТНИК Б40-14-500» 1 ед.; 2.Газовый сепаратор ГС2-1,6-1600 (1 ед.); 3.Блок дозирования хим. реагентов (1 ед.); 4.Емкость дренажная ЕП-12,5-2000-1-К (1 ед.); 5.Насос откачки из дренажной емкости (1 ед.); 6.Насос для перекачки нефти НБ-125-29 (1 ед.); 7.Печь подогрева ПНПТ-0,3 (1 ед.); 8. Двухфазный сепаратор НГС-1,6-2000-1-И (1 ед.); 9.Факел низкого давления УФМГ-100ХЛ (1 ед.), (часовой расход газа на факел = 444 м3/час; диаметр и оголовка факела 100 мм, высота 10м.); 10. Камера запуска сребка (1 ед.); 11. Конденсатосборник (1 ед.). Технологическая схема сбора нефти и газа на месторождении Хаиркелды Юго- Западный при обвязке 9-ти скважин на ДНС-4 осуществляется по следующей схеме: Газожидкостная смесь от скважин по индивидуальным выкидным линиям поступает на установку типа «СПУТНИК Б 40-14-500» (поз.S-1), где производится по скважинный замер дебитов. Переключение на замер продукции скважин осуществляется в автоматическом режиме. Нефть от групповой замерной установки АГЗУ по коллектору подается на жидкостные фильтры, далее на двухфазный сепаратор (НГС-25), объемом 25 м3, где осуществляется разделение нефти и газа. Нефть после двухфазного сепаратора при помощи насосов НБ-125-29 подается на печь подогрева нефти ПНПТ-0,3 и после подогретая нефть через камеру запуска скребка направляется к камере приема скребка на территории ДНС-2 м/р Хаиркелды и подается в существующий коллектор Ø219х6 мм. В коллектор жидкости перед фильтрами подается химреагент от блоков дозирования химреагентов. Газ после двухфазного сепаратора поступает в вертикальный газовый сепаратора далее в центробежный газовый сепаратор, далее в компрессорный блок, а также в качестве топливного газа для проектируемой печи подогрева. Топливный газ к проектируемой печи подается через скруббер, входящий в комплект поставки печи. После блока компрессорных установок очищенный газ направляется коллектору в конденсатосборник и далее от площадки ДНС-4 по нефтепроводу диаметрами 114 мм, 219мм и 273 мм поступает на ППН «Хаиркелды Южный» в существующий технологический процесс.На ДНС-4 предусмотрена аварийная факельная установка. Аварийная факельная установка предназначена для сброса и последующего сжигания горючих газов и паров в случаях срабатывания устройств аварийного сброса, предохранительных клапанов, гидрозатворов, ручного стравливания, а также освобождения технологических блоков от газов и паров в аварийных ситуациях автоматически или с применением дистанционно управляемой запорной арматуры, а также для периодических сбросов газов и паров при пуско-наладке и остановке технологических объектов. Дренаж от оборудования собирается в дренажную емкость и по мере накопления полупогружным насосом установленном на дренажной емкости, подается в коллектор нефти перед фильтрами. В состав индивидуальной системы сбора и подготовки используются следующие оборудования: 1. Блок гребенки для замера дебитов скважин 5 шт; 2. Двухфазный нефтегазосепаратор (1 ступень сепарации) 5 шт; 3. Накопительная емкость V = 50 м3 (концевая ступень сепарации) 5 шт; 4. Насос для перкачки нефти 5шт; 5. Факельная установка 5 шт; 6. Нефтеналивная установка 5 шт; 7. Дренажная емкость 5 шт. Технологическая схема сбора нефти и газа на месторождении Хаиркелды Юго- Западный по индивидуальной схеме осуществляется по следующей схеме: Продукция со скважины поступает в блок гребенки для замера дебита скважин, затем продукция поступает нефтегазовый сепаратор, где проходит первую ступень сепарации, далее дегазированная нефть поступает в емкости накопления, откуда насосами подается на налив в автоцистерны для вывоза. На случай переполнения емкостей предусмотрена дренажная емкость аварийного слива нефти. Хаиркелды Система сбора и транспорта продукции на месторождении осуществляется по однотрубной герметизированной напорной системе. Движение нефти месторождения Хаиркелды осуществляется по следующей схеме: пласт – скважина – манифольд — выкидные линии – автоматизированная замерная установка (АГЗУ) – ДНС – нефтепровод — Пункт подготовки нефти (ППН). Добытая продукция из каждой скважины будет поступать в автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) для измерения расхода продукции скважин путем определения массы добываемой сырой нефти (водонефтяной смеси), ее обводненности, и объема попутного газа. После АГЗУ в общий трубопровод устанавливаются мультифазные насосы (ДНС) для перекачки газожидкостной смеси на месторождение Хаиркельды Южный, где недропользователь построил и эксплуатирует ППН (пункт подготовка нефти). Дожимная насосная станция ДНС-2 размещена на м/р Хаиркельды и предназначена для герметизированного сбора газожидкостной среды от скважин и перекачки до ППН на м/р Хаиркельды Южный. Подключение добывающих скважин к АГЗУ будет происходить по однотрубной, лучевой герметизированной системе внутрипромыслового нефтегазосбора по территориальному признаку без учета принадлежности скважин к объектам разработки. Подогрев добытой продукции будет осуществляться электрическими нагревателями.

5. Сведения о воздействии:

5.1. Период воздействия:

5.2. Территория воздействия: Кызылординская область, Сырдарьинский район, Теренозекский с.о., с.Теренозек,

5.3. Место проведения общественных слушаний в населенном (-ых) пункте (-ах) обосновано их ближайшим расположением к территории намечаемой деятельности (км.):

5.4. Дополнительная информация о административно-территориальных единиц:

6. Объявление о проведении общественных слушаний на казахском и русском языках будет распространено следующими способами:

6.1. Наименование газеты, где будет размещено объявление: Сыр табигаты

6.2. Наименование теле или радиоканала, где будет размещено объявление: телеканал Кызылорда

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *