Корпоративная структура Компания Nostrum Oil & Gas plc

Выделившаяся в сепараторе первой ступени С-301 пластовая вода, по трубопроводу Ду50 мм поступает в общий сборный коллектор пластовой воды Ду100 мм, и направляется в промежуточные отстойники горизонтального типа ОГ-302/1,2,  Дренаж с сепаратора первой ступени С-301 осуществляется в дренажную емкость Е-302. Давление в сепараторе первой ступени 0,6 МПа регулируется клапаном КР-7, установленном на выходном газопроводе. Для защиты сепараторов от повышения давления выше рабочего предусмотрена система  предохранительных клапанов типа ППК. Сброс с ППК осуществляется на факел высокого давления. Поддержание рабочего уровня в сепараторе С-301 осуществляется регулирующими клапанами КР-9, КР-8, установленных на выходных трубопроводах нефти и воды соответственно, связанными с системой КИП и А сепаратора С-301.

Нефть с сепаратора первой ступени С-301 поступает в печь подогрева нефтегазовой смеси П-302, для  нагрева  смеси до 45°С.

Подогретая в печи П-302 нефть, по трубопроводу Ду200 мм направляется в сепаратор второй ступени сепарации С-303/1. Сюда же поступает уловленная нефть, некондиционная нефть из резервуарного парка товарной нефти Т-302/1,2 и дренаж из дренажных емкостей Е-301, Е-302, Е-303. Уловленный конденсат из емкостей сбора конденсата Е-306/1,2, вводится непосредственно перед печью П-302. Перед второй ступенью сепарации в поток нефтегазовой смеси до печи П-302 предусмотрен ввод деэмульгатора, ингибиторов коррозии и солеотложений с блока подачи хим реагентов БР-301/1,2,3.

Для осуществления более качественной подготовки нефти на начальном этапе разработки месторождения, при малой обводненности продукции скважин, на вход в сепаратор первой ступени сепарации при необходимости, подается технологическая (пресная) вода для обессоливания.  Вода для обессоливания подается из резервуара технической воды Т-301/2, в который вода поступает из водозаборных скважин. Количество подаваемой  воды составляет пять процентов от поступающей нефти. Вода предварительно подогревается в кожухотрубном теплообменнике  П-301 до температуры 50°С.

Газ с сепаратора второй ступени С-303/1 по газопроводу Ду100 мм поступает в  газосепаратор СГ-302.

 Пластовая вода, выделившаяся  в сепараторе второй ступени  сепарации С-303/1, объединяется с  пластовой водой, выделившейся в  сепараторе первой ступени С-301, и далее по общему коллектору  Ду100 мм поступает в промежуточные отстойники ОГ-302/1,2. Нефть с сепаратора второй ступени поступает в общий коллектор Ду200 мм и направляется на концевую сепарационную установку КСУ-1,2 для сепарации при давлении близком к атмосферному. Дренаж с сепаратора второй ступени производится в дренажную емкость Е-302. Давление в сепараторе второй ступени 0,3 МПа поддерживается  клапаном КР-14, установленным на выходном газопроводе. Сброс с ППК осуществляется в газосепаратор СГ-304 (для отделения унесенных с газом капель жидкости) и далее на факел высокого давления (ФВД). Поддержание рабочего уровня по жидкости в сепараторе осуществляется регулирующими клапанами КР-16, КР-15, установленными на выходных трубопроводах нефти и воды, соответственно, связанными с системой КИП и А сепаратора С-303/1.

Товарная нефть с концевой сепарационной установки КСУ-1,2 откачивается насосами товарной нефти Н-306/1,2 и поступает в резервуары товарной нефти Т-302/1,2 типа РВС-2000 и РВС-3000. Выделившийся газ с КСУ-1,2, направляется в факельную систему низкого давления (ФНД). Уровень нефти в концевой сепарационной установке регулируется клапаном КР-18, установленным на линии подачи нефти в резервуары товарной нефти Т-302/1,2. Дренаж с концевой сепарационной установки производится в дренажную емкость Е-302. Сброс с ППК осуществляется в факельную систему высокого давления ФВД.

Из резервуаров товарной нефти Т-302/1,2 нефть насосами налива нефти в автоцистерны Н-307/4-7 посредством наливных устройств закачивается в нефтевозы. Из резервуаров товарной нефти Т-302/1,2 предусматривается отбор проб для анализа нефти на содержание воды. В случае получения неудовлетворительных результатов некондиционная нефть из товарных резервуаров перекачивается насосами откачки некондиционной нефти Н-202/1,2 и по трубопроводу Ду100 мм обратно в процесс на вход сепаратора второй ступени С-303/1. Подтоварная вода из резервуаров товарной нефти Т-302/1,2 откачивается насосом закачки воды Н-305/5,6 по трубопроводу Ду100 мм в резервуар пластовой воды Т-301/1. Давление в резервуарах поддерживается регулятором КР-25. Для создания газовой подушки в резервуар предусмотрена подача нефтяного газа через регуляторы КР-19  Вытесненный  газ с резервуаров товарной нефти Т-302/1,2 направляется в факельную систему низкого давления.

Выделившийся газ из дренажных емкостей Е-301, 302, 303 и отстойников пластовой воды ОГ-302/1,2 по трубопроводам Ду100 мм поступает в сборный газовый коллектор низкого давления и направляется в факельную систему низкого давления.

Пластовая вода, собранная с аппаратов, накапливается в отстойниках пластовой воды ОГ-302/1,2, и далее насосами откачки пластовой воды Н-305/3,4 подается в резервуар пластовой воды Т-301/1, объемом 1000 м3.  Регулирование уровня раздела фаз в отстойниках пластовой воды ОГ-302/1,2 осуществляется клапаном КР-21, установленным на линии выхода пластовой воды. Выделившиеся из пластовой воды газы направляются в систему ФНД.

В резервуаре-отстойнике Т-301/1 вода очищается от капель нефти методом гравитационного отстоя. Уловленная нефть из резервуара пластовой воды Т-301/1 по трубопроводу Ду80 мм поступает в дренажную емкость Е-303 и откачивается обратно в процесс по трубопроводу Ду50 мм на вход в сепаратор второй ступени С-303/1. Пластовая вода из резервуара Т-301/1 по трубопроводу Ду50 мм поступает на площадку насосов Н-305/7,8,9 и по трубопроводу Ду100 мм подается на БКНС (Блочная кустовая насосная станция) для закачки в пласт. Из резервуаров пластовой и технической воды Т-301/2 предусмотрен дренаж в дренажную емкость Е-303.

Отсепарированный на первой ступени сепарации газ высокого давления по трубопроводу Ду150 мм подается в газовый сепаратор СГ-303, в котором происходит отделение газа от конденсата и капельной жидкости, которая выносится с потоком газа из сепаратора С-301.

Отсепарированный газ из сепаратора СГ-303 направляется в коллектор раздачи газа высокого давления. Часть газа используется на дежурных горелках факела совмещенного типа Ф-301. Большая часть газа по газопроводу Ду250 мм временно направляется в факельный коллектор высокого давления. Давление в газосепараторе СГ-303 поддерживается регулирующим клапаном КР-2.

Сброс с ППК сепаратора СГ-303 осуществляется в коллектор сброса с предохранительных клапанов, откуда газ и продукты сброса направляются в газосепаратор СГ-304.

Из коллектора раздачи газа высокого давления проектом предусмотрено несколько ответвлений:

• Коллектор отбора газа для поддержания минимально допустимого давления в факельных коллекторах высокого и низкого давления;
• Коллектор для подачи газа в резервуарный парк для поддержания газовой подушки в резервуарах товарной нефти;
• Коллектор подачи газа на факел (одна часть газа используется для поддержания горения дежурной горелки, а другая при необходимости используется в качестве затворного газа).

Отсепарированный на второй ступени сепарации газ низкого давления по трубопроводу Ду150 мм подается в газовый сепаратор СГ-302, в котором происходит отделение газа от конденсата и капельной жидкости, которая выносится с потоком газа из сепаратора С-303/1. Отсепарированный от конденсата и капельной жидкости в газосепараторе СГ-302 газ направляется в факельный коллектор низкого давления.

Сброс с ППК сепаратора СГ-302 осуществляется в коллектор сброса с предохранительных клапанов, откуда газ и продукты сброса направляются в газосепаратор СГ-304.

Потоки газа факельной системы ВД и НД проходят через газовые расширители ГР-301 и ГР-302 высокого и низкого давлений соответственно (расширитель служит для улавливания сконденсировавшегося газа и отвода его в дренажные емкости), откуда отделившийся конденсат поступает в емкости сбора конденсата Е-306/1,2, а очищенный от капельной жидкости газ подается на совмещенный факел высокого и низкого давления Ф-301.

Уловленная нефть из дренажных емкостей Е-301,302,303 погружными насосами откачки нефти и конденсата Н-301/1-3 подаются обратно в процесс на вход сепаратора второй ступени сепарации С-303/1. Конденсат из конденсатосборников Е-306/1,2 насосами Н-301/4,5 непосредственно на вход печи П-302.

Поддержание требуемых температур нефтепродукта в резервуарах Т-301/1,2, пластовой и технической воды в резервуарах Т-302/1,2, воды для пожаротушения в резервуарах ПР-1,2, температуры нефтепродукта в дренажных емкостях Е-301,302,303, теплоснабжение газосепараторов CГ-302, СГ-303, СГ-304, а также подогрев воды для обессоливания в кожухотрубном теплообменнике П-301, производится от блочного подогревателя ППТ-02, осуществляющего подогрев теплоносителя. В качестве теплоносителя применяется водогликолевая смесь с параметрами +70-95 0С. Циркуляция теплоносителя в системе осуществляется центробежными насосами КМ50-32-125.

В качестве топлива для подогревателя ППТ-02, и котельной установки используется сухой очищенный  газ из газопровода «п. Петрово - УПН».

Система теплоснабжения двухтрубная тупиковая.

Принципиальная  схема теплоснабжения представлена в Приложении.

Дизельное топливо применяется на месторождении в качестве топлива для резервного дизель-генератора. Доставка дизельного топлива на месторождение осуществляется посредством автотранспорта до узла распределения и хранения дизельного топлива. Из автоцистерны центробежными насосами Н-400/1,2 или штатным насосом автоцистерны топливо, предварительно пройдя через фильтр Ф-1, по трубопроводу диаметром 89 мм закачивается в резервуары хранения Т-400/1,2,3, объемом 50 м3 каждый. С хранилища дизельное топливо насосами подается в расходный бак,  находящийся рядом с дизелем-генератором.

Технологическая схема узла распределения и хранения дизельного топлива представлена в Приложении.

 

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА

 Таблица 1

Наименование стадии процесса, аппараты и параметры	№ пози-ции прибо-ра на схеме	Единица измерения	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности измерительных приборов	Примеча- ние
Эксплуатационный манифольд
Давление		МПа	1.6
Температура		°С	5
Спутник АМ 40-8-1500
Давление		МПа	0.65	±1%
Подогреватель П-300/2 (ПНПТ-0.63)
Давление	PT9a	МПа	0.6	0.5%
Температура на входе	TE4a	°С		±0.3(t)
Температура на выходе	TE8a	°С	15	±0.3(t)
Подогреватель П-300/1 (ПНПТ-0.63)
Давление на выходе	PT9a	МПа	0,6	0.5%
Температура на входе	TE 3a	°С		±0.3(t)
Температура на выходе	TE 7a	°С	15	±0.3(t)
Трехфазовый сепаратор 1 ступени С-301 (НГСВ-1-П-1,6-2400-1-Т-И)
Давление	PI 27a	МПа	0.6	0.5%
Уровень раздела фаз	LDT 28a	м	1.6	±5мм
Уровень нефти	LT 29a	м	1.2-1.4	±5мм
Температура	TE 26a	°С	15	±0.3(t)
Газосепаратор СГ-303 (ГС2-1.6-1200-1-И-Т)
Давление	PI 82k, PT 83a	МПа	0.45	0.5%
Уровень конденсата	LI 85k,	м	0.5-0.9	±10мм
Температура	TE 80a, TI 81k	°С
Подогреватель П-302 (ПНПТ-1.6)
Давление нефти	PTI 13a	МПа	0.3	0.5%
Температура нефтяной эмульсии на входе	TE 12a	°С	15	1% ±0.3(t)
Температура нефтяной эмульсии на выходе	TE 14a	°С	45	±0.3(t)
Давление нефтяной эмульсии на выходе	PTI 15a	МПа	0.65	0.5%
Трехфазовый сепаратор 2 ступени С-303/1 (НГСВ-1-П-1,6-2400-1-Т-И)
Давление	PI54k, PT 59a	МПа	0.3	0.5%
уровень раздела фаз	LI 55k, LDT60a	м	1.6	±5мм
температура	TI56k, TE58a	°С	45	±0.3(t)
уровень нефти	LI57k, LT64a	м	1.2-2.4	±5мм
Газосепаратор СГ-302 (ГС1-2.5-600-1-Т-И)
давление	PI94k, PT96a	МПа	0.3	0.5%
уровень конденсата	LI97k,	м	0.5-0.9	±10мм
температура	TE93a,TI95k	0С	45	±0.3(t)
Газосепаратор СГ-304 (ГС2-1.6-1200-1-И-Т)
давление	PI72k, PT73a	МПа	0.6	0.5%
уровень конденсата	LI76k	м		±5мм
температура	TE70a,TI71k	0С	45	±0.3(t)
Концевая сепарационная установка КСУ-1
давление	PT109a/110a	МПа	0.1	0.5%
уровень жидкости	LT111a/112a	м	2.6	±5мм
температура	TI104k/106k	0С	35	±0.3(t)
Насосы  откачки нефти на склад Н-306/1.2 (5 НК-9*1)
давление на входе/ выходе	PI121k-124k	МПа	0.25/0.54	0.5%
расход нефти		м3/ч
Резервуар хранения нефти Т-302/1.2 (РВС-3000/2000)
уровень	LT145a LT144a	м	1.5-10.5	±5мм
температура	ТЕ137а ТЕ136а	0С	55	±0.3(t)
давление	РТ133а РТ132а	МПа	0.04	0.5%
Насос откачки некондиционной нефти Н-202/1.2 (ЦНС 13-70)
давление на входе	PT 148a	МПа	0.25	0.5%
давление на выходе	PT 157a	МПа	1.0	0.5%
расход нефти		м3/ч
Отстойник воды ОГ-302/1.2 (ОГЖФ-50)
давление	PT251a PT255a	МПа	0.3	0.5%
уровень раздела фаз	LDT 250a, LDT254a	м	0.6-2.6	±5мм
температура	TI249k, TI253k	0С	45	±1%
Насосы перекачки пластовой воды Н-305/3.4 (ЦНС 13-70)
давление на входе	PT257a	МПа	0.3	0.5%
давление на выходе	PT266a		1.0	0.5%
Резервуары пластовой воды Т-301/1.2 (РВС-1000)
уровень раздела фаз	LDT 269a	м	1.0-8.5	±5мм
уровень	LT 286a	м	1.0-8.5	±5мм
температура	TE270a	0С	0-60	±0.3(t)
Теплообменник П-301 (273ТНГ-1.6-М1/20-3-2)
давление	PTI16a 17a	МПа	1.0	0.5%
температура воды на входе	TE19a	0С	20	±0.3(t)
температура воды на выходе	TE20a	0С	50	±0.3(t)
Дренажная емкость для  Е-301 (ЕП 63-3000-1000-2-3-К)
давление на выходе	PIS 189a	МПа	0.5	±2.5%
уровень жидкости	LT191a	м	0.3-2.5	±5мм
Дренажная емкость для уловленной нефти и конденсата  Е-302 (ЕП 63-3000-1000-2-3-К)
давление на выходе	PIS 190a	МПа	0.5	±2.5%
уровень жидкости	LT192a	м	0.3-2.5	±5мм
Дренажная емкость для Е-303(ЕП 63-3000-1000-2-3-К)
давление на выходе	PIC 300a	МПа	0.5	±2.5%
уровень жидкости	LT 301a	м	0.3-2.5	±5мм

 

 

КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Для контроля за отклонениями технологических параметров процесса от заданных, Установка оснащена  приборами, контролирующими  температуру, давление, расход, уровень рабочий среды в аппаратах.

Контроль технологического процесса включает в себя лабораторный контроль технологического процесса, автоматический контроль с помощью автоматических анализаторов, лабораторный контроль в помещениях и на участке оборудования.

Контроль за соблюдением параметров технологического процесса осуществляется с помощью системы сигнализации. Система блокировок обеспечивает защиту и отключение оборудования в аварийных ситуациях при отклонении параметров процесса.

 

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ  УПН

Общие организационные требования

 Для первого пуска установки, оборудование должно быть индивидуально  опробовано и испытано Подрядчиком  в присутствии Заказчика, проведено  гидравлическое испытание с оформлением  актов. Должно быть проведено  комплексное опробование оборудования  и систем, Должна быть проведена  наладка оборудования КИПиА на  инертных средах или другими  способами с целью отработки  взаимодействия узлов технологической  схемы, оборудования КИПиА, систем сигнализации и блокировки в условиях приближенным к технологическим параметрам, устранения возникших неполадок и приобретение обслуживающим персоналом навыков в обслуживании оборудования и ведение процесса.

Сосуды работающие под давлением и другое поднадзорное оборудование, должны быть зарегистрированы в соответствующих инспекциях или службах и получено разрешение на их эксплуатацию.  Должен быть подписан акт приемочной комиссии о приемки объекта в эксплуатацию,

Подготовка к пуску и пуск Установки осуществляется на основании письменного распоряжения начальника установки.

6.2 Нормальная схема электроснабжения  УПН

Электроснабжение УПН осуществляется по ВЛ-10кВ и от дизеля-генератора ДГ-1;

• Выключатели вводов ЩСУ-0,4кВ включены, сборные шины ЩСУ-0,4кВ находятся под напряжением;
• Выключатель ввода питания дизель-генератора в шкафу управления генератором включен;
• Выключатель ввода питания от дизель-генератора в ЩСУ-0,4кВ включен;

Ключ АВР на панели ввода питания в ЩСУ-0,4кВ от дизель-генератора находится в положении «АВР выведен»;

• Ключ автоматического включения наружного освещения от фотоэлемента на панели освещения в ЩСУ-0,4кВ находится в положении «Автоматика включена»;
• Фидера питания системы бесперебойного питания операторной на секциях 1 и 2 ЩСУ-0,4кВ включены. Система бесперебойного питания находится под напряжением;
• Выключатели пожарных задвижек ЭЗП1-ЭЗП8 фидера 94-101 включены;
• Выключатели пожарных циркуляционных насосов С1 фидер 22 и С2 фидер 93 включены;
• Выключатель пожарного насоса водяного орошения фидер 79 включен;
• Выключатель щита собственных нужд пожарной насосной фидер 59 включен;
• Выключатель рабочего освещения пожарной насосной фидер 44 включен;
• Выключатель аварийного освещения пожарной насосной фидер 137 включен;
• Выключатели питания ШРО-1,2,3 включены, все выключатели отходящих фидеров питания нагревателей в ШРО включены.