- измерение давления нефти на входе в насосы манометрами МП-4У-1.0 (поз.13.2,13.3);
- измерение и сигнализация давления манометром показывающим и сигнализирующим ДМ2005 на выходе из насосов (поз.17.1,17.2);
- температуры нефти на выходе из насосов термометром сопротивления ТСМ0193 (поз.8.4);
- измерение расхода нефти на общей линии выхода нефти из насосного блока счетчиком турбинным НОРД-Э3М (поз.49а);
- сигнализация аварийных утечек прибором ПП-021И (поз.29а5);
- измерение температуры подшипников насоса термометром сопротивления ТСМ1193 (поз.11.1…11.6);
- сигнализация открытия муфты насоса;
- сигнализация пожара;
- сигнализация загазованности в блоке;
- сигнализация розлива нефти прибором ПП-021И (поз.29а6).
Газ, отводимый из депульсатора ДП и сепаратора первой ступени V-201 поступает в сепарационно-измерительный блок в газовый сепаратор V-501 объемом 1,6м3 со струнным каплеуловителем, в котором очищается от капельной жидкости. В сепараторе V-501 и на газовых линиях на выходе из него производится:
- измерение давления манометром МП4-У-6 (поз.14.1);
- измерение давление на выходе газа из сепаратора перед клапаном-регулятором с помощью преобразователя избыточного давления Сапфир 22М (поз.19.1);
- измерение давление на выходе газа из сепаратора после клапана-регулятора с помощью преобразователя избыточного давления Сапфир 22М (поз.19.2);
- измерение температуры после клапана-регулятора с помощью термопреобразователя сопротивления ТСМ0193 (поз.8.4);
- сигнализация верхнего аварийного уровня конденсата (нефти) в сепараторе, нижнего и верхнего уровней конденсата (нефти) приборами ПП-021И (поз.29а3, поз.29а1, 29а2);
- сигнализация розлива нефти прибором ПП-012И (поз.29а4);
- регулирование давления газа в сепараторе сегментным регулирующим фланцевым клапаном типа R21 с взрывозащищенным электроприводом AUMAMATIC (поз.41);
- регулирование уровня конденсата (нефти) клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMANORM (поз.40.3);
- измерение расхода газа на питание нагревателей Н-401А,В,С,Д расходомером газа вихревым VFM3100W (поз.44);
- измерение расхода газа на факел расходомером газа вихревым VFM3100W (поз.45);
- измерение расхода газа на дежурную горелку факел и продувку линий ППК расходомером газа вихревым VFM3100W (поз.46).
Давление в V-201 и V-501 поддерживается на уровне 0,3 МПа(изб.) клапаном-регулятором Кр-3 (поз.41) на линии выхода газа из V-501. Очищенный газ из сепаратора V-501 с давлением 0,3 МПа (изб.) поступает на питание нагревателей нефти Н-401А,В,С,Д через измеритель расхода газа (поз. 44), а после регулятора давления Кр-3 через измеритель расхода (поз.46) на дежурную горелку факела и продувку линий ППК. Остаток газа через измеритель расхода (поз.45) поступает в факельную линию высокого давления на факел F-101. На факельной линии установлен газовый расширитель ГР-1 и подземная емкость-конденсатосборник ЕК-1 с погружным насосом НВ 50/50 для откачки конденсата. Для емкости-конденсатосборника ЕК-1 предусмотрено:
- измерение и сигнализация давления манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.1);
- измерение уровня конденсата преобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.1).
Жидкость из ЕК-1 периодически откачивается в дренажную емкость Т-301.
Конденсат, собирающийся в сепараторе V-501, периодически по срабатыванию сигнализатора верхнего уровня жидкости (поз.29а2) сбрасывается в сепаратор V-301 через запорный кран Кз-4 (поз.40.3).
Отделившаяся в сепараторах V-201 и V-301 пластовая вода поступает на блок подготовки воды в емкость–дегазатор V-602, (давление до 0,05 МПа, температура 45…60оС), снабженную распределительными устройствами ввода очищаемой воды и гидрофобным фильтром. Для емкости-дегазатора V-602) предусмотрено:
- измерение давления манометром МП4-У-1.0 (поз.13.11);
- сигнализация нижнего и верхнего уровней (поз.31а1,31а2), сигнализация верхнего аварийного уровня( поз.31а3) приборами ПП-021И;
- расход воды на выходе из блока в пруд-испаритель датчиком расхода электромагнитным ДРЖИ (поз.48);
- измерение и сигнализация давления на выходе насосов Р-605А,В манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.26.1).
При прохождении через гидрофобный фильтр вода очищается от нефти, механических примесей и через сифонный слив самотеком поступает в пруд испаритель. Избыток нефти из накопительного отсека емкости-дегазатора V-602 периодически по показаниям сигнализатора верхнего уровня жидкости откачивается шестеренным насосом Р-605 А,В (рабочий и резервный) на вход сепаратора первой ступени V-201 или в дренажную емкость Т-301. Небольшое количество газа из емкости-дегазатора V-602 сбрасывается на факел F-301.
Для включения емкости-дегазатора V-602 в работу она заполняется водой (t=40…50оС) до уровня сифона, а затем нефтью из резервуаров Т-101, 201 до уровня, соответствующего нормам технологического режима. После этого осуществляют пуск очищаемой воды в трубы-распределители, находящиеся в верхней части гидрофобного слоя. При загрязнении гидрофобного нефтяного слоя накапливающимися механическими примесями (резкое ухудшение качества очищаемой воды) загрязненная нефть сбрасывается в дренажную емкость, а в емкость-дегазатор V-602 подается новый объем нефти из резервуаров Т-101, 201 для формирования гидрофобного слоя.
Тестовый сепаратор V-101 предназначен для проведения исследования скважин. ГЖС из исследуемой скважины с температурой 30оС и давлением до 1.4 МПа (изб.) через специальную линию на гребенке и клапан-отсекатель Эз-1 направляется в нагреватель Н-401С, нагревается до 45…60оС и поступает в тестовый сепаратор V-101 объемом 2,8 м3. Для нагревателя Н-401С предусмотрено:
- измерение температуры на входе термопробразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.1) и на выходе (поз.8.2).
Принцип работы тестового сепаратора V-101 основан на объемно-массовом измерении расхода газовой и жидкой фаз с обработкой полученных результатов по специальной программе на рабочем месте оператора. Предусмотрено:
- измерение температуры продукции скважин на входе в блок тестового сепаратора термометром техническим (поз.6);
- измерение температуры в сепараторе термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.10.1);
- измерение уровня жидкости в сепараторе указателем уровня жидкости типа 12С136к (поз.23.1, 23.2);
- измерение давления в сепараторе манометром показывающим МП4-У-16 (поз.15.8);
- измерение давления в сепараторе преобразователем избыточного давления Сапфир 22М (поз.20);
- измерение давления столба жидкости в сепараторе преобразователем гидростатического давления Сапфир 22ДГ (поз.21, 22);
- измерение температуры газа на выходе из сепаратора термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.3);
- регулирование давления в сепараторе V-101 сегментным регулирующим фланцевым клапаном суженого сечения типа R21 с взрывозащищенным электроприводом AUMAMATIС (поз.37);
- измерение расхода газа из сепаратора расходомером газа вихревым VFM 3100W (поз.43);
- регулирование сброса жидкости из сепаратора клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMANORM (поз.39).
Газ из сепаратора V-101 через измеритель расхода (поз.43) поступает на вход газового сепаратора V-501 и смешивается с газовым потоком из депульсатора ДП и сепаратора первой ступени V-201. Жидкая фаза из сепаратора V-101 через запорный кран Кз-1 (поз.39) поступает на вход сепаратора V-201.
Газ, выделяющийся в резервуарах Т-101 и Т-201, поступает через клапаны-регуляторы в отдельную факельную линию низкого давления на факел F-301 через газовый расширитель ГР-3 и емкость-конденсатосборник ЕК-3, Для емкости-конденсатосборника ЕК-3 предусмотрены:
- измерение и сигнализация давления манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.3);
- измерение уровня конденсата преобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.3).
Жидкость из ЕК-3 периодически откачивается в дренажную емкость Т-301.
Для предотвращения образования в резервуарах вакуума предусматривается их подпитка через клапаны-регуляторы из факельной линии газа низкого давления от сепаратора V-301.
Факельная установка состоит из трех факельных стволов F-101 (высокого давления), F-201 (низкого давления), F-301 (низкого давления) с общим факельным оголовком и размещается на едином фундаменте. Факел работает с постоянным пламенем дежурной горелки и подачей продувочного газа в стволы факела. Предусмотрен дистанционный розжиг факела, система контроля пламени.
3. ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
На данном месторождении обращаются следующие взрывоопасные, пожароопасные и вредные вещества:
- Нефть;
- Конденсат;
Проектируемые сооружения размещены на безопасном расстоянии от существующих промышленных сооружений, инженерных сетей в соответствии с нормами ВНТП 3-85.
Пожаротушение предусматривается автоматическими и передвижными средствами, кроме того, запроектированные площадки оснащены необходимым ручным пожарным инвентарем.
Предприятие обязано до начала производства работ разработать план ликвидации возможных аварий, в котором предусматриваются оперативные действия персонала по предупреждению
Основными, направленными на предотвращение выделения вредных веществ, взрывопожароопасных веществ и обеспечения безопасных условий труда для обслуживающего персонала являются:
- Обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов и трубопроводов;
- Автоматизация и дистанционный контроль, размещение вредных и взрывопожарных процессов на открытых площадках, а также вентиляция производственных помещений.
Проектными решениями предусмотрены герметизированные системы сбора и транспорта нефти и газа.
Все технологические трубопроводы после монтажа подвергаются контролю сварных станков и гидравлическому испытанию.
Технологические аппараты наружной установки и оборудования размещены в соответствии с требованиями пожарной безопасности, удобства и безопасного обслуживания. Они установлены на площадках с твердым покрытием на 0,15м выше планировочной отметки земли и ограждаемые бортиком высотой 0,15м для предотвращения разлива нефтепродуктов с технологических площадок.