3.Общие сведения об объектах


3. Общие сведения об объектах месторождения им. В.Филановского
3.1.Общие сведения о платформе ЛСП-1
Платформа ЛСП-1 - ледостойкая стационарная устьевая платформа с буровым, технологическим и энергетическим комплексами. Платформа ЛСП-1 предназначена для:
а) одновременного бурения и эксплуатации скважин;
б) сбора пластовой продукции.
Буровой комплекс обеспечивает бурение куста из 11 наклонно-направленных с горизонтальным заканчиванием ствола, в том числе 8 эксплуатационных скважиндля добычи углеводородов и 3 нагнетательные скважины для поддержания пластового давления.
Энергетический комплекс предназначен для обеспечения электроэнергией и теплом бурового и эксплуатационного комплексов ЛСП-1, технологического комплекса ЦТП/РБ, систем жизнеобеспечения живого модуля ПМЖ-1.
Эксплуатационный комплекс предназначен для:
1) сбора продукции скважин, замера производительности и подачи ее на платформу ЦТП;
2) распределения и подачи в нефтедобывающие скважины газлифтного газа, поступающего с ЦТП.
Годовая добыча на платформе (мин / макс) составляет:
1) нефть – 7380 тыс. м3;
2) газ – 731 млн. м3;
3) вода – 4446 тыс. м3.
Технологическую схему сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды на ЛСП-1 месторождения им. В. Филановского смотри чертеж 4550-ЛСП1-ИОС-0-ТХ-101 С3 л.1.
Эксплуатационное оборудование, размещаемое на ЛСП-1, обеспечивает выполнение следующих технологических операций:
1)эксплуатацию добывающих скважин фонтанным способом;
2) механизированную эксплуатацию (газлифт) добывающих скважин;
3) эксплуатацию водонагнетательных скважин;
4) сбор пластовой продукции (ПП);
5) замер дебита любой скважины по нефти, газу и воде;
6) замер общей производительности платформы;
7) подачу пластовой продукции на ЦТП;
8) подачу ГЖС на месторождение им.Ю.Корчагина в первый год эксплуатации
мультифазными насосами;
8) прием и запуск СОД на ЛСП-1 месторождения им. Ю.Корчагина и обратно;
9) сбор газа выветривания из емкостей эксплуатационного комплекса и подача его в факельную систему РБ;
10) сброс давления и дренирование технологического оборудования и трубопроводов эксплуатационного комплекса при аварийных ситуациях и выводе их в ремонт с последующей откачкой дренажа в технологический процесс подготовки ПП;
11) хранение и дозированную подачу ингибитора коррозии;
12) хранение и дозированную подачу метанола с целью предотвращения гидратообразования при открытии скважинных задвижек во время пуска или при нестандартных ситуациях после длительных остановок;
13) сбор утечек от технологического оборудования и трубопроводов в открытуюдренажную систему опасных стоков;
14) продувка оборудования и трубопроводов в факельную систему РБ;
15) пуск в эксплуатацию скважин после разбуривания и ремонта;
16) глушение скважин в аварийных ситуациях и при выводе их в ремонт;
17) автоматическое управление задвижками фонтанной арматуры и скважинными клапанами-отсекателями;
18) автоматическое отсечение технологических линий и сброс давления из технологических трубопроводов и оборудования при аварийных ситуациях;
19) продувку технологического оборудования и трубопроводов эксплуатационного комплекса инертным газом при аварийных ситуациях и выводе их в ремонт.
Продукция от скважин направляется в эксплуатационный манифольд, в котором осуществляется перераспределение потоков жидкости на общий и индивидуальный замеры.
По мере снижения пластового давления в процессе эксплуатации месторождения с целью обеспечения требуемого дебита скважин производится перевод скважин на механизированный способ добычи нефти, в качестве которого используется компрессорный газлифт. Расчетное давление на устье скважин в системе газлифта составляет 9,0-10,0 МПа. Газ на газлифт отбирается с последней ступени компримирования попутного нефтяного газа на ЦТП, редуцируется на ЛСП-1 и подается на распределительные гребенки, в которых осуществляется распределение по скважинам.
На ЛСП-1 предусмотрена водораспределительная гребенка (манифольд) ППД для системы закачки пластовой и морской воды в нагнетательные скважины. Для освоения вновь пробуренных скважин, промывки скважин предусматривается емкость освоения скважин объемом 25 м3. Продукция освоения скважин через разборные гибкие трубопроводы поступает в емкость освоения. С появлением в емкости продукта замещения (воды), поток жидкости из емкости насосными агрегатами направляется в трубопровод пластовой продукции скважин на ЦТП. По окончании процесса освоения скважина переключается на эксплуатационный манифольд. Отвод газа из емкости осуществляется в факельную систему высокого давления на РБ. Емкость открытого дренажа объемом 75 м3 предназначена для сбора дренажных вод. По мере необходимости жидкость из емкости откачивается в дренажную емкость системы закрытого дренажа и далее в трубопровод транспорта пластовой продукции на ЦТП. Дренаж от оборудования и трубопроводов поступает в дренажную емкость системы закрытого дренажа объемом 25 м3. Откачка дренажа производится насосами на ЦТП. Отвод газа из емкости осуществляется на факел низкого давления на РБ.
3.2. Общие сведения о платформе ЛСП-2
Платформа ЛСП-2 предназначена для одновременного выполнения операций по бурению и эксплуатации пробуренных скважин. На платформе расположены:
- буровой комплекс
- энергетический комплекс
- эксплуатационный комплекс.
Буровой комплекс обеспечивает бурение куста из 15 наклонно-направленных скважин с горизонтальным заканчиванием ствола, в том числе 9 эксплуатационных
скважин для добычи углеводородов и 6 нагнетательных скважин для поддержания
пластового давления.
Энергетический комплекс предназначен для обеспечения электроэнергией и теплом бурового и эксплуатационного комплексов ЛСП-2 и систем жизнеобеспечения
жилого модуля ПЖМ-2. Эксплуатационный комплекс предназначен для:
- сбора продукции скважин, замера производительности и подачи ее на платформу ЦТП;
- распределения и подачи поступающей с ЦТП пластовой/морской воды в нагнетательные скважины;
- распределение и подача в нефтедобывающие скважины газлифтного газа, поступающего с ЦТП;
- подготовку топливного газа, поступающего от газлифтного трубопровода с ЦТП.
Годовая максимальная добыча на платформе составляет:
- нефть – 4281 тыс. м3;
- газ – 429 млн. м3;
- вода – 4718 тыс. м3.
В состав эксплуатационного комплекса входят:
- обвязка устьев добывающих скважин и нагнетательных скважин;
- эксплуатационный манифольд, включающий рабочий, замерный и резерв-
ный коллектора;
- газлифтный манифольд;
- бок подготовки топливного газа;
- водонагнетательный манифольд (для закачки воды в пласт);
- блок мультифазного расходомера индивидуального дебита скважин;
- блок мультифазного расходомера общей производительности платформы;
- система закрытого дренажа опасных стоков;
- система открытого дренажа нефтесодержащих стоков;
- блок освоения скважин;
- компрессорная станция воздуха с ресиверами воздуха;
- блок приема, хранения и закачки метанола;
- блок приема, хранения и закачки ингибитора коррозии;
- блок подготовки сжатого азота;
- блок подготовки топливного газа;
- блок разрядной емкости;
- узлы приема и запуска очистных устройств.
Принципиальную технологическую схему см. 4550-ЛСП2-ИОС-0-ТХ-101 С3.
Продукция от скважин направляется в эксплуатационный манифольд, в котором осуществляется перераспределение потоков жидкости на общий и индивидуальный замеры. Продувка под давлением выкидных линий и коллекторов эксплуатационного манифольда осуществляется на свечу рассеивания. По мере снижения пластового давления в процессе эксплуатации месторождения с целью обеспечения требуемого дебита скважин производиться перевод скважин на механизированный способ добычи нефти, в качестве которого используется компрессорный газлифт. Газ для газлифта поступает с последней ступени компримировния попутного нефтяного газа на ЦТП, по подводному трубопроводу подается на ЛСП-2, редуцируется и очищается от выпавшего углеводородного конденсата и подается на газораспределительные гребенки, в которых идет распределение по скважинам.
На ЛСП-2 предусмотрена водораспределительная гребенка ППД для системы
закачки пластовой и морской воды в нагнетательные скважины. На ЛСП-2 предусматривается закачка реагентов:
- ингибитора коррозии;
- метанола.
Метанол закачивается в скважину с целью предотвращения гидратообразования при открытии скважинных задвижек во время пуска или нестандартных ситуациях после длительных остановок.
Все стояки подводных продуктопрводов между БК, РБ, и ЛСП- 2 обеспечиваются узлами запуска и приема очистных устройств.
Продувка и дренажи технологического оборудования и трубопроводов выпол-няются в продувочную емкость и дренажную емкость. Газовая составляющая этих систем направляется на свечу рассеивания, жидкая составляющая – откачивается
насосами в продуктовый трубопровод.
Сбор утечек топлива, масла, химреагентов, нефтесодержащих стоков с техно-логических площадок и поддонов осуществляется в емкость сбора нефтесодержащих стоков с последующей утилизацией их в дренажную емкость или на судно обеспечения.

3.3. Общие сведения центральной технологической платформе
Центральная технологическая платформа (ЦТП) предназначена для подго-товки всей продукции месторождения и устанавливается в непосредственной близости от платформы ЛСП-1.
Пластовая продукция поступает на ЦТП:
- с ЛСП-1 по переходному мосту между ЛСП-1 и ЦТП;
- с ЛСП-2 по подводному трубопроводу через райзерный блок (РБ) и, далее, по переходному мосту ЦТП-РБ;
- с БК по подводному трубопроводу через райзерный блок и далее на ЦТП совместно с продукцией от ЛСП-2.
Мощность ЦТП рассчитана по году максимальной добычи нефти и году макси-мальной добычи жидкости, поступающей со всех скважин месторождения. Технологический комплекс ЦТП должен обеспечить подготовку следующего
объема продукции:
- нефти 6 000 тыс. т/год (7380 тыс. м3/год), 2010 - 2020 гг.;
- жидкости 12 223 тыс. т/год 2037 год (12 926 тыс. м3/год), 2026 год;
- газа 731 млн. м3/год, 2016 год.
Общий вид ЦТП приведен на рисунке 2.3.

Размещение оборудования на ЦТП показано на рисунке 2.4

Рисунок 2.4 - Размещение оборудования на ЦТП
На ЦТП осуществляется подготовка нефти до требований ГОСТ Р 51852-2002
«Нефть. Общие технические требования». Физико-химические свойства и реологи-ческие параметры товарной нефти представлены в приложении Д. Нефть подготавливается на двух самостоятельных параллельно работающих технологических линиях, мощностью по 3 млн. т./год каждая.
Попутный нефтяной газ осушается от влаги до точки росы минус 5 °С и ком-примируется до давления транспорта газа 15,4 МПа. Предусматривается раздельный трубопроводный транспорт нефти и газа на берег.
Пластовая вода подготавливается до требований ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».
На ЦТП предусматривается возможность приема нефти с месторождения
им. Ю. Корчагина с последующим совместным транспортом товарной нефти место-рождений им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина на берег. Также предусматрива-ется возможность транспорта нефти месторождения им. В. Филановского на ПНХ
через ЛСП-1 месторождения им. Ю.Корчагина.
ЦТП соединена с РБ и ЛСП-1 переходными мостами, по которым осуществляется перемещение обслуживающего персонала и проложены трубопроводы и кабели различного назначения. Технологические решения по прокладке коммуникаций попереходным мостам см. 4550-ПМ-ИОС.
Технологическую схему подготовки нефти на ЦТП месторождения им. В. Фи-лановского см. 4550-ЦТП-ИОС-0-АТХ-001 CЗ.
3.4. Райзерный блок
Райзерный блок (РБ) - ледостойкая стационарная платформа, предназначенная для размещения стояков внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта с соответствующим размещением на ней следующего техноло-гического оборудования:
- камер приема и запуска очистных и диагностических устройств с соответствующей трубной и арматурной обвязкой;
- оборудования факельной системы, состоящей из факельной стрелы с факельными оголовками высокого и низкого давления, факельных сепараторов с насосами откачки конденсата, предназначенной для сжигания газа в аварийных ситуациях и плановых продувок технологического оборудования;
- двух дренажных емкостей, предназначенных для сбора дренажных стоков с технологического оборудования (трубных обвязок и арматурных узлов) и камер
приема очистных и диагностических устройств с насосами откачки дренажных стоков;
- блока замера общего объема транспортируемого газа на Каспийский ГПЗ со всех месторождений лицензионного участка.
РБ связан с ЦТП переходным мостом, по которому осуществляется переме-
щение обслуживающего персонала и проложены трубопроводы и кабели различного
назначения. Технологическая схема проектируемых сооружений на РБ представлена начертеже 4550-РБ-ИОС-0-АТХ-001 С3. Газ (Рраб=15,4 МПа) после осушки с ЦТП месторождения им. В.Филановского по переходному мосту поступает на РБ в общий коллектор на узел учета газа (13-А-2700).
В общий коллектор также поступает газ с давлением Рраб = 15,4 МПа с место-рождений Сарматское и месторождения им. Ю. Корчагина, а затем газ замеряется на
узле учета газа (13-А-2700). После замера общего объема газ месторождений Сар-матское, им. В. Филановского, им. Ю. Корчагина по подводному трубопроводу транс-
портируется на ГПЗ, где происходит его подготовка до товарной кондиции.
На РБ проектом предусмотрены камеры приема и камеры пуска очистных и
диагностических устройств трубопроводов.
Трубопровод товарной нефти (Рраб=6,4 МПа) с ЦТП месторождения им.
В. Филановского по переходному мосту поступает на РБ, проходит через камеру пуска СОД (13-V-3103) и далее направляется на береговые сооружения.
Газожидкостная смесь (Рраб=2,4 МПа) от ЛСП-2 по подводному трубопроводу поступает на РБ. Далее, пластовая продукция, добываемая из скважин, расположенных на ЛСП-2 и БК поступает по переходному мосту на ЦТП для дальнейшей подготовки продукции. На РБ предусмотрена камера приема СОД (13-V-3101) для трубопровода от ЛСП-2 до РБ и камера приема СОД (13-V-3109) для трубопровода от БК до РБ.
От ЦТП на райзерную платформу по трубопроводу, проложенному по переходному мосту, поступает газ (Рраб=15,4 МПа) на газлифт для эксплуатации скважин ЛСП-2 и БК.
Для очистки газопровода РБ – ЛСП-2 предусмотрена камера пуска СОД (13-V-3106) на РБ; газопровода РБ – БК – камера СОД (13-V- 3111). Для поддержания пластового давления в скважинах ЛСП-2 от ЦТП по водоводу, проложенному по переходному мосту, поступает на РБ подготовленная вода, а затем она по подводному трубопроводу давлением 6,2 МПа транспортируется на ЛСП-2 и БК. Для очистки водоводов от загрязнений на РБ предусмотрены камеры пуска СОД (13-V-3108) и (13-V-3110).
По переходному мосту ЦТП-РБ проходят коллекторы:
- нефтепровод внешнего транспорта;
- газопровод внешнего транспорта;
- трубопровод конденсата;
- мультифазный трубопровод (РБ-ЦТП);
- трубопровод газлифта на ЛСП-2 и БК;
- дренажный трубопровод;
- газопровод на факел высокого давления (Рраб >0,2 МПа);
- газопровод на факел низкого давления (Рраб<0,2 МПа);
- газопровод на запальник факела;
- топливный газ от ЛСП-1 месторождения им. Ю.Корчагина.
Газопроводы предназначены для сброса газа в аварийных ситуациях и сброса газа при стационарных рабочих режимах, предусмотренных технологическим регламентом на производство продувок, периодических сбросов газов и паров, пуска, наладки и остановки технологического оборудования ЦТП на факелы высокого давления и низкого давления, расположенные на РБ. Газопровод на запальник предназначен для розжига факела. Газ через коллектор факельной системы высокого давления направляется на сжигание в ствол ФВД (13-А-4101 Ду 500 мм) через факельный сепаратор высокого давления (13-V-4101). Капельная жидкость будет осаждаться в факельном сепараторе ВД. Конденсат из факельного сепаратора откачивается насосом 13-Р-4101А/В в коллектор конденсата. Трубопровод конденсата с РБ по переходному мосту направляется на ЦТП для подачи конденсата в систему подготовки нефти (на вторую ступень сепарации ЦТП).
Газ через коллектор факельной системы низкого давления направляется насжигание в ствол ФНД (13-А-4102 Ду 250 мм) через факельный сепаратор низкого
давления (13-V-4102). Капельная жидкость будет осаждаться в факельном сепара-
торе НД. Конденсат из факельного сепаратора откачивается насосом 13-Р-4102 А/В
в коллектор конденсата и, далее на ЦТП в систему подготовки нефти (на вторую сту-пень сепарации ЦТП).
Факельные коллекторы и ствол при запуске должны продуваться азотом, а затем топливным газом для предотвращения доступа кислорода воздуха в факельную систему. Система подачи азота расположена на ЦТП. Сброс газа с предохранительных клапанов камер пуска/приема средств очистки и диагностики трубопроводов производится в коллекторы газа на факел высокого и низкого давления.
На райзерном блоке предусматривается установка дренажной емкости (13-V-5601) с насосной откачкой для приема дренажа от камер пуска и приема средств очистки и диагностики трубопроводов, узла учета газа, фильтров на выходе конденсата с факельных сепараторов, трубопроводов при их отключении и опорожнении.
Откачка из дренажной емкости производится насосом 13-Р-5601 в трубопровод от-качки конденсата из факельных сепараторов.
Газ от дренажной емкости 13-V-5601 сбрасывается в коллектор газа на факел
низкого давления. Учитывая, что дренажная емкость и технологические аппараты расположены на одном уровне, для окончательного их опорожнения предусмотрена встроенная в корпус платформы емкость 13-Т-5101с погружным насосом 13-Р-5101. Откачка из дренажной емкости 13-Т-5101 предусматривается насосом 13-Р-5101в трубопровод откачки конденсата из факельных сепараторов. Дренажные емкости 13-V-5601 и 13-Т-5101 входят в закрытую дренажную систему опасных стоков.
Также на РБ предусмотрена система открытого опасного дренажа для утилизации с поддонов протечек и разливов жидкости (нефтесодержащая вода). Нефтесодержащая вода собирается в поддоны, расположенные под технологическим оборудованием всех опасных зон, и направляется в дренажную емкость 13-Т-5101.
3.5. Блок-кондуктор (БК)
Блок-кондуктор (БК) – ледостойкая морская стационарная платформа, пред-назначенная для одновременного бурения скважин, сбора продукции скважин, замера дебита скважин и дальнейшего транспорта газожидкостной смеси на ЦТП через райзерный блок для подготовки продукции. Бурение скважин на БК выполняется буровым комплексом самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ) типа «Астра». На БК предусматривается бурения 7 скважин в т.ч. добывающих – 4, водонагнетательных – 3. В качестве механизированного способа добычи нефти используется компрес-сорный газлифт. Максимальная добыча продукции скважин с БК
при максимальном объеме добычи нефти:
- нефть - 2042 тыс. м3 в год;
- газ - 201 млн. м3 в год;
- жидкость - 2429 тыс. м3 в год.
В состав блока-кондуктора входит следующее оборудование:
1) блок входного манифольда, включающий коллекторы:
- рабочий эксплуатационный;
- замерный для индивидуального замера продукции скважины;
- резервный, обеспечивающий прием продукции от скважин при ремонтных или профилактических работах на рабочем коллекторе;
- разрядный, обеспечивающий сброс давления с последующим дренажом жидкости из коллекторов в дренажную емкость при ремонтных или профилактических работах;
- водяной с распределительной гребенкой на три скважины для закачки воды для ППД;
2) блоки замера продукции скважин общий и индивидуальный. Замер осуществляется мультифазными устройствами замера (расходомерами);
3) газораспределительная гребенка для обеспечения подачи газлифтного газа непосредственно на каждую эксплуатационную скважину;
4) газосепаратор, предназначенный для отделения газа от капельной жидкости, образующейся при транспорте газлифтного газа в подводном трубопроводе;
5) емкость разрядная, предназначенная для приема газа и газожидкостной смеси при разрядке оборудования и трубопроводов;
6) камеры приема и запуска очистных и диагностических устройств с трубной и арматурной обвязкой;
7) блок хранения и закачки метанола;
8) блок хранения и закачки ингибитора коррозии;
9) емкость закрытого дренажа с насосом откачки, предназначенная для сбора дренажных стоков от технологического оборудования, трубных обвязок и арматурных узлов и камер приема очистных и диагностических устройств. Накопившаяся жидкость из дренажной емкости закачивается в трубопровод подачи продукции на РБ.
10) емкость опасного открытого дренажа с погружным насосом откачки произ-водственно-дренажных стоков от поддонов технологического оборудования;
12) свеча рассеивания (поворотная) для сброса газа в атмосферу в аварийных ситуациях, профилактических и ремонтных работах на БК.
Технологическая схема проектируемых сооружений на БК представлена на чертеже 4550-БК-ИОС-0-АТХ-001С3. Пластовая продукция от 4 добывающих скважин, расположенных на БК, с рабочим давлением 2,4 МПа поступает на входной блок манифольда 16-А-1100. Далее газожидкостная смесь от скважин замеряется мультифазными расходомерами на блоках индивидуального и общего замера скважин 16-А-2401 и 16А-2402. После замера продукция скважин с рабочим давлением 2,4 МПа по подводному трубопроводу поступает на ЦТП для дальнейшей подготовки нефти. При понижении пластового давления осуществляется перевод скважин на газлифтный способ добычи нефти, в качестве которого используется компрессорный газлифт. Схема подачи газа на газлифт следующая. На ЦТП газ отбирается с последней ступени компримирования, и направляется по подводному трубопроводу на БК, где проходит очистку от капельной жидкости в газосепараторе 16-V-2601, а затем газ с давлением 10,0 МПа поступает на газораспределительную гребенку 16-А-1102 для распределения по добывающим скважинам. Выпавший в газосепараторе 16-V-2601 конденсат направляется в трубопровод подачи пластовой продукции на РБ. Сброс газа с предохранительных клапанов газосепаратора производится в разрядную емкость 16-V-4101. На БК проектом предусмотрены камеры приема и камера запуска очистных и диагностических устройств трубопроводов. Периодически, без прекращения подачи
продукции, при помощи очистных устройств производится очистка и диагностика
трубопроводов. Периодичность пропуска очистных устройств оценивают по увеличе-нию гидравлического сопротивления трубопроводов.
Для очистки трубопровода газожидкостной смеси от БК на РБ предусмотрена камера запуска СОД 16-V-3101. Для очистки и диагностики газлифтного трубопровода от РБ предусмотрена камера приема СОД 16-V-3102. Для очистки и диагностики водовода от РБ предусмотрена камера приема СОД 16-V-3103. При возникновении аварийной ситуации во избежание застывания нефти в трубопроводе пластовой продукции предусмотрена возможность вытеснения продукции скважин и заполнения трубопровода водой из подводного трубопровода. Защита аппаратов от превышения расчетного давления обеспечивается установкой предохранительных клапанов.
Сброс газа с предохранительных клапанов камер запуска и приема средств
очистки и диагностики трубопроводов производится в разрядную емкость 16-V-4101.
Газ из емкости 16-V-4101 отправляется на свечу рассеивания, а жидкость насосом
16-Р-4101 подается в трубопровод подачи продукции на РБ.
Для поддержания пластового давления в скважинах подготовленная на ЦТП вода по водоводу, проложенному по переходному мосту, поступает на РБ, а затем по подводному трубопроводу давлением 6,0 МПа транспортируется на БК. На БК в составе входного манифольда предусмотрена водораспределительная гребенка М-1105 для системы закачки воды в водопоглощающие скважины (система поддержания пластового давления).
На БК предусматривается установка емкости закрытого дренажа 16-V-5601 для приема дренажа от камер запуска и приема средств очистки и диагностики тру-бопроводов, газосепаратора, блока манифольда, блоков общего и индивидуального
замера скважин, блока закачки и хранения ингибитора коррозии, трубопроводов приих отключении и опорожнении. Откачка из дренажной емкости производится насосом
16-Р-5601 в трубопровод пластовой продукции от скважин на РБ.
Газ от дренажной емкости 16-V-5601 и емкости опасного дренажа 16-Т-5101
сбрасывается на свечу рассеивания. Дренажная емкость, разрядная емкость и часть трубопроводной обвязки расположены на одном уровне (палуба I яруса верхних строений БК, уровень +11.000). Для окончательного их опорожнения предусмотрена емкость дренажа 16-Т-5101 с погружным насосом 16-Р-5101. Откачка из дренажной емкости 16-Т-5101 предусматривается насосом в трубопровод газожидкостной смеси на РБ. В емкость 16-Т-5101 производится также сбор утечек от технологического оборудования и трубопроводов с последующей откачкой его в трубопровод газожид-костной смеси на РБ.
С целью предотвращения гидратообразования при открытии задвижек на скважинах во время запуска или при нестандартных ситуациях после длительных
остановок, а также в газ, используемый при газлифте, вводится метанол. Метанол подается насосами-дозаторами для закачки метанола 16-Р-4001А/В производи-тельностью 0,241 м3/ч. Для предотвращения коррозии в поток газожидкостной смеси после блока замера 16-А-2401 насосами - дозаторами для закачки 16-Р-4002А/В вводится химреагент – ингибитор коррозии. Загрузка емкостей для метанола 16-V-4001 и ингибитора коррозии 16-Т-4002 производится из транспортной тары.

Приложенные файлы

  • docx 6305938
    Размер файла: 592 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий