165536 (739802), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Освобождение сепараторов С4-С6, электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферных емкостей БЕ3-БЕ4, насосов ЦНС 300х120 №№ 6-10 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов производится в подземные емкости ЕП10-ЕП11.

Освобождение от нефти змеевиков печей ПТБ-10 осуществляется:

• ПТБ-10 №№ 1-2 в подземную емкость ЕП-1;

• ПТБ-10 №№ 3-4 в подземную емкость ЕП-9.

Дренаж газового конденсата уловленного в газосепараторе ГС-4 осуществляется в подземную емкость ЕП-8. Освобождение от жидкости насосов ЦНС 180х170 №№ 1-3 и дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземную емкость ЕП-5. Дренаж газового конденсата и жидкости с газосепаратора ГС-3 производится в подземную емкость ЕП-13.

Стоки промышленно-ливневой канализации поступают в подземные емкости ЕП14-ЕП15. Подземные емкости оборудованы механическими уровнемерами и приборами замера уровня жидкости:

• емкости ЕП1-ЕП5 - приборами УБ-ПВ;

• емкости ЕП6-ЕП7 приборами ДУЖЭ-200М;

• емкости ЕП9-НП12 приборами УБ-ПВ;

• емкости ЕП14-ЕП15 приборами УБ-ПВ.

Показания приборов замера уровня жидкости подземных емкостей ЕП1-ЕП4 и ЕП9-ЕП12 выведены на вторичные приборы ПКР и РПВ, установленные на щите операторной. Сигнал от приборов замера уровня жидкости подземных емкостей ЕП5-ЕП7 и ЕП14-ЕП15 выведен на световое табло щита операторной.

Пределы регулирования уровня жидкости подземных емкостей:

• ЕП1-ЕП4 - Н=0,5-1,8 м;

• ЕП5-ЕП8 - Н=0,5-1,5 м;

• ЕП 9-ЕП12 - Н=0,5-1,8 м;

• ЕП13-ЕП15 - Н=0,5-1,7 м.

Предупредительная сигнализация по уровню жидкости в емкостях срабатывает:

• ЕП1-ЕП4 при Н_min=0,5 м и Н_max=1,8 м;

• ЕП5 при Н_min=0,5 м и Н_max=1,5 м;

• ЕП6-ЕП7 при Н_max=1,5 м;

• ЕП9-ЕП12 при Н_min=0,5 м и Н_max=1,8 м;

• ЕП14-ЕП15 при Н_min=0,5 м и Н_max=1,7 м.

Жидкость с подземных емкостей погружными насосами откачивается:

• с емкостей ЕП1-ЕП4 в трубопровод выхода подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2;

• с емкостей ЕП5 на прием насосов ЦНС 300х120 №№ 1-5;

• с емкостей ЕП6-ЕП7 в технологические РВС-10000 № 1-4;

• с емкостей ЕП9-ЕП12 в трубопровод выхода подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ 3-4;

• с емкостей ЕП8 и ЕП13 агрегатом ЦА-320 в автоцистерну и сливается в илонакопитель установки УПСВ”Б”.

Газ с подземных емкостей поступает:

• с ЕП1-ЕП3 на факел низкого давления (ФНД);

• с ЕП4 на факел высокого давления (ФВД);

• с ЕП9-ЕП11 на факел низкого давления (ФНД);

• с ЕП12 на факел высокого давления.

3.1.2. Резервная схема работы

Нефть с установки УПСВ”Б” поступает в буферные емкости БЕ1-БЕ2. В поток нефти перед буферными емкостями подается дозируемый расход реагента-деэмульгатора (рис. 9).

Буферные емкости оборудованы приборами измерения уровня жидкости, давления, предельного уровня жидкости.

Давление в буферных емкостях контролируется техническими манометрами и приборами МС-П2. Показания давления выведены на вторичные приборы ПВ10.1Э, установленные на щите операторной. Регулируется давление в буферных емкостях пневматическим клапаном типа “ВЗ”, установленным на общей линии выхода газа с буферных емкостей. Пределы регулирования давления в буферных емкостей Р=0,05-0,2 МПа.

Уровень жидкости в буферных емкостях контролируется механическими уровнемерами и уровнемерами УБ-ПВ и регулируется пневматическими клапанами типа “ВЗ”, установленными на трубопроводах по выходу нефти с каждой буферной емкости. Показания приборов УБ-ПВ выведены на вторичные приборы ПВ 10.1Э, установленные на щите операторной. Пределы регулирования уровня жидкости в буферных емкостях Н=0,7-1,7 м.

Предельно-допустимые уровни жидкости в емкостях контролируются приборами СУС-2И. Сигнал от приборов СУС-2И выведен на световое табло щита операторной.

Предупредительная сигнализация срабатывает:

• по давлению при Р_min=0,05 МПа и P_max=0,2 МПа;

• по уровню жидкости при Н_min=0,7 м и Н_max=1,7 м.

Аварийная сигнализация по уровню жидкости в буферных емкостях срабатывает при Н_min=0,6 м и Н_max=2,0 м.

С буферных емкостей нефть поступает на насосы ЦНС 300х120 № 1-5 которыми откачивается в общий коллектор перед печами ПТБ-10 № 1-4. В тот же коллектор через задвижки поступает нефть с установок УПС”є и УПСВ”2а”.

С коллектора нефть поступает в печи ПТБ-10 №№ 1-4, где подогревается. После печей нефть поступает в электродегидраторы ЭГ1-ЭГ4, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти.

Нефть с электродегидраторов ЭГ1, ЭГ2 поступает в сепараторы С1-С3, а с электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4 в сепараторы С4-С6, где происходит разгазирование нефти.

С сепараторов С1-С6 нефть поступает в товарные резервуары РВС-10000 № 1,3 УПН и РВС-5000 №1, №2 УПСВ”Б”, откуда насосами внешней откачки ЦНС 300х360 через узел учета нефти откачивается на ЦКПН НГДУ “ФН”.

3.1.3. Схема приготовления и закачки реагента-деэмульгатора

Для подачи реагента-деэмульгатора в поток нефти на установке УПН используются четыре блока БР-25-УI , оборудованные емкостями объемом V=6 м³ для хранения реагента каждый. Для хранения отечественного реагента-деэмульгатора на установке смонтированы три емкости объемом по V=50 м³. Блоки БР-25-УI оборудованы дозировочными насосами типа НД I-2,5\40 – 2 шт, НД 2,5-1000\10 – 1 шт. и шестеренчатым насосом Ш 5-25-3,6\1Б-1 – 1 шт.

Шестеренчатый насос Ш 5-25-3,6\1Б-1 предназначен для закачки рагента-деэмульгатора в емкости для хранения, приготовления смеси реагентов в самих емкостях и опорожнения емкостей.

Реагент на установку завозится:

• отечественный автоцистернами и скачивается шестеренчатым насосом Ш 5-25-3,6\1Б-1 в емкости объемом V=50 м³;

• импортный в металлических бочках объемом V=216 л и закачивается в емкости объемом V=6 м³.

В нефтепроводы реагент подается в смеси с нефтью. Приготовление смеси реагента и его подача осуществляется по следующей схеме:

1. Нефть с трубопроводов перед буферными емкостями БЕ1-БЕ4 подается на прием нефтяных дозировочных насосов НД 2,5-1000\10 реагентных блоков №1-№4. Насосами НД 2,5-1000\10 нефть подается в смесители объемом V=1 л.

2. Чистый реагент из емкости объемом V=6 м³ поступает на прием дозировочных насосов НД 1-25\40. Насосами реагент подается в смесители,где смешивается с нефтью. Расход реагента-деэмульгатора регулируется ходом плунжера насоса в зависимости от необходимой дозы.

3. С смесителей смесь реагента-деэмульгатора с нефтью подается в нефтепроводы перед буферными емкостями БЕ1-БЕ4.

3.1.4. Освобождение аппаратов от продуктов и установка заглушек

Освобождение от нефти сепараторов С1-С3, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферных емкостей БЕ1-БЕ2, насосов ЦНС 300х120 №1-№5 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземные емкости ЕП2, ЕП3 по отдельной дренажной системе (рис. 8).

Освобождение от нефти сепараторов С4-С6, электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферных емкостей БЕ3-БЕ4, насосов ЦНС 300х120 № 6-10 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземные емкости ЕП10, ЕП11 по отдельной дренажной системе.

Освобождение от нефти змеевиков печей-нагревателей ПТБ-10 осуществляется:

• ПТБ-10 № 1-2 в подземную емкость ЕП-1;

• ПТБ-10 № 3-4 в подземную емкость ЕП-9.

Освобождение от жидкости газосепаратора ГС-4 осуществляется в подземную емкость ЕП-8.Освобождение от нефти газосепараторов ГС1, ГС2 осуществляется:

• ГС-1 в подземную емкость ЕП-4;

• ГС-2 в подземную емкость ЕП-12.

Освобождение от газового конденсата газосепаратора ГС-3 производится в подземную емкость ЕП-13. Дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов ЦНС 180х170 №1-№3 и освобождение насосов от жидкости для проведения ремонтных работ производится в подземные емкости ЕП 5.

Освобождение резервуаров от жидкости РВС-10000 №1-№4 осуществляется в систему дренажных колодцев по которым жидкость попадает в подземные емкости ЕП14, ЕП15

Установка стандартных заглушек на нефтегазосепаратрах, газосепараторах, печах, электродегидраторах, резервуарах, буферных емкостях и насосах, после освобождения от жидкости, осуществляется на приемо-раздаточных патрубках аппаратов. Схема дренажных трубопроводов, с нумерацией запорной арматуры, установленной на них, совмещена с технологической схемой установки.

Схема установки заглушек и пропарки аппаратов, а также схема дренажной канализации установки прилагается к регламенту.

3.2. Регламент работы установки подготовки нефти

3.2.1. Общая характеристика цеха УПН

Годы строительства: I очередь- 1987-1988 гг.

II очередь - 1989-1990 гг.

Годы ввода в эксплуатацию: I очередь - 1989 г.

II очередь - 1990 г.

Строительство осуществлялось по проекту института “Гипровосток-нефть” г.Самара.

Генподрядчики: СУ-81 треста “Сургутнефтепромстрой”,

Субподрядчики: СУ-4 треста “Тюменьнефтегазмонтаж”,

МУ-6 треста “Сургутнефтегазэлектромонтаж”,

ПМК-3 объединения “Сибкомплектмонтаж”,

СУ-7 треста “Газмонтажавтоматика”,

СУТиР треста “Спецнефтегазстрой”.

Производительность УПН по обезвоженной нефти – 8,0 млн. т/год.

На установке предусматривается:

• обезвоживание и обессоливание поступающей нефти до содержания в ней воды 0,2% - 0,5% масс. и содержания солей не выше 40 мг/л;

• концевая ступень сепарации нефти при давлении до 0,0105 МПа и температуре свыше 40С;

• обеспечение суточного запаса сырья и товарной продукции, а также сбор некондиционной нефти;

• аварийный сброс и сжигание газов на факелах высокого и низкого давления.

Аппаратное оформление УПН.

1. Буферные емкости: V=100 м³ – 4 шт.

2. Печи-нагреватели: ПТБ-10 – 4 шт.

3. Электродегидраторы: ЭГ-200-10-09Г2С “ХЛ” – 4 шт.

4. Сепараторы концевой ступени сепарации: НГС-II-6-3000-09Г2С – 6 шт.

5. Резервуары: РВС-10000 – 4 шт.

6. Нефтяная насосная, блочная: ЦНС-300х120 – 10 шт.

7. Насосная внутрипарковой перекачки, блочная: ЦНС-180х170 – 3 шт.

8. Реагентное хозяйство: блок БР-25-У1 – 4 шт.

9. Емкости для хранения реагента :V=50 м³ – 3 шт.

10. Газосепараторы: V=16 м³ – 1 шт.

11. Газосепараторы :V=80 м³ – 2 шт.

12. Насосная пено-водотушения, блочная.

13. Емкость хранения пенообразователя: V=100 м³ – 2 шт.

14. Противопожарные резервуары: РВС-700 – 2 шт.

15. Компрессорная блочная: компрессора 4ВУ-5\9 – 2 шт.

16. Факельное хозяйство: факел низкого давления ФНД, факел высокого давления ФВД.

Здания и сооружения:

1. Административно-бытовой корпус.

2. Операторная.

3. Склад пожарного инвентаря, блочный.

Резервуары установки оборудованы пенокамерами ГВПС-2000, кольцами орошения.

Установка оборудована стационарной системой пено-водотушения.

Установка оборудована системой противопожарной сигнализации, на вторичные приборы которой, выведена сигнализация о пожаре в БР, нефтяных насосных блоках, на РВС.

На установке имеется запас пенообразователя в объеме 100 м³.

3.2.2. Нормы технологического режима работы УПН

Нормы технологического режима работы установки подготовки нефти определены документами входящими в состав регламента. Нормы включают в себя все условия работы агрегатов и установок, а также технологических условий различных процессов условий (таб. 4).

Технологическая карта установки подготовки нефти. Таблица 4

1. Контроль технологического процесса. Система сигнализации и блокировки УПН

Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти, для определения обводненности, на входе на установку, выходе с отстойников или электродегидраторов, узла учета нефти (УУН) после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепродуктов после очистных резервуаров, на выкиде насосов 200Д90. Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газо-воздушной среды по производственным площадкам и помещениям.

Характеристики

Список файлов реферата