Смекни!
smekni.com

Процессы первичной переработки нефти 3 (стр. 3 из 3)

8. Контроль и автоматизация процесса

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.

Параметры аналитического контроля. Таблица 4

п/п

Наименование операции процесса, продукта Место отбора

Контроли-

руемые параметры

Метод контроля

Частота,

периодичность

контроля

1 3 4 5 6 7
1. Отбор проб нефти На входе на установку Содержание воды в нефти

ГОСТ

2477-65

Каждые 2 часа
2. Отбор проб нефти

На выходе с

электродегидратора

Содержание воды в нефти

ГОСТ

2477-65

Каждые 2 часа
3. Замер загазованности

Площадка

электродегид

раторов

Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
4. Замер загазованности Площадка печей Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
5. Замер загазованности Блоки нефтяных насосов Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
6. Замер загазованности Каре резервуаров Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
7. Замер загазованности Блоки БРХ Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
8. Замер загазованности Площадка буферных емкостей Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
9. Замер загазованности Площадка нефтесепараторов С1-С6 Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену

В связи с непрерывностью технологического процесса на установке первичной подготовки нефти предусмотрена система контроля и сигнализации. Система сигнализации и контроля обеспечивает безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров. В таблице 5 приведены технологические параметры, аппараты и узлы, за которыми ведется непрерывный контроль, а система контроля производит срабатывание сигнализации или блокировку процесса при возникновении условий, которые также перечислены в этой таблице.

Граничные параметры системы сигнализации и контроля. Таблица 5

п/п

Технологический параметр

аппарат или узел схемы

Сигнализация Блокировка
Предупредительная Аварийная
Min max min max min max
1 2 3 4 5 6 7 8
1. Сепараторы С1-С3
давление, МПа 0.015
уровень жидкости, м 0.7 1.9 2.1
2. Буферные емкости БЕ1-БЕ4
давление, МПа 0.05 0.2
уровень жидкости, м 0.7 1.7 0.6 2
3. Печи ПТБ-10 П1-П5
температура нефти после печей, °С 60 60
температура дымовых газов, °С 700 700
давление нефти в выходящем нефтепроводе, МПа 0.4 0.8 0.4 0.8
Давление газа после РДБК, Мпа 0.005 0.05 0.005 0.05
Давление воздуха на горелки печи, мм.вод.ст. 200 200
давление воздуха на приборы КИПиА печи, МПа 0.1 0.1
расход нефти через печь, м3\час 300 300
давление масла в гидроприводе, МПа 1 1
4. Электродегидраторы ЭГ1-4
давление, МПа 0.8 0.8
уровень раздела фаз "в\н", м 1.3
электроток во внешних фазах цепи, А 240 240
давление воздуха на приборы КИПиА, МПа
0.1 0.1
5. Сепараторы С4-С6
давление, МПа 0.005
уровень жидкости, м 0.7 1.7 2
6. Газосепаратор ГС1-ГС2
уровень жидкости, м 1.8
давление, МПа
7. Газосепаратор ГС-3
уровень жидкости, м 0.5 1
давление, МПа
8. Газосепаратор ГС-4
уровень жидкости, м 1
давление, МПа
9. Технологические резервуары(нефтяные) РВС-10000 № 2,4
уровень жидкости, м 10.5
10. Товарные резервуары(нефтяные) РВС-10000 № 1,3
уровень жидкости, м 10.5
11. Подземные емкости ЕП 1-15уровень жидкости, м:
ЕП1-ЕП4 0.5 1.8
ЕП-5 0.5 1.5
ЕП6-ЕП7 1.5
ЕП9-ЕП12 0.5 1.8
ЕП14-ЕП15
12. Технологические насосыЦНС 300х120 № 1-10
давление нагнетания, МПа 0.9 1.3 0.9 1.3
температура подшипников, °С 70 70
уровень жидкости в "стакане", м 0.1 0.1
13. Внутрипарковые насосы ЦНС 180х170 №1-3
давление нагнетания, Мпа 1.4 1.9 1.4 1.9
температура подшипников, °С 70 70
уровень жидкости в "стакане", м 0.1 0.1
14. Воздушная компрессорная ВК1-ВК2
давление в ресивере, МПа 0.22 0.6
температура I ступени, °С 165 165
температура II ступени, °С 165 165
15. Блок реагентного хозяйства БР1-БР4
давление нагнетания насоса НД-25\40, МПа 2 2
давление нагнетания насоса НД-1000\10, МПа 0.9 0.9

Заключение

Нефть — уникальное и исключительно полезное ископаемое. Продукты его переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и многое другое.

Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов – перегонка нефти.

Нефть подготавливается к переработке в 2 этапа — на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе с целью отделения от нее попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

Перегонка (фракционирование) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или t) кипения.

Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости.

Список использованной литературы

1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти/ Под ред. О.Ф.Глаголевой и В.М. Капустина. – М.: Химия, КолосС, 2007. стр. 257-275

2. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – стр. 188-199

3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 – стр. 233-247