Смекни!
smekni.com

Первичная подготовка нефти (стр. 7 из 13)

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 40°С;

· 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

№ п/п

Наименование процесса,

аппаратов и параметров

Индекс

аппарата

(прибора по схеме)

Ед. измер.

Допускаемые

пределы (технологические

параметры)

Требуемый класс точности приборов Примечание
1 2 3 4 5 6 7
1. Производительность установки:
по жидкости –"– т/ч 1375 7
по нефти –"– т/ч 950
2. Сепараторы: С1-С3
давление –"– МПа 0,0-0,0105 МС-П2
уровень нефти –"– м 0,7-1,9 УБ-ПВ
температура нефти –"– °С 35-45 термометр
обводненность нефти –"– % до 20
3. Печи-нагреватели ПТБ-10 П1-П4
Температура
нефти после печей –"– °С 45-50 ТСМ-50М
дымовых газов –"– °С до 700 ТХА
топливного газа на горелки –"– °С 20-25
Давление –"–
нефти на входе в печь –"– МПа 0,40-0,80 ЭКМ,МТП
газа после РДБК –"– МПа 0,005-0,05
газа перед ГРУ –"– МПа 0,1-0,25
воздуха перед горелкой печи –"– мм.вод.ст. >500 ДН-400-11
воздуха на приборы КИП печи –"– МПа 0,25-0,6
Расход нефти через печь –"– м3/час >300 Норд-ЭЗМ
Расход реагента-деэмульга.
сепарол,R-11,дисольвана –"– г/т 15
ДПА, прогалита и др. –"– г/т 20-25
4. Электродегидраторы: ЭГ1-ЭГ4
давление –"– МПа 0,3-0,8 МС-П2
уровень раздела фаз "в\н" –"– м 0,5-1,3 УБ-ПВ
температура нефти –"– °С 45-50 термометр
обводненность нефти на выходе с ЭГ –"– % <0,5
5. Сепараторы: С4-С6
давление –"– МПа 0,0-0,005 МС-П2
уровень нефти –"– м 0,7-1,7 УБ-ПВ
температура нефти –"– °С 35-40 термометр
6. Буферные емкости: БЕ1-БЕ4
давление –"– МПа 0,05-0,2 МС-П2
уровень нефти –"– м 0,7-1,7 УБ-ПВ
температура нефти –"– °С 23-30
7. Газосепаратор: ГС1-ГС2
давление –"– МПа 0,01-0,8 МТП
предельно-допустимый уровень жидкости –"– м 1.8
8. Газосепаратор: ГС3
давление –"– МПа 0,15-0,3 МТП
уровень жидкости –"– м 0,5-1,0 СУС-1
9. Газосепаратор: ГС4
давление –"– Мпа 0,15-0,3
уровень жидкости –"– м 0,5-1,0 УБ-ПВ
10. Технологические резервуары (нефтяные) РВС-10000: РВС2, РВС4
предельно-допустимая высота взлива –"– м 10.5 СУС-И
уровень водяной подушки –"– м 2,0-3,5
минимальный рабочий уровень –"– м. 5.3 УДУ-10
максимальная скорость наполнения и опорожнения –"– м3/час 600
11. Товарные резервуарыРВС-10000: РВС1, РВС3
предельно-допустимая высота взлива –"– м 10.5 СУС-И
уровень водяной подушки –"– м
минимальный рабочий уровень –"– м 5.3 УДУ-10
максимальная скорость наполнения и опорожнения –"– м3/час 600
12. Подземные емкости:
уровень жидкости ЕП1-4 м 0,5-1,8 УБ-ПВ
уровень жидкости ЕП5-8 м 0,5-1,5 УБ-ПВ, ДУЖЭ
уровень жидкости ЕП9-12 м 0,5-1,8 УБ-ПВ
уровень жидкости ЕП13-15 м 0,5-1,7 УБ-ПВ
13. Технологическая (нефтяная) насосная ЦНС 300х120: НН1-10
давление на приеме –"– МПа 0,03-0,05 МТП
давление нагнетания –"– МПа 1,0-1,3 ВЭ-16РБ
производительность насоса –"– м3/час 220-360
температура подшипников –"– °С <70 СТМ
14. Внутрипарковая насосная(нефтяная) ЦНС 180х170: ПН 1-3
давление на приеме –"– МПа 0,03-0,05 МТП
давление нагнетания –"– МПа 1,4-1,9 ЭКМ
производительность насоса –"– м3/час 130-220
температура подшипников –"– °С <70 СТМ
15. Воздушная компрессорная: В'К1-2
давление на компрессоре после I ступени –"– МПа 0,17-0,22
давление на компрессоре после II ступени –"– МПа 0,78-0,8
температура воздуха после I ступени –"– °С <165
температура воздуха после II ступени –"– °С <165
16. Блоки реагентного хозяйства: БР1-БР4
давление на выкиде дозировочного насоса НД-25&bsol;40 –"– МПа 4
производительность дозировочного насоса НД-25&bsol;40 –"– л/час 25
давление на выкиде нефтяного насоса НД-1000&bsol;10 –"– МПа 1
производительность нефтяного насоса НД-1000&bsol;10 –"– л/час 1000

3.2.3. 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.