Первичная подготовка нефти
· 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 резервуары РВС-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\40 |
–"– |
МПа |
4 | |||
|
производительность дозировочного насоса НД-25\40 |
–"– |
л/час |
25 | |||
|
давление на выкиде нефтяного насоса НД-1000\10 |
–"– |
МПа |
1 | |||
|
производительность нефтяного насоса НД-1000\10 |
–"– |
л/час |
1000 |
