Реферат: Первичная подготовка нефти

Из газосепаратора ГС-4 газ по отдельным трубопроводам поступает на печи ПТБ-10 № 1-2 и ПТБ-10 № 3-4. На трубопроводах установлены диафрагмы, для измерения количества газа подаваемого на печи. Показания диафрагм через преобразователи давления 13ДД11, выведены на вторичные приборы РПВ.4, установленные на щите операторной. Уловленные в газосепараторе конденсат и жидкость дренируются в подземную емкость ЕП-8.

Газ из сепараторов С 1-6 поступает на газокомпрессорную станцию. При поподании газового конденсата и капельной жидкости в газопровод (повышении давления в газопроводе и сепараторах и падении давления в газопроводе на приеме газокомпрессорной) предусмотрен дренаж жидкости из газопровода в подземные емкости ЕП-4,12. При остановке газокомпрессорной станции газ из сепараторов С1-С6, операторами компрессорной станции, переводится на факел низкого давления (ФНД-II), где сжигается. На газопроводе перед факелом,для улавливания капельной жидкости и газового конденсата, из трубы диаметром 720 мм и длиной L=8,0 м, смонтирован “сепаратор-расширитель” С-8. Уловленная в сепараторе-расширителе С-8 жидкость дренируется в ЕП-7.

Газ из установки УПСВ”Б” по отдельному газопроводу через сепаратор-расширитель С-7,смонтированный из трубы диаметром 720 мм, длиной 8,0 м и предназначенный для улавливания конденсата и жидкости, находящихся в газе, поступает на факел высокого давления (ФВД-I), где сжигается. Уловленная в “сепараторе-расширителе” С-7 жидкость дренируется в подземную емкость ЕП6.

Подтоварная вода с электродегидраторов ЭГ 1-4 через задвижки поступает в технологические резервуары РВС-10000 №№ 2,4 УПН. При необходимости предусмотрена подача подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ 1-4 через задвижку на прием технологических насосов ЦНС 300х120 УПН и в очистные резервуары РВС-5000 № 3-6 УПСВ”Б”. Подтоварная вода с технологических и товарных РВС-10000 УПН поступает на прием внутрипарковых насосов ЦНС 180х170 и откачивается в очистные резервуары РВС-5000 №№ 3-6 УПСВ”Б”.

Насосы ЦНС 180х170 оборудованы приборами контроля давления - по входу нефти техническим манометром и ЭКМ ВЭ16РБ по выходу; температуры подшипников насоса и электродвигателя; утечки жидкости через сальниковые уплотнения. Утечка жидкости через сальники насосов контролируется прибором ДУЖЭ-200М. Сигнал от прибора выведен на щит операторной. Срабатывает сигнализация и блокировка работы насосов: по давлению при Рmin=1,4МПа и Рmax= 1,9 МПа; температуре подшипников Тmax=70°С; предельно-допустимом уровне жидкости в стакане Нmax=0,1 м.

Нефтяная  “пленка” с очистных резервуаров РВС-5000 № 3-6, а также водная “подушка” с товарных резервуаров РВС-5000 № 1-2 УПСВ”Б” поступает на прием насосов ЦНС 180х170 и откачивается:

·     в технологические резервуары РВС-10000 №№ 2,4;

·     на прием сырьевых насосов УПН ЦНС 300х120.

При необходимости  раскачки одного из технологических или товарных резервуаров РВС-10000 №№ 1-4 нефть поступает на прием внутрипарковых насосов ЦНС 180х170 и откачивается:

·     в работающие резервуары РВС-10000 № 2,4;

·     на прием сырьевых насосов ЦНС 300х120.

Сброс с предохранительных клапанов СППК, сепараторов С 1-6, газосепаратора ГС-4 через “сепаратор-расширитель” С-8 осуществляется на факел низкого давления (ФНД).

Сброс с предохранительных клапанов электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферных емкостей БЕ1-БЕ2 осуществляется в газосепаратор ГС-1, сброс с предохранительных клапанов электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферных емкостей БЕ3-БЕ4 осуществляется в ГС-2. Газосепараторы ГС1-ГС2 оборудованы приборами контроля верхнего предельного уровня жидкости, давления. Давление в газосепараторах ГС1-ГС2  контролируется техническим манометром. Верхние предельно-допустимые уровни жидкости в газосепараторах контролируются приборами   УБ-ПВ.  Сигналы от приборов выведены на световое табло щита операторной и срабатывают при высоте уровня жидкости Нmax=1,8 м. Газ с газосепараторов ГС1-ГС2 через “сепаратор-расширитель” С-7 поступает на факел высокого давления (ФВД).

Жидкость дренируется:

·     с газосепаратора ГС-1 в подземную емкость ЕП-4;

·     с газосепаратора ГС-2 в подземную емкость ЕП-12.

Освобождение 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.

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 Нmin=0,5 м и Нmax=1,8 м;

·     ЕП5 при Нmin=0,5 м и Нmax=1,5 м;

·     ЕП6-ЕП7 при Нmax=1,5 м;

·     ЕП9-ЕП12 при Нmin=0,5 м и Нmax=1,8 м;

·     ЕП14-ЕП15 при Нmin=0,5 м и Нmax=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 Рmin=0,05 МПа и Pmax=0,2 МПа;

·     по уровню жидкости при Нmin=0,7 м и Нmax=1,7 м.

Аварийная сигнализация по уровню жидкости в буферных емкостях срабатывает при Нmin=0,6 м и Нmax=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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14