Быстрый поиск

Реферат: Первичная подготовка 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 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