Нормы технологического режима работы УПН

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 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.

Параметры аналитического контроля.

Таблица 5 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 таб. 6 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 6 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 1-15 уровень 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 насосы ЦНС 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 3.2.4.