Описание технологической схемы. Технологический процесс установки подготовки нефти УПН осуществляется по следующей схеме рис 8 . Частично обезвоженная нефть с обводненностью до 20 , температурой 35-45 С и под давлением 0,14-0,2 МПа с установки УПСВ Б поступает в сепараторы С1-С3 для разгазированния нефти.
Сепараторы оборудованы приборами измерения уровня жидкости, давления, предельного уровня жидкости.
Давление в сепараторах контролируется прибором МС-П2. Показания давления снимаются с вторичного прибора ПВ 101.Э, установленного на щите операторной.
По месту давление в сепараторах контролируется по техническому манометру.
Пределы регулирования давления в сепараторах С1-С3 до Р 0,00-0,0105 МПа. Уровень жидкости в сепараторах контролируется механическими уровнемерами и уровнемерами УБ-ПВ и регулируется пневмоклапанами типа ВЗ ,установленнымина трубопроводах по выходу нефти из каждого аппарата.
Показания приборов УБ-Пв выводятся на вторичные приборы ПВ-101.Э установленные на щите операторной. Предельно-допустимый уровень в сепараторах контролируется прибором СУС-И. Предупредительная сигнализация срабатывает по давлению при Рmax 0,015 МПа по уровню жидкости при Hmin 0,7 м и Hmax 1,9 м. Аварийная сигнализация по уровню жидкости срабатывает при Нmax 2,1 м. Разгазированная в сепараторах С 1-3 нефть через узел переключений задвижек поступает в технологические резервуары РВС-10000 2,4. Резервуары оборудованы приборами замера уровня жидкости, контроля предельного верхнего уровня жидкости.межфазного уровня жидкости вода-нефть. Замер уровня жидкости в резервуарах производится по месту прибором УДУ-10. Контроль предельно-допустимого уровня жидкости в резервуарах осуществляется прибором СУС-И, сигнал от которого выведен на световое табло щита операторной.
Предупредительная сигнализация срабатывает при уровне жидкости Hmax 10,5 м. 33 Контроль межфазного уровня вода-нефть осуществляется механическими фазоискателями специальной конструкции.
Пределы регулирования межфазного уровня вода-нефть в пределах H 2,0-3,5 м. В резервуарах 2,4 происходит дальнейшее обезвоживание нефти путем гравитационного отстоя. Отстоявшаяся в резервуарах нефть с обводненностью до 10 по трубопроводу нефтяной стояк с высоты Н 4,5 м. поступает на технологические насосы ЦНС 300х120. Насосы ЦНС 300х120 снабжены приборами контроля давления - по входу техническим манометром и ЭКМ ВЭ16РБ по входу температуры подшипников насоса и элктродвигателя утечки сальников. Утечка сальников насосов контролируется прибором ДУЖЭ-200М. Сигнал от прибора выведен на световое табло щита операторной.
Срабатывает сигнализация и блокировка работы насосов по давлению при Pmin 0,9 МПа и Pmax 1,3 МПа температуре подшипников Tmax 70С предельно-допустимом уровне жидкости в стакане Hmax 0,1 м. В поток нефти на прием насосов ЦНС 300х120 через задвижки подается дозируемый расход реагента-деэмульгатора в количестве 20-35 г тонну в зависимости от марки реагента.
Поступившая на насосы ЦНС 300х120 нефть откачивается в общий коллектор перед печами - нагревателями ПТБ-10 1-4. Нефть с установок УПСВ С и УПСВ 2а с обводненностью до15 , температурой 20-30С и под давлением до 0,8 МПа, поступает также в общий коллектор перед печами ПТБ-10. В поток нефти перед коллектором подается дозируемый расход реагента-деэмульгатора в количестве 20-35 г т. Поступившая в коллектор нефть с установок УПСВ С ,УПСВ 2а и выкида насосов ЦНС 300х120 смешивается и равномерно распределяется по печам-нагревателям, где нагревается до температуры t 45-50С. Расход нефти через печь ПТБ-10 контролируется прибором расходомером типа Норд- ЭЗМ печи ПТБ-10 1,2 и типа Турбоквант печи 3,4 , установленным на трубопроводе выхода нефти из печи. Показания расходомера выведены на вторичный прибор КСУ2 и прибор идентичного типа, установленные в БУСе. Температура нефти на выходе из печи контролируется прибором ТСМ. Показания прибора выводятся на вторичный прибор КСМ2, установленный в БУСе и дублируется прибором КСМ2 на щите операторной.
Температура дымовых газов контролируется прибором ТХА. Показания прибора выводятся на вторичный прибор КСП4, установленный в БУСе. Давление нефти в трубопроводе на входе в печь контролируется ЭКМ ВЭ16РБ и техническим манометром.
Сигнал от ЭКМ выводится в БУС. Стабильное давление газа на горелках печи поддерживается регулирующим клапаном РДБК, установленным в ГРУ печи. Для отключения газа на горелки печи, при отклонении его давления от заданных пределов, в ГРУ установлены пневматические клапаны-отсекатели, печи 3-4 и гидравлические клапаны-отсекатели КОГ печи 1-2 , срабатывающие при Рmax 0,05 МПа и Рmin 0,005 МПа. Контроль пламени на горелках печи осуществляется прибором ПУИ-1. Во избежание аварийных ситуаций предусмотрена система блокировок по остановке печи по следующим параметрам температуре нефти на выходе из печи, при tmax 60С давлению нефти в подводящем трубопроводе, при Рmin 0,2 МПа и Рmax 0,8 МПа расходу нефти через печь, при Qmin 300 м3 час температуре дымовых газов на выходе из печи, при tmax 600-650С давлению газа на горелки печи, при Рmin 0,005 МПа и Рmax 0,05 МПа давлению воздуха на горелки печи, при Ну 500 мм.вод.ст. давлению воздуха на приборы КИП печи при Рmin 0,1 Мпа контролю пламени на горелках печи. Для аварийного отключения подачи газа на печь на газопроводе установлена электроприводная задвижка.
Нагретая в печах-нагревателях ПТБ-10 1-4 до температуры 45-50С нефть поступает в электродегидраторы 1-4, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти.
Электродегидраторы горизонтального типа. Оборудованы электродегидраторы приборами контроля электрического тока в фазах А , С внешней цепи, межфазного напряжения внешней цепи контроля и регулирования давления, межфазного уровня вода-нефть. Электрический ток в каждой фазе контролируется отдельным амперметром, установленным на щите в операторной.
Пределы контролирования тока J 0-240А. Межфазное напряжение внешней цепи контролируется вольтметрами, установленными на щите операторной. Пределы измерения напряжения U 0-500 В. Давление жидкости в электродегидраторах контролируется техническими манометрами и приборами МС-П2 показания от которых выводятся на вторичный прибор ПВ- 10.1Э, установленный на щите операторной.
Регулируется давление пневматическими клапанами типа В3 , установленными на трубопроводах выхода нефти из каждого электродегидратора.
Пределы регулирования давления в электродегидраторах Р 0,3-0,8 МПа. Уровень раздела фаз вода-нефть контролируется механическими пробозаборными устройствами и приборами УБ-ПВ. Показания приборов выведены на вторичные приборы ПВ 10.1Э, установленные на щите операторной. Регулируется уровень раздела фаз пневмоклапанами типа ВО , установленными на трубопроводах выхода воды из электродегидраторов.
Пределы регулирования уровня раздела фаз Н 0,5-1,3 м. Во избежание аварийных ситуаций и безопасного ведения технологического процесса предусмотрена система блокировок по остановке электродегидратора в следующих случаях при повышении электротока во внешних фазах цепи, Jmax 240А при коротком замыкании цепи электротока в трансформаторе при разгерметизации проходных изоляторов и утечке масла из узла ввода высокого напряжения при выделении газа из нефти в электродегидраторе при повышении давления в электродегидраторе Рmax 0,8 МПа при открытой двери на площадке обслуживания трансформатора при минимальном давлении воздуха на приборы КИП, Рmin 0,1 МПа. Аварийная сигнализация срабатывает при повышении электротока во внешних фазах, Jmax 240А по межфазному уровню при Нmax 1,3 м. по давлению при Рmax 0,8 МПа при превышению уровня масла в узлах ввода фаз А и В при разгерметизации проходных изоляторов и утечке масла из узлов ввода фаз А и В при выделении газа из нефти в электродегидраторе.
При срабатывании аварийной сигнализации на щите операторной загорается световое табло с указанием параметра, по которому произошло срабатывание.
Обезвоженная нефть с обводненностью до 1 и температурой t 44 - 49С из электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 поступает в сепараторы горячей сепарации С 4-6, объемом V 100 м3 каждый, для дальнейшего разгазирования нефти. Сепараторы оборудованы приборами измерения и контроля уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости.
Давление в сепараторах контролируется техническими манометрами и приборами МС-П2. Показания приборов выводятся на вторичные приборы ПВ10.1Э, установленные на щите операторной. Пределы регулирования давления Р 0,0-0,005 МПа. Уровень жидкости в сепараторах контролируется механическими уровнемерами и приборами УБ-ПВ. Показания приборов УБ-ПВ выводятся на вторичные приборы ПВ 10.1Э, установленные на щите операторной.
Регулируется уровень жидкости пневмоклапанами типа ВЗ , установленными на линиях выхода жидкости из препараторов. Пределы регулирования уровня жидкости Н 0,7-1,7 м. Предельно-допустимый аварийный уровень жидкости в сепараторах контролируется приборами СУС-И. Сигнал от приборов выведен на световое табло щита операторной. Предупредительная сигнализация срабатывает по давлению при Рmax 0,005 МПа, по уровню жидкости в сепараторах при Нmin 0,7 м и Нmax 1,7 м. Аварийная сигнализация по уровню жидкости в сепараторах срабатывает при Нmax 2,0 м. Разгазированная нефть из сепараторов С4-С6 поступает в товарные резервуары РВС-10000 1,3 УПН и РВС-5000 1-2 УПСВ Б , откуда насосами ЦНС 300х360,насосной внешней откачки, откачивается на ФКСУ ЦКПН НГДУ Федоровскнефть. Газ после сепаратора С-3 УПСВ Б поступает в сепаратор ГС-3,где происходит улавливание капельной жидкости и конденсата.
Газосепаратор оборудован приборами контроля давления, уровня жидкости. Давление в газосепараторе ГС-3 контролируется техническим манометром.
Верхний и нижний уровень жидкости контролируется приборами СУС-1, сигнал от которых выведен на щит в котельную. Срабатывает предупредительная сигнализация по уровню жидкости при Нmin 0,5 и Нmax 1,0 м. Уловленный в газосепараторе конденсат и жидкость дренируется в подземную емкость ЕП-13, откуда при помощи насосного агрегата ЦА-320 откачивается в автоцистерну. Газ из газосепаратора ГС-3 поступает в газосепаратор ГС-4 где происходит дополнительное отделение влаги от газа. Газосепаратор оборудован приборами контроля и измерения давления, уровня жидкости.
Уровень жидкости в газосепараторе контролируется прибором УБ-ПВ. Показания прибора выводятся на вторичный прибор ПВ 10.1Э, установленный на щите операторной. Пределы измерения уровня Н 0,5-1,0 м. Давление в газосепараторе контролируется техническим и электроконтактным манометром ВЭ16РБ, а также прибором 13ДИ30. Показания прибора выводятся на вторичный прибор ПКР , установленный на щите операторной.
Пределы поддержания давления в газосепараторе Р 0,15-0,3 МПа. 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 70С 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.