Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях

Уровень воды поддерживается, при помощи изменения количества жидкости, отводимой из БД в нагнетательные скважины при помощи насосов Н 2,4. Отсепарированная пластовая вода из большой сепарационной секции буфера - дегазатора насосами подается в систему ППД.

В БД при атмосферном давлении происходит сепарация газа, содержащегося в пластовой воде.

Газ из БД через сепаратор С -1 поступает на факел, где происходит его сжигание.

6.2.6 Откачка обезвоженной нефти (нефтяные насосы внешней откачки Н -5, 6, 7; узел учета нефти)

Для внешней откачки нефти установлены три насоса.

Два насоса низкой производительности - типа ЦНС 38 - 220 производительностью 38м³/час и давлением - 220 м.ст.ж. (PI-8,9) Один нефтяной насос высокой производительности - типа ЦНС 60 - 297 производительностью 60 м³/час и давлением - 297 м.ст.ж. (PI-10)

Насосами внешней откачки нефть подается в нефтепровод внешнего транспорта на УКПН -2. После насосов установлен оперативный узел учета нефти. На площадке учета, после расходомеров (FR1, 2, 3) находится регулирующий клапан (К4), посредством которого поддерживающий уровень нефти в сепарационном отсеке ТФСН. На выкидных линиях насосов установлены технические манометры (PI-8,9,10)

6.2.7 Учет откачиваемой нефти с помощью ОУУН

Количество нефти, откачиваемой с установки, определяется с помощью оперативного узла учета нефти (ОУУН). Технологическая схема ОУУН включает два блока измерительных линий (рабочая, резервная) и одну контрольную. По установившемуся технологическому режиму в работе находится одна измерительная линия.

Фильтр служит для очистки нефти от механических примесей. На фильтре установлен датчик дифференциального давления. При загрязнении, возрастает перепад давления на фильтре. Сигнал высокого перепада давления посылается на экран монитора компьютера. Высокое дифференциальное давление предупреждает о необходимости немедленно очистить корзину фильтра, чтобы не допустить ее повреждения.

Нефть поступает в блок контроля качества (БКК) через щелевое пробозаборное устройство, установленное на выкидном коллекторе ОУУН. В БКК производится отбор проб и определение влагосодержания. Кроме того, предусмотрен отбор проб вручную.

Автоматический пробоотборник в зависимости от установленных значений расхода или времени отбирает представительную пробу нефти, проходящей через БИЛ.

Для выбора включаемой в работу измерительной линии производятся переключения соответствующих задвижек:

при включении 1 рабочей измерительной линии открываются задвижки Н-39, Н-36, закрываются задвижки Н-38, Н-37 при включении 2 рабочей измерительной линии открываются задвижки Н-38, Н-37, закрываются задвижки Н-39, Н-36, при включении контрольной линии, в режиме контроля метрологических характеристик:

- при контроле 1 измерительной линии открываются задвижки Н-49, Н40

- при контроле 2 измерительной линии открываются задвижки Н-35, Н-40.

Эксплуатация ОУУН осуществляется в соответствии с «инструкцией по эксплуатации оперативного узла учета сырой нефти (ОУУН) СУ-3 ЦПНГ№ 3 ОАО «Самаранефтегаз».

6.2.8. Откачка пластовой воды (подпорные насосы Н -1, 2, 3, 4; узел учета воды)

Для внешней откачки пластовой воды установлены четыре насоса: ЦНС - 180 -85 (Н-1, 3 - в настоящее время выведены из работы) и ЦНС - 180-425 (Н-2, 4 - рабочий и резервный). Насосы оснащены безнапорной канализацией. На выкидных линиях насосов установлены манометры электроконтактные с выводом сигнализации в операторную (PIA-12,16). Насосами пластовая вода подается в нагнетательные скважины системы ППД Мухановского месторождения. После насосов установлен оперативный узел учета воды. Узел учета воды оснащен ультразвуковым расходомером ДРС-200М (2шт) (FR-5 и FR-6).

6.2.9 Подготовка, распределение и транспорт газа (сепаратор ГС - 1, узел учета газа)

Попутный нефтяной газ, полученный в ходе сепарации нефти в ТФСН поступает в газовый сепаратор ГС -1, в котором от газа отделяются капельная жидкость и газовый конденсат.

Уровень жидкости в газовом сепараторе поддерживается при помощи ее периодического сброса посредством задвижки с электроприводом (ЭЗ6), установленного на линии отвода конденсата, по показаниям уровнемеров, фиксирующих прохождение ВАУ и НАУ(LRA-7).

Газовый сепаратор ГС -1 оснащен следующими приборами КИП:

Датчиком давления (PRA-7).

Приборами, сигнализирующими прохождение жидкостью в аппарате «ВАУ» и «НАУ» с выводом этой информации в операторную (LRA-7).

После сепаратора ГС - 1 осуществляется распределение газа по трем направлениям:

отбор топливного газа для дежурных горелок и узла приготовления газовоздушной смеси, здесь осуществляется замер топливного газа поступающего на дежурные горелки (FR7);

отбор затворного газа для подачи в факельный коллектор, здесь расположен узел регулирующий продачу затворного (топливного) газа в факельный коллектор и осуществляющий его замер (FR9);

газ в газопровод внешнего транспорта, здесь расположен узел, осуществляющий замер газа перед транспортом на Отрадненский ГПЗ (FR8) и узел регулирующего клапана, поддерживающего давление сепарации в ТФСН в пределах до 0,5 МПа. Далее газ направляется на узел учета газа на ОГПЗ.

Показания всех расходомеров выводятся в операторную.

В случае аварии на газопроводе «УПСВ-3-ОГПЗ», а так же при аварийных и плановых остановках ОГПЗ, согласно действующей технологической схеме в соответствии с раннее выполненным проектным решением, выделившийся газ через узел учета факельного газа направляется на факел.

6.2.10 Подача в сырье реагента - деэмульгатора (БР- 1, узел замера нефтяного раствора деэмульгатора)

Для осуществления технологического процесса обезвоживания нефти в сырье подается реагент - деэмульгатор. Деэмульгатор подается дозировочными насосами блока реагентного хозяйства БР - 1. Реагент - деэмульгатор подается в сырье (продукцию скважин) непосредственно у точки врезки подходящего трубопровода УПСВ в систему сбора. Он вводится или в виде нефтяного раствора, или в товарном виде.

Подача деэмульгатора в товаром виде производится по трубопроводу Ду 25.

Для приготовления нефтяного раствора деэмульгатора используется обезвоженная нефть, которая отбирается с выкидной линии насосов внешнего транспорта. Реагент проходит через клапан (К7), регулирующий давление «до себя», который так же служит и смесителем нефти и деэмульгатора и подается в точку врезки по трубопроводу Ду 50.

Контроль за расходом деэмульгатора осуществляется при помощи уровнемера LI14 по месту.

6.2.11 Подача ингибитора коррозии (БР -2)

Для защиты оборудования УПСВ и системы ППД от коррозии предусмотрена подача ингибитора коррозии. Подача ингибитора производится дозировочными насосами блока реагентного хозяйства БР - 2, представляющего собой установку моноблочного исполнения, включающую в себя электрическое хозяйство, расходную емкость, два дозировочных насоса (один рабочий второй резервный) для подачи регламентной дозы ингибитора коррозии, один дозировочный насос для подачи ударной дозы ингибитора и шестеренчатый насос для заполнения расходной емкости.

Ингибитор коррозии подается перед КДФ на вход и в трубопровод пластовой воды. Ввиду передачи функций по защите трубопроводов от коррозии в ЦЭРТ-2 данное оборудование не эксплуатируется.

6.2.12 Сбор утечек, дренажей, уловленной нефти, ливневых стоков ( Е - 2, Е - 3, Е - 4, Е - 5)

Подземная дренажная емкость Е -2 объемом 25м³ предназначена для приема уловленной нефти из БД. Уровень в Е-2 контролируется при помощи уровнемера LRA-10. Показание прибора выводится операторню.

Для сбора утечек от насосов внешней откачки нефти и подпорных водяных насосов, а так же сбора дренажей от всех технологических аппаратов и уловленной нефти из АОВ на площадке расположена заглубленная емкость Е -3 объемом 8 м³. Уровень в Е-3 контролируется при помощи уровнемера LRA-11. Показание прибора выводится операторно.

Для сбора неочищенных дождевых стоков на площадке расположена заглубленная емкость Е - 4 объемом 25 м³. Уровень в Е-4 контролируется при помощи уровнемера LRA-12. Показание прибора выводится операторно.

Для приема жидкости из факельного сепаратора ГС -2 предназначена заглубленная емкость Е -5 объемом 8 м³. Уровень в Е-5 контролируется при помощи уровнемера LRA-13. Показание прибора выводится операторно.

Все емкости оснащены погружными электронасосными агрегатами 12НА - 22х6.

Откачка всех дренажных заглубленных емкостей осуществляется погружными электронасосными агрегатами на прием насосов внешнего транспорта (кроме Е -5), а газ из емкостей отправляется на факел (кроме Е -3, Е -4).

На всех емкостях установлены уровнемеры фиксирующие прохождение уровнем жидкости верхний аварийный ВАУ и нижний аварийный уровень НАУ(LRCA-9, 10, 11, 12, 13).

6.2.13 Защита технологической аппаратуры от превышения давления (предохранительные клапаны, сепаратор С-1, факельный коллектор, факельный сепаратор ГС -2, факел)

Для защиты технологической аппаратуры и трубопроводов от превышения давления на аппаратах КДФ, АОН и ТФСН установлены предохранительные клапаны. Жидкостной выброс от предохранительных клапанов КДФ, АОН и направляется в сепаратор С-1, где от выброса отсекается жидкость и далее его газовая часть поступает в факельный коллектор. С-1 оснащен уровнемером LA-15, сигнализирующим о верхнем уровне с выводом сигнала в операторню.

В факельный коллектор поступает газовый выброс от предохранительных клапанов из ТФСН.

Факельный коллектор транспортирует выброс предохранительных клапанов от технологической площадки через узел учета факельного газа к факельному сепаратору ГС-2.

В факельном сепараторе ГС -2 осуществляется отделение жидкости для предотвращения ее выброса на факел. Уровень жидкости в ГС-2 контролируется уровнемером LRA-8. Показание уровнемера выводится в операторную.

Жидкость из факельного сепаратора ГС-2 сбрасывается в заглубленную емкость Е-5. По мере накопления жидкости в Е-5, она откачивается в автобойлер, и отвозится в пруд дополнительного отстоя № 2 УКПН-1.

После ГС -2 факельный коллектор транспортирует газовую часть выброса предохранительных клапанов от факельного сепаратора ГС-2 к факелу для сжигания, где газовая часть выброса сжигается на постоянно горящем факеле.

Факел Ду 100мм высотой 10м с двумя дежурными горелками, предназначен для сжигания:

- газовой части выброса предохранительных клапанов;

- газа, выделившегося при сепарации пластовой воды;

- попутного газа, при невозможности его транспорта (авария газопровода, авария на ОГПЗ);

- газа, полученного при опорожнении сосудов;

- газа из Е -2, БД.

Постоянно горящие дежурные горелки обеспечивают непрерывное горение сбрасываемого газа независимо от метеоусловий и розжиг факела при временном прекращении поступления сбрасываемого газа на факел.

Для предотвращения подсоса воздуха в факельный коллектор, в него подается топливный (затворный) газ.

6.2.14 Приготовление газовоздушной смеси для розжига факела (Площадка узла приготовления газовоздушной смеси)

Рядом с площадкой факельного сепаратора расположена площадка узла приготовления газовоздушной смеси с системой дистанционного зажигания факела СЗФ-ЗУ1 предназначенной для: дистанционного зажигания дежурных горелок: воспламенения от них газообразной части выбросов (зажигание факела); поддержания стабильного горения дежурных горелок, выдаче сигнала о наличии пламени или отсутствии пламени факела.

Система зажигания состоит из запального шкафа ШЗ - ЗУ1, контрольной горелки ГИ -2У1 и двух дежурных горелок ГИ -2У1.

На площадке узла приготовления газовоздушной смеси расположены:

- Шкаф ШЗ -3У1, предназначенный для приготовления газовоздушной смеси, необходимой для зажигания факела;

- Шкаф для баллона со сжатым воздухом, сжатый воздух используется для приготовления газовоздушной смеси;

- Площадка обслуживания арматуры;

- Узел регулирования давления топливного газа к дежурным и контрольной горелке.

Рядом с площадкой находится контрольная горелка, предназначенная для контроля процесса приготовления газовоздушной смеси, необходимой для дистанционного зажигания факела.

Система зажигания состоит из запального шкафа ШЗ-ЗУ1, контрольной горелки ГИ-2У1 и двух дежурных горелок ГИ-2У1.

Запальный шкаф включает в себя: трубопроводы подачи газа и воздуха с запорной и регулирующей арматурой; смеситель со свечой зажигания и смотровым окном; блок трансформатора с кнопочным постом управления «зажигание».

Процесс дистанционного разжигания сбросных горючих газов и паров с помощью системы СЭФ -3У1 складывается из трех этапов:

- подбор оптимального соотношения газа и воздуха в газовоздушной смеси и расхода смеси и разжигание контрольной горелки;

- дистанционное зажигание дежурных горелок;

- разжигание от дежурных горелок сбросных газов и паров.

Подбор оптимального соотношения газа и воздуха в газовоздушной смеси и разжигание контрольной горелки производится с помощью запального шкафа и контрольной горелки.

Топливный газ и воздух поступают по своим трубопроводам в смеситель образуя горючую газовоздушную смесь.

Смесью заполняется трубопровод, соединяющий смеситель с контрольной горелкой.

Ко второй трубе контрольной горелки подводится топливный газ.

При нажатии кнопки «Зажигание» искровой разряд, возникающий между электродами свечи зажигания, воспламеняет газовоздушную смесь в камере смесителя.

Фронт пламени распространяется по трубопроводу газовоздушной смеси от смесителя и горелки и, достигая горелочной части, воспламеняет топливный газ.

После розжига контрольной горелки производится поочередный розжиг дежурных горелок аналогичным образом.

От пламени дежурных горелок происходит разжигание горючих газов и паров, сбрасываемых на факел.

Для индикации наличия дежурного пламени горелок, во время розжига или после погасания горелки системы оборудованы встроенными термопреобразователями с выводом показаний термоЭДС в АСУ.



6.2.15 Технологическая схема сброса пластовой воды в РВС

В случае аварийной остановки насосов откачки пластовой воды или иных ситуациях для исключения остановки фонда добывающих скважин на УПСВ-3 предусмотрен РВС-1 для приема пластовой воды из АОВ. Объем РВС-1 составляет 3000 м³. После возобновления работы насосов по закачке пластовой воды пластовая вода из РВС-1 должна быть откачена до минимального остатка. До пуска в работу РВС-1 допускается работа без резервуара. Действия оператора при различных технологических ситуациях представлены в ниже приведенной таблице «Действия оператора при различных технологических ситуациях» При нормальном давлении сепарации газ отсепарированный из нефти в ТФСН поступает в магистральный газопровод.

При повышении давления в газопроводе выше 5 кг/см², сепарацию нефти со сбросом газа в газопровод вести невозможно, для продолжения нормальной работы УПСВ сброс газа переводится на факел, для этого открывается электрозадвижка № 4, закрывается электрозадвижка № 3.

Перекачка сернистой нефти осуществляется внутрискважинными насосами по нефтепроводу СУ-1> УКПН-2 (карбон) длиной 5500 м, диаметром 273 мм и толщиной стенки 9 мм.

Сведения о вводе в эксплуатацию и реконструкции.

Сепарационная установка № 3 введена в эксплуатацию в 1963 г. В 2001г. произведена реконструкция.

Разработчик проекта.

Разработчик проекта на сепарационную установку № 3 - институт ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара. Разработчик проекта УПСВ - ООО «Внедренческое предприятие «Телескоп».

Анализ работы установки предварительной подготовки №3 НСП ЦПНГ3, показал, что изменение технологического процесса не потребуется.



7. Краткое описание технологического процесса на УПН-2

7.1 Характеристика объекта

Комбинированная установка комплексной подготовки нефти № 2 предназначена для доведения показателей качества нефти, поступающей с установки № 3, до величин, указанных в ГОСТ Р 51858-2002.

Установка № 2 состоит из двух блоков, расположенных на территории УКПН-2.

Проектная производительность установки № 2 по товарной нефти составляет 24000 т/сут.

Блок № 1 и блок № 2 установки № 2 НСП были введены в эксплуатацию поочередно: блок № 2 был введен 1967 году, блок № 1 был введен в 1968 году.

Степень подготовки нефти определяется показателями, приведенными в таблице 5.

Таблица 5. Группы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти группы	Метод испытания
	1	2	3
1. Массовая доля воды, %, не более	0,5	1,0	1,0	По ГОСТ 2477-65
2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900	По ГОСТ 21534-76
3. Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05	По ГОСТ 6370-59
4. Давление насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст.), не более	66,7 (500)	66,7 (500)	66,7 (500)	По ГОСТ 17556-52 t=37,8 0С
5. Содержание хлорорганический соединений	не нормируется. Определение обязательно.	АСТМ Д 4929-99
6. Массовая доля сероводорода, ppm, не более	20	50	10	ГОСТ 50802-95, п.п 9.9 ГОСТ Р 51858-2002
7. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, ppm, не более	40	60	100	ГОСТ 50802-95, п.п.9.9 ГОСТ Р 51858-2002

7.2 Перечень оборудования, входящего в состав установки

Полный состав технологического оборудования установки № 2 представлен в таблице 6.

Таблица 6. Перечень технологического оборудования

№п/п	Наименование оборудования	Количество оборудования, шт.
		Блок №1	Блок №2
1	Отстойники шаровые	2	2
2	Электродегидраторы шаровые	2	2
3	Теплообменники сырой нефти	12	12
4	Емкость обессоленной нефти	1	1
5	Насосы обессоленной нефти	3	3
6	Теплообменники товарной нефти	-	7
7	Печи беспламенного горения	2	2
8	Колонна стабилизации	-	1
9	Аппараты воздушного охлаждения	-	2
10	Конденсаторы-холодильники	-	2
11	Сепараторы подготовки нестабильного бензина	-	2
12	Газосепаратор	-	1
13	Отстойники для нейтрализации нестабильного бензина	-	2
14	Насосы подачи нестабильного бензина на охлаждение верха колонны стабилизации	-	2
15	Насосы откачки нестабильного бензина на пункт налива гексановой фракции	-	2
16	Аварийная емкость	1	2
17	Емкость для хранения свежей щелочи	-	1
18	Насосы для подачи свежей щелочи	-	2
19	Насосы для подачи щелочи в отстойники нейтрализации нестабильного бензина	-	3
20	Емкость для хранения метанола	-	1
21	Насос подачи метанола	-	1
22	Шлюз-баллон для сбора бокового погона	-	1
23	Насосы откачки жидкости на установку № 3/2	1	1
24	Емкость для хранения пресной воды	1	-
25	Насосы подачи пресной воды на процесс обессоливания	3	-
26	Водонасосная станция
26.1	Насосы подачи пресной воды в систему ППД Дмитриевского месторождения	3
26.2	Пожарные насосы	2
26.3	Насосы циркуляционного водоснабжения	3
26.4	Подпорные насосы	2
26.5	Градирня	1
26.6	Камера охлажденной воды	1
26.7	Пожарные резервуары	2
27	Воздушно-компрессорная станция
27.1	Компрессор	4
27.2	Маслоотделитель	2
27.3	Холодильник	2
27.4	Сепаратор	1
27.5	Масляный фильтр	2
27.6	Ресивер	2
27.7	Камера осушки	2
27.8	Подогреватель воздуха	1
27.9	Фильтр пыли	1
27.10	Буферная емкость	1
28	Реагентное хозяйство
28.1	Реагентная емкость	2
28.2	Емкость для хранения отечественного реагента	3
28.3	Насос подачи реагента в мерники	1
28.4	Мерник	5
28.5	Дозировочные насосы для подачи реагента на установку № 3/2	5

7.3 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Характеристика исходного сырья

Сырьем установки № 2 является полностью разгазированная и обезвоженная до 2 % объемных нефть, проходящая с установки № 3/2.

Характеристика готовой продукции

Готовой продукцией на установке № 2 является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002, транспортируемая на установку № 3/2. При стабилизации нефти выделяется широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38101524-93. Выделившийся при стабилизации нефти газ направляется на газокомпрессорную станцию. В качестве вспомогательных материалов на установки № 2 используется пресная вода для осуществления процесса обессоливания, а также газ (сухой, попутный нефтяной), используемый в качестве топлива для печей.

На установке № 2 имеется реагентное хозяйство, предназначенное для хранения реагента и подачи его в поток сырой нефти, приходящей на установку № 3/2.

Характеристика применяемых материалов - деэмульгаторов ингибиторов коррозии.

В качестве вспомогательных материалов на установке № 2 применяются газ, используемый в качестве топлива, пресная вода для осуществления процесса обессоливания, химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними.

Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий на установку № 3/2 подаются следующие реагенты - деэмульгаторы с установки № 2: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490, Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-СТХ-1, ДИН-4.

Физико-химические свойства реагентов приведены в п.2.5. дипломной работы.

7.4 Описание технологического процесса УПН-2

На установке комплексной подготовки нефти № 2 производится процессы глубокого обезвоживания, обессоливания, а также стабилизация нефти.

На установке № 2 имеются два технологических блока (блок № 1 и блок № 2), работающих параллельно. На блоке № 1 осуществляется обессоливание и полное обезвоживание нефти. На блоке № 2 осуществляется обессоливание, полное обезвоживание и стабилизация нефти.

Товарная нефть с установки № 2 подается в резервуары товарной нефти на установку № 3.

Дренажная эмульсия с установки № 2 подается на установку № 3/2. Выделившийся при стабилизации нестабильный бензин после нейтрализации направляется на пункт налива гексановой фракции. Газ при подготовки нестабильного бензина направляется через газосепаратор на ГКС-2.

Подготовка нефти на блоке № 2 установки № 2

Нефть, прошедшая предварительную подготовку на установке № 3 поступает на блок № 2 установки № 2 через задвижку № 500 под давлением не более 16,0 кгс/см2 и с температурой не более 45 °С. Давление жидкости во входном коллекторе контролируется местно с помощью технического манометра.

Количество поступающей жидкости на блок № 2 должно составлять 200-800 м3/час. Загрузка блока контролируется по показаниям расходомера. Температура во входном коллекторе контролируется по прибору (TE-300и). Нефть через задвижки № 501, 502 подается в два параллельно работающих ряда теплообменников Т-1/13, Т-1/14, Т-1/15, Т-1/16, Т-1/17, Т-1/18, Т-1/19, Т-1/20, Т-1/21, Т-1/22, Т-1/23, Т-1/24.

Сырая нефть проходит по трубному пространству теплообменников через задвижки №№ 510, 511, 526, 528, 542, 544, 560, 562, 576, 578, 592, 594, 518, 520, 534, 536, 550, 552, 568, 570, 584, 586, 600, 602 и нагревается до температуры не более 100 °С.

Подогретая до 100 °С сырая нефть под давлением 5,0-7,0 кгс/см2 поступает через задвижки №№ 610, 619, 621, 623, 611, 632, 633, 635 в отстойники ОШ-1/3, ОШ-1/4. Для контроля за величиной давления перед ОШ-1/3, ОШ-1/4 установлен манометр. На линии подачи нефти в отстойники ОШ-1/3, ОШ-1/4 для учета объема прокачиваемой нефти установлены расходомеры.

В отстойниках ОШ-1/3, ОШ-1/4 происходит горячий отстой нефти при давлении не более 7,0 кгс/см2. Давление контролируется по техническим манометрам. Уровень раздела фаз «нефть-вода» поддерживается автоматически в пределах 30-35 % от объема аппарата с помощью регулирующих клапанов, установленного на линии выхода воды и контролируется уровнемером. Согласно проектным решениям по установке допускается работа отстойников ОШ-1/3, ОШ-1/4 без уровня раздела фаз.

Вода с нижней части аппаратов через регулирующие клапаны 76-5, 75-4 и задвижки №№ 636, 637, 639, 644б, 624, 625, 627, 644, 647, 648а, 648, 645а, 1017, 1009 подается на установку № 3/2. Для учета объема сброшенной воды после каждого отстойника установлены расходомеры.

Далее нефть с верхней части ОШ-1/3, ОШ-1/4 через задвижки №№ 630, 640, 665, 659, 660, 661, 656, 674, 675, 676 направляется в электродегидраторы ЭДШ-1/3, ЭДШ-1/4.

В электродегидраторах ЭДШ-1/3, ЭДШ-1/4 происходит разрушение эмульсии и окончательное обезвоживание при давлении не более 6,0 кгс/см2. Контроль за величиной давления осуществляется по техническим манометрам.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» поддерживается автоматически в пределах 30 - 35 % от объема аппарата с помощью регулирующих клапанов. Согласно проектным решениям по установке допускается работа электродегидраторов ЭДШ-1/3, ЭДШ-1/4 без уровня раздела фаз.

Вода с нижней части аппаратов через регулирующие клапаны 81-4, 81-5 и задвижки №№ 678, 681, 683, 683а, 663, 666, 668, 558, 645, 645а 1017 подается на установку № 3/2. Для учета объема сброшенной воды после каждого электродегидратора установлены расходомеры. Нефть с верхней части ЭДШ-1/3, ЭДШ-1/4 через задвижки №№ 671, 688, 650 направляется в емкость Е-1/2.

Емкость Е-1/2 служит буфером для насосов обессоленной нефти. Давление в Е-1/2 поддерживается не более 6,0 кгс/см2. Уровень в Е-1/2 должен быть не менее 20 % от объема аппарата.

С емкости Е-1/2 нефть направляется через задвижки №№ 651, 708, 706, 703 на прием насосов обессоленной нефти НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6. Обессоленная нефть насосами НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6 под давлением 10,0 - 18,0 кгс/см2 через задвижки №№ 709, 707, 705, 700, 710 подается на теплообменники обессоленной нефти Т-2/7, Т-2/8, Т-2/9, Т-2/10, Т-2/11, Т-2/12, Т-2/14. Давление в выкидной линии насосов контролируется по электроконтактным манометрам. Для предотвращения аварийного повышения давления на выкидной линии насосов НОН-2/4, НОН-2/5 установлено по одному предохранительному клапану со сбросом давления на прием насосов. Для охлаждения подшипников насосов НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6 предусмотрена подача пресной воды с водонасосной установки № 2. Технологические утечки с сальников насосов НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2. Давление во входном коллекторе теплообменников Т-2/7, Т-2/8, Т-2/9, Т-2/10, Т-2/11, Т-2/12, Т-2/14 не должно превышать 18,0 кгс/см2. Температура нефти на входе в теплообменники не должна превышать 100 °С. Нефть с насосов НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6 проходит по межтрубному пространству теплообменников через задвижки №№ 710а, 712, 714, 716, 718, 720, 722, 724, 726, 728, 730, 732, 734, 736, 738 и нагревается до температуры не более 180 °С. Давление на выходе нефти из межтрубного пространства каждого теплообменника контролируется с помощью технических манометров.

Нефть с межтрубного пространства теплообменников направляется через задвижки №№ 771, 772, 774, 846 на печи П-3, П-4.

Расход обессоленной нефти на одну печь должен составлять 160 - 600 м3/час. Давление в линии подачи нефти не должно превышать 18,0 кгс/см2.

Нефть через задвижки №№ 778, 780, 782, 784 проходит по четырем секциям (ниткам) печи № 3 и через задвижки №№ 838, 840 842, 844 проходит по четырем секциям (ниткам) печи П-4, нагреваясь до температуры не более 250 °С. Расход нефти по одной секции (нитке) печей П-3, П-4 должен быть не меньше 40 м3/час. Контроль за расходом нефти по каждой секции (нитке) осуществляется при помощи расходомера. Температура нефти на выходе из печей П-3, П-4 контролируется по приборам (TE-300а, TE-300б, TE-300в, TE-300г). Также необходимо следить за температурой промежутков печей. Для контроля за температурой промежутков печей установлены приборы (TE-300д, TE-300е, TE-300ж, TE-300з). При работе печей необходимо следить за температурой дымовых газов, которая не должна превышать 800 °С. Для этого предусмотрены датчики.

Топливом для печей П-3, П-4 служит сухой отбензиненый газ с ОГПЗ. При ремонтно-профилактических работах или в аварийной ситуации в качестве топлива может использоваться попутный нефтяной газ. Газ с ОГПЗ проходит через один из двух клапанов-отсекателей (один из них в резерве), расположенных на блоке № 2. Для этого газ направляется через задвижки №№ 300, 302, клапан-отсекатель 300а или через задвижки №№ 301, 303, клапан-отсекатель 301а. Клапаны-отсекатели служат для прекращения подачи газа на печи П-1, П-2, П-3, П-4 блока № 1 и блока № 2 при давлении в общем газопроводе меньше 0,5 кгс/см2. Давление в общем газопроводе контролируется электроконтактными манометрами. После клапанов-отсекателей газ отдельными потоками подается на блок № 1 и блок № 2 (печи П-1, П-2 и П-3, П-4).

Газ, направляемый на блок № 2, подается отдельными потоками на печь П-3 через задвижку № 803, и на печь П-4 через задвижку № 826.

Газ, подаваемый на печь П-3, через задвижку № 802 проходит змеевик подогрева газа и, подогретый до 60 °С, двумя потоками через задвижки №№ 787, 786, 790, 791, 792, 793, 800, 799, 794, 795, 796, 797, регуляторы давления 87-2, 86-2 (по одному на каждый поток) подается на горелки. Давление газа, подаваемого на горелки поддерживается в пределах 0,5 - 3,5 кгс/см2 при помощи регулирующих клапанов и контролируется по манометрам.

Газ, подаваемый на печь П-4, через задвижку № 918 проходит змеевик подогрева газа и, подогретый до 60 °С, двумя потоками через задвижки №№ 836, 832, 834, 820, 821, 822, 823, 831, 835, 824, 825, 826, 827, регуляторы давления 99-2, 98-2 (по одному на каждый поток) подается на горелки.

Давление газа, подаваемого на горелки поддерживается в пределах 0,5 - 3,5 кгс/см2 при помощи регулирующих клапанов и контролируется по манометрам. Для местного контроля за давлением газа, подаваемого на горелки и давление нагретого газа установлены технические манометры.

Нагретая нефть из печи П-3 через задвижки №№ 779, 781, 783, 785, 775 и из печи П-4 через задвижки №№ 837, 839, 841, 843, 950, соединяясь в один поток, под давлением не более 13,0 кгс/см2 подается в колонну стабилизации КС-1/2 через задвижки №№ 812, 813. Контроль за величиной давления на выходе из каждой печи осуществляется по электроконтактным манометрам.

В колонне стабилизации происходит многократное испарение и конденсация нефти за счет разности температур верха и низа колонны. Давление в колонне стабилизации поддерживается не более 13,0 кгс/см2. Контроль за величиной давления в КС-1/2 осуществляется по техническому манометру. Температура низа колонны стабилизации КС-1/2 не должна превышать 250 °С. Температура в зоне питания колонны стабилизации КС-1/2 не должна превышать 220 °С. Температура верха колонны стабилизации КС-1/2 поддерживается не более 100 °С. Для учета количества бензина, подаваемого на охлаждение колонны стабилизации КС-1/2, установлен расходомер. Уровень нефти в колонне стабилизации КС-1/2 поддерживается в пределах 20 - 85 % от объема аппарата с помощью регулирующего клапана 100-5 на выходе нефти и контролируется по уровнемеру.

При подготовке нефти на блоке № 2 установки № 2 есть возможность направить нефть на печи П-2 блока № 1. В этом случае обессоленная нефть с межтрубного пространства теплообменников Т-2/7, Т-2/8, Т-2/9, Т-2/10, Т-2/11, Т-2/12, Т-2/14 направляется через задвижки №№ 771, 774, 774а 340а (на входном коллекторе печи П-2) подается на вход печи П-2 блока № 1. Нагретая нефть из печи П-2 через задвижку № 299а (на выходном коллекторе печи П-2), направляется на блок № 2 и далее через задвижки №№ 775а, 775, 812, 813 подается в колонну стабилизации КС-1/2 согласно ранее описанной схеме. При этом задвижки №№ 778, 780, 782, 784 на входе в каждую секцию (нитку) печи П-3, задвижки №№ 779, 781, 783, 785 на выходе из каждой секции (нитки) печи П-2, а также задвижки № 340 на входе нефти в печь П-2, и задвижка № 299 на выходе нефти из печи П-2 должны быть закрыты.

Нефть с нижней части колонны стабилизации КС-1/2 через задвижку № 815 направляется в трубное пространство теплообменников Т-2/7, Т-2/8, Т-2/9, Т-2/10, Т-2/11, Т-2/12, Т-2/14. Нефть, пройдя по трубному пространству теплообменников через задвижки №№ 767, 765, 763, 761, 759, 757, 755, 753, 751, 749, 747, 745, 743, 741 охлаждается до температуры 140 °С.

Нефть из теплообменников через задвижки №№ 740, 689, 693, 692, 605, 599б, 597а и регулирующий клапан 100-5 подается в межтрубное пространство двух параллельно работающих рядов теплообменников Т-1/13, Т-1/14, Т-1/15, Т-1/16, Т-1/17, Т-1/18, Т-1/19, Т-1/20, Т-1/21, Т-1/22, Т-1/23, Т-1/24 под давлением 1,5 - 11,5 кгс/см2. Давление в общем коллекторе контролируется при помощи манометра. Температура потока нефти перед теплообменниками Т-1/13, Т-1/14, Т-1/15, Т-1/16, Т-1/17, Т-1/18, Т-1/19, Т-1/20, Т-1/21, Т-1/22, Т-1/23, Т-1/24 не должна превышать 140 °С. Из этой же линии имеется отвод нефти на установку № 3/2 для технологических целей (трубопровод «горячая струя»). Нефть через задвижки №№ 654, 654а, 654б направляется на установку № 3/2. Для учета подаваемой на установку № 3/2 нефти установлен расходомер. Также существует еще одна линия подачи горячей струи на установку № 3/2, но в данное время она бездействует. Нефть через задвижки №№ 654, 654а, 654б, 1015 подается на установку № 3/2.

Товарная нефть, проходя межтрубное пространство теплообменников Т-1/13, Т-1/14, Т-1/15, Т-1/16, Т-1/17, Т-1/18, Т-1/19, Т-1/20, Т-1/21, Т-1/22, Т-1/23, Т-1/24 через задвижки №№ 606, 604, 556, 554, 590, 588, 574, 572, 539, 537, 524, 522, 598, 596, 582, 580, 566, 564, 548, 546, 532, 530, 516, 514 охлаждается до температуры не более 45 °С направляется на установку № 3/2 через задвижки №№ 504, 503. Температура товарной нефти на выходе из каждого ряда теплообменников контролируется по приборам (TE-301и, TE-301м). Давление на выходе нефти из межтрубного пространства каждого теплообменника контролируется с помощью технических манометров.

Нестабильный бензин с колонны стабилизации КС-1/2 подается через задвижки №№ 872, 873 в аппараты воздушного охлаждения АВЗ-4, АВЗ-5. Температура нестабильного бензина не должна превышать 100 °С. Контроль осуществляется при помощи датчиков, установленных на входе каждого аппарата (TE-337а - перед АВЗ-4, TE-337в - перед АВЗ-5) с передачей данных на АРМ оператора. В аппаратах воздушного охлаждения нестабильный бензин остывает до температуры не выше 70 °С. Охлажденный до 70 °С нестабильный бензин под давлением не более 13,0 кгс/см2 подается через задвижки №№ 875, 876, 877, 879, 883 в межтрубное пространство конденсаторов-холодильников КХ-11, КХ-12. В трубное пространство конденсаторов-холодильников КХ-11, КХ-12 подается пресная оборотная вода с водонасосной. Температура на выходе из аппаратов АВЗ-4, АВЗ-5 контролируется при помощи датчиков, установленных на выходе из каждого аппарата.

Схемой предусмотрена подача нестабильного бензина с колонны стабилизации КС-1/2 непосредственно в конденсаторы-холодильники через задвижки №№ 878, 877, 879, 883. В этом случае температура нестабильного бензина перед конденсаторами-холодильниками КХ-11, КХ-12 контролируется при помощи датчика.

Нестабильный бензин с конденсаторов-холодильников КХ-11, КХ-12 с температурой не более 50 °С и под давлением не 7,5 - 11,5 кгс/см2 поступает через задвижки №№ 882, 886, 888, 889, 890 в сепараторы С-1/3, С-1/4. Давление на выходе из аппаратов контролируется с помощью технических манометров (PI-317 - на выходе из КХ-11, PI-318 - на выходе из КХ-12). Температура контролируется по датчику (TE-337е) с выводом показаний на АРМ оператора. Схемой предусмотрена подача нестабильного бензина с аппаратов воздушного охлаждения АВЗ-4, АВЗ-5 на сепараторы С-1/4, 1/4 через задвижки №№ 878а, 889, 890.

В аппаратах С-1/3, С-1/4 происходит сепарация нестабильного бензина при давлении 7,5-11,5 кгс/см2. Давление в аппаратах поддерживается при помощи регулирующего клапана 110-5, установленного на линии отвода газа. Уровень раздела фаз «жидкость-газ» поддерживается в пределах 20 - 85 % от шкалы прибора с помощью регулирующего клапана 109-5 и контролируется по уровнемерам.

Газ из С-1/3, С-1/4 направляется через задвижки №№ 893, 894, 895, 896, 898, регулирующий клапан 110-5 для осушки в газосепаратор С-4/2 и далее через задвижку № 900 на газокомпрессорную станцию. Уловленная капельная жидкость с газосепаратора С-4/2 сбрасывается в канализационный колодец и далее направляется на установку № 4/2.

Жидкость с С-1/3, C-1/4 через задвижки 891, 892, 860, 858, 853, 856 подается на прием насосов орошения колонны стабилизации Н-5/3, Н-5/4 и откачки жидкости Н-6/3, Н-6/4.

Часть жидкости насосами Н-5/3, Н-5/4 под давлением 10,0 - 15,0 кгс/см2 через задвижки №№584, 581, 846, 847, 804, 805, регулирующий клапан 101-5 подается в верхнюю часть колонны стабилизации для поддержания температуры в заданных пределах. Остальная часть жидкости насосами Н-6/3, Н-6/4 под давлением 10,0-15,0 кгс/см2 через задвижки №№ 587, 589, 861, 863, 904, 906, регулирующий клапан 109-5 подается в первый из двух последовательно работающих отстойника О-2/3 для защелачивания.

Давление в выкидной линии насосов Н-5/3, Н-5/4, Н-6/3, Н-6/4 контролируется по электроконтактным манометрам. Технологические утечки с сальников насосов Н-5/3, Н-5/4, Н-6/3, Н-6/4 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2.

В трубопровод подачи бензина в отстойник О-2/3 перед задвижкой № 904 подается щелочь с насосов Н-9/1, Н-9/2, Н-9/3.

Смесь бензина и щелочи подается в нижнюю часть отстойника О-2/3 и, проходя через слой щелочи, бензин нейтрализуется. Давление в отстойнике поддерживается не более 14,0 кгс/см2. Бензин с верхней части О-2/3 через задвижки №№ 908, 909 направляется в отстойник О-2/4 для окончательного отстоя щелочи. Давление в отстойнике поддерживается не более 14,0 кгс/см2.

Бензин с верхней части О-2/4 под давлением не более 14,0 кгс/см2 и с расходом не более 40 м3/час через задвижку № 910 подается на пункт налива гексановой фракции. Контроль за величиной давления осуществляется при помощи манометра. Контроль за расходом жидкости на пункт налива гексановой фракции осуществляется по расходомеру.

Для предотвращения образования гидратных пробок при транспортировке бензина на пункт налива гексановой фракции и в оборудовании пункта налива гексановой фракции в трубопровод после задвижки № 900 подается метанол.

Метанол на площадке установки № 2 хранится в емкости МЕ-1 объемом 11,737 м3. Для контроля за уровнем емкость МЕ-1 оборудована мерным стеклом.

Метанол с емкости МЕ-1 подается на прием насоса Н-13/5 через задвижку № 481. Метанол плунжерным дозировочным насосом Н-13/5 под давлением 8,0-16,0 кгс/см2 через задвижки №№ 483, 484 подается в трубопровод подачи бензина на пункт налива гексановой фракции. Давление в выкидной линии насоса Н-13/5 контролируется по электроконтактному манометру. Схемой предусмотрена подача метанола насосом Н-13/5 в емкость МЕ-1 через задвижку № 482. Технологические утечки с сальника насоса Н-13/5 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2.

Щелочь с нижней части аппаратов О-2/3, О-2/4 через задвижки №№ 912, 913, 915, 455б, 450, 452, 454 направляется на насосы Н-9/1, Н-9/2, Н-9/3. Насосами Н-9/1, Н-9/2, Н-9/3 щелочь под давлением 10,0 - 15,0 кгс/см2 через задвижки №№ 451, 453, 455, 451а, 903 подается в трубопровод подачи бензина в отстойник О-2/3. Давление в выкидных линиях насосов Н-9/1, Н-9/2, Н-9/3 контролируется по электроконтактным манометрам. Технологические утечки с сальников насосов Н-9/1, Н-9/2, Н-9/3 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2.

Циркуляция щелочи продолжается до тех пор, пока по результатам анализа концентрация ее не окажется меньше 4 %. При концентрации щелочи меньше 4 % ее необходимо заменить. При этом отработанная щелочь сбрасывается через задвижки №№ 906, 914, 908б сбрасывается на установку № 3/2. Новая щелочь с концентрацией 35 - 45 % емкости для хранения Е-10 через задвижки №№ 470, 471, 473, 474 подается на прием насосов Н-22/1, Н-22/2. Щелочь насосами Н-22/1, Н-22/2 под давлением 7,0-10,0 кгс/см2 через задвижки №№ 475, 476, 477, 448, 450, 452, 454 подается на прием насосов Н-9/1, Н-9/2, Н-9/3. Давление в выкидных линиях насосов Н-22/1, Н-22/2 контролируется по электроконтактным манометрам. Технологические утечки с сальников насосов Н-22/1, Н-22/2 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2. Щелочь насосами Н-9/1, Н-9/2, Н-9/3 подается в отстойники О-2/3, О-2/4 по вышеописанной схеме.

После подачи щелочи в О-2/3, О-2/4 ее разбавляют пресной водой до концентрации 20-22 %. При этом пресная вода с промышленного кольца водоснабжения УКПН-2 подается через задвижку № 475 на прием насосов Н-22/1, Н-22/2 и далее направляется в отстойники О-2/3, О-2/4 по вышеописанной схеме промывая все оборудование.

Для нормального режима работы колонны стабилизации КС-1/2 схемой предусмотрен отвод «бокового погона» с тарелок №№ 21, 29, 33 для удаления воды. Жидкость из колонны стабилизации КС-1/2 через задвижки №№ 807, 808, 809, 810, 886 направляется в шлюз-баллон Б-1/2 и далее через задвижки №№ 886а, 870, 871, 871, 871а, 906б на установку № 3/2. Расход бокового погона поддерживается не более 20 м3/час с помощью запорной арматуры (задвижки № 807, 808, 809, 810).

Контроль за величиной расхода осуществляется местно с помощью расходомера. Для защиты от аварийного повышения давления на отстойниках ОШ-1/3, ОШ-1/4, электродегидраторах ЭДШ-1/3, ЭДШ-1/4 установлено по три рабочих предохранительных клапана Сброс с предохранительных клапанов осуществляется в аварийную емкость Е-4/3. Уровень жидкости в Е-4/3 контролируется по уровнемеру . Уровень не должен превышать 85 % от объема аппарата. Давление в емкости Е-4/3 контролируется с помощью технического манометра. Давление не должно превышать 1,0 кгс/см2. Из емкости Е-4/3 газовая часть направляется на факел, а жидкая - в канализацию и далее на установку № 4/2.

Для защиты от аварийного повышения давления на емкости Е-1/2 установлены два предохранительных клапана, один из которых рабочий, другой резервный. Сброс с предохранительного клапана осуществляется в емкость Е-4/3.

Для защиты от аварийного повышения давления на колонне стабилизации КС-1/2 установлено три предохранительных клапана: два рабочих, один контрольный. Сброс с рабочих предохранительных клапанов осуществляется в аварийную емкость Е-4/4, с контрольного - в окружающую атмосферу.

Уровень жидкости в Е-4/4 контролируется по уровнемеру. Уровень не должен превышать 85 % от объема аппарата. Давление в емкости Е-4/4 контролируется с помощью технического манометра. Давление не должно превышать 1,0 кгс/см2. Из емкости Е-4/4 газовая часть направляется на факел, а жидкая - в линию аварийного сброса с печей П-3, П-4 и далее в аварийную емкость АЕ-2/4 установки № 4/2.

Для защиты от аварийного повышения давления на сепараторах С-1/3, С-1/4 установлено по два рабочих предохранительных клапана. Сброс с предохранительных клапанов осуществляется в емкость Е-4/4.

Для защиты от аварийного повышения давления на отстойниках О-2/3, О-2/4 установлено по два предохранительных клапана, один из которых рабочий, другой резервный. Сброс с предохранительных клапанов осуществляется в емкость Е-4/4.

На приемном трубопроводе насосов НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6 имеется трубопровод, соединяющий прием насосов и входной трубопровод каждого ряда теплообменников Т-1/13, Т-1/14, Т-1/15, Т-1/16, Т-1/17, Т-1/18, Т-1/19, Т-1/20, Т-1/21, Т-1/22, Т-1/23, Т-1/24. Для экономии энергозатрат часть нефти, минуя насосы обессоленной нефти и печи, колонну стабилизации подается под давлением не более 6,0 кгс/см2 через регулирующий клапан 602-2, задвижки №№ 902а, 902, 904, 598а, 606а в поток товарной нефти на входе в теплообменники Т-1/13, Т-1/14, Т-1/15, Т-1/16, Т-1/17, Т-1/18, Т-1/19, Т-1/20, Т-1/21, Т-1/22, Т-1/23, Т-1/24. Регулирование расхода нефти осуществляется клапаном 602-2. Контроль за давлением осуществляется с помощью технических манометров.

Из линии подачи товарной нефти в ряд теплообменников Т-1/13, Т-1/14, Т-1/15, Т-1/16, Т-1/17, Т-1/18 имеется отвод нефти на установку № 3/2 для технологических целей (трубопровод « горячая струя»). Нефть через задвижки №№ 654, 654а, 654б направляется на установку № 3/2 под давлением 1,5-11,5 кгс/см2. Контроль за величиной давления осуществляется с помощью технического манометра. Для учета количества товарной нефти, направленной на установку № 3/2 установлен расходомер. Существует также еще один трубопровод «горячая струя» на установку № 3/2. в этом случае нефть через задвижки №№ 654, 654а, 654б, 1015 направляется на установку № 3/2. В трубопровод «горячая струя» после задвижки № 654б имеется врезка трубопровода от ЗАО «Самара-Нафта». При этом нефть с ЗАО «Самара-Нафта» через задвижку № 654в подается в трубопровод «горячая струя» и направляется на установку № 3/2.

Для осуществления процесса обессоливания на блок № 2 подается пресная вода с насосов Н-8/1, Н-8/2, Н-8/3 блока № 1. Вода с насосов подается через задвижку № 613а на распределительную гребенку. На распределительной гребенке поток делится на 5 частей и подается по следующей схеме:

* через задвижки №№ 613, 557 в поток нефти на входе в теплообменник Т-1/16;

* через задвижки №№ 617, 617а, 643 в поток нефти на выходе из отстойников ОШ-1/3, ОШ-1/4;

* через задвижки №№ 615, 615а в поток нефти на входе в отстойник ОШ-1/3;

* через задвижки №№ 614, 558 в поток нефти на входе в теплообменник Т-1/22;

* через задвижки №№ 616, 616а в поток нефти на входе в отстойник ОШ-1/4;

Расход пресной воды в поток нефти на входе в каждый теплообменник Т-1/16 Т-1/22 не должен превышать 30 м3/час. Расход пресной воды в поток нефти на входе в каждый отстойник ОШ-1/3 ОШ-1/4 не должен превышать 30 м3/час. Расход пресной воды в поток нефти на выходе из отстойников ОШ-1/3 ОШ-1/4 не должен превышать 40 м3/час. В процессе подготовки нефти в отстойниках ОШ-1/31, ОШ-1/4 и электродегидраторах ЭДШ-1/3, ЭДШ-1/4 накапливается промежуточный слой. Для удаления промежуточного слоя с ОШ-1/3, ОШ-1/4, ЭДШ-1/3, ЭДШ-1/4 предусмотрена линия, по которой он через задвижки №№ 631, 620, 680, 655, 655а подается в линию сброса воды с отстойников ОШ-1/3, ОШ-1/4 на установку № 3/2.

В процессе эксплуатации возникает необходимость остановки блока № 2 на ремонт. Для этого нефть в оборудовании постепенно заменяется на пресную воду, при этом нефть с верхней части емкости Е-1/2 направляется на установку № 3/2 через задвижки №№ 499, 499а. При необходимости для откачки нефти на установку № 3/2 используется насос Н-11/4. Жидкость с Е-1/2 подается на прием насоса Н-11/4 через задвижки №№ 651, 902а, 902, 904, 904а, 901в.

Жидкость насосом Н-11/4 под давлением 4,0 - 8,0 кгс/см2 через задвижки №№ 911, 911а подается на установку № 3/2. Давление в выкидной линии насоса контролируется по электроконтактному манометрам. Технологические утечки с сальников насоса Н11/4 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2.

Водонасосная станция

Водонасосная станция предназначена для поддержания давления в промышленном кольце УКПН-2, а также для подачи пресной воды в емкость Е-3/2, на насосы НОН-2/1, НОН-2/2, НОН-2/3, НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6, на охлаждение компрессоров газокомпрессорной станции ( ГКС-2) и воздушно-компрессорной станции.

Промышленная вода управления «КСК» поступает в промышленное кольцо УКПН-2, а также через водяной колодец на водонасосную станцию через задвижку № 1а, 1 под давлением 3,0 - 10,0 кгс/см2. Контроль за давлением осуществляется местно при помощи технических манометров.

Далее вода подается на прием насосов Н-1, Н-2, Н-3 через задвижки №№ 4, 2, 5, 3, 6. Насосы Н-1, Н-2, Н-3 предназначены для подачи пресной воды в систему поддержания пластового давления Дмитриевского месторождения. Обвязка насосов Н-1, Н-2, Н-3 позволяет работать в качестве насосов циркуляционного водоснабжения.

Пресная вода насосами Н-1, Н-2, Н-3 под давлением 3,0-10,0 кгс/см2 через задвижки №№ 12, 13, 14 подается в трубопровод подачи технической воды с ВНС «Мухановская». Давление в выкидной линии насосов Н-1, Н-2, Н-3 контролируется по электроконтактным манометрам. Технологические утечки с сальников насосов Н-1, Н-2, Н-3 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2. Далее вода направляется в выкидной трубопровод насосов Н-6, 7, 8 через задвижки №№ 61, 64, 65 и используется в качестве циркуляционной воды.

Промышленная вода также может подаваться через задвижку № 15 непосредственно в градирню Г-1. Изменение уровня воды в камере подпитки и чаше градирни Г-1 допускается в пределах 30 - 85 % от шкалы приборов. Контроль за уровнями в камере подпитки и чаше градирни Г-1 осуществляется по приборам. Вода с градирни Г-1 через задвижки №№ 68, 69 подается в камеру охлажденной воды КОВ, откуда подается на прием насосов Н-6, Н-7, Н-8 через задвижки №№ 19, 36, 37.

Промышленная вода насосами Н-6, Н-7, Н-8 под давлением 3,0-10,0 кгс/см2 через задвижки №№ 22, 23, 24, 38, 39 подается в емкость Е-3/2 блока № 1 установки № 2 и на охлаждение сальников и подшипников насосов НОН-2/1, НОН-2/2, НОН-2/3, НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6. На этой же линииимеется отвод воды (задвижка № 29) на охлаждение компрессоров газокомпрессорной станции (ГКС-2).

Давление в выкидной линии насосов Н-6, Н-7, Н-8 контролируется по электроконтактным манометрам. Технологические утечки с сальников насосов Н-6, Н-7, Н-8 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2.

Оставшаяся часть циркуляционной воды по обратному трубопроводу возвращается в градирню Г-1 через задвижки №№ 40, 42, 43. В зимнее время для предотвращения образования льда на решетках градирни Г-1 вода поступает непосредственно в чашу градирни.

Обвязкой предусмотрена подача промышленной воды через задвижки №№ 50, 19, 16, 51 непосредственно на прием насосов Н-6, Н-7, Н-8.

С камеры охлажденной воды КОВ Промышленная вода может подаваться на прием насосов Н-9, Н-10 через задвижки №№ 25, 26.

Промышленная вода насосами Н-9, Н-10 под давлением 3,0 - 10,0 кгс/см2 через задвижки №№ 27, 28 поступает в выкидной коллектор насосов Н-9, Н-10. Насосы Н-9, Н-10 являются подпорными для насосов Н-1, Н-2, Н-3. Вода через задвижки №№ 7, 8, 9 подается на прием насосов Н-1, 2, 3. Также обвязкой предусмотрена подача воды насосами Н-9, Н-10 в выкидной трубопровод насосов Н-6, Н-7, Н-8 через задвижки №№ 17, 30 и далее по вышеописанной схеме подается на технологические нужды установки № 2. Давление в выкидной линии насосов Н-9, Н-10 контролируется по электроконтактным манометрам. Технологические утечки с сальников насосов Н-9, Н-10 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2.

На территории установки № 2 установлены два пожарных резервуара объемом 2000 м3 каждый.

Вода в резервуары поступает через задвижки №№ 20, 20в, 21, 21б. Резервуары всегда имеют одинаковый уровень. В случае возникновения пожара и понижения давления воды в промышленном кольце менее 2,0 кгс/см2 машинист водонасосной станции по распоряжению старшего оператора запускает насосы Н-4, Н-5. Вода с пожарных резервуаров подается на прием насосов Н-4, Н-5 через задвижки №№ 20б, 10, 21а, 11.

Промышленная вода насосами Н-4, Н-5 под давлением 3,0-10,0 кгс/см2 через задвижки №№ 32, 33 поступает в кольцо промышленного водоснабжения УКПН-2 для создания необходимого давления.

Давление в выкидной линии насосов Н-4, Н-5 контролируется по электроконтактным манометрам. После ликвидации пожара и восстановлении давления в кольце промышленного водоснабжения УКПН-2 насосы Н-4, Н-5 отключаются. Технологические утечки с сальников насосов Н-4, Н-5 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2.

...