Оптимизация системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Спорышевском месторождении
Развитие нефтедобывающей промышленности Западной Сибири в новых экономических условиях. Оптимизация механизированного фонда и повышение производительности работы скважин в условиях осложнений при эксплуатации. Установки предварительного сброса воды.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 27.11.2014 |
| Размер файла | 556,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
- давление
- уровень конденсата
ГС - 1
0 С
МПа
%
до + 50
до 0,6
до 20
2,5
2,5
2,5
7
LAh
PI
TI
Емкости подземные
- уровень жидкости
- давление
- температура
ЕП - 1 ~ 5
%
МПа
0 С
до 80
до 0,07
до + 30
2,5
2,5
2,5
8
LAh
PI
TI
Емкости сбора конденсата
- уровень жидкости
- давление
- температура
ЕСК - 1, 2
%
МПа
0 С
до 80
до 0,07
до + 30
.
2,5
2,5
2,5
9
LAh
TI
LIA
Резервуар для очистки воды
РВС - 5000
- верхний уровень
- температура
-м/фазный уровень «нефть-вода»
РВС-1, 3
м
0 С
м
до 10
до + 30
2,5
2,5
2,5
10
LAh
TI
LIA
Технологический резервуар
РВС - 5000
- верхний уровень
- температура
- м/фазный уровень «нефть-вода»
РВС-2
м
0 С
м
до 10
до + 30
2,5
2,5
2,5
11
PI
PISAhl
TI
TISAh
PDЕ
QISA
NHSA
Насосы внешней откачки нефти
- давление на приеме
- давление на выкиде
- температура перекач. нефти
- температура подшипников
-перепад давления на фильтре
-загазованность помещения
-
Н - 1 ~ 6
МПа
МПа
0 С
0 С
МПа
% НКПРП
до 0,15
2,8 ~ 4,8
до + 30
до + 70
0,1
0
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
5,0
12
PI
PISAhl
TI
TISAh
PDЕ
QISA
NHSA
Насосы пластовой воды
- давление на приеме
- давление на выкиде
- температура перекач. нефти
- температура подшипников
-перепад давления на фильтре
-загазованность помещения
-
Н - 1 ~ 3
МПа
МПа
0 С
0 С
МПа
%НКПРП
до 0,15
2,5 ~ 3,0
до + 30
до + 70
0,1
0
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
5,0
13
PI
PISAhl
TI
TISAh
PDЕ
QISA
Насосы подрезки пластовой воды
- давление на приеме
- давление на выкиде
- температура перекач. нефти
- температура подшипников
-перепад давления на фильтре
-загазованность помещения
Н - 1 ~ 2
МПа
МПа
0 С
0 С
МПа
%НКПРП
до 0,15
0,3 ~ 0,6
до + 30
до + 75
0,1
0
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
5,0
14
PI
FQI
TI
QISA
Насосы подачи деэмульгатора
- давление на выкиде
- расход реагента
- температура реагента
-загазованность помещения
НД - 1 ~ 4
МПа
л/час
0 С
%НКПРП
0,3 ~ 0,7
до 40
-40 ~ + 30
0
2,5
2,5
2,5
5,0
3.3 Общая характеристика УПСВ спорышевского месторождения
Наименование объекта - Установка предварительного сброса воды Спорышевского месторождения.
УПСВ Спорышевского месторождения введена в эксплуатацию в 2003 году. Генеральный проектировщик - «Ноябрьскнефтегазпрпоект». Строительство установки предварительного сброса воды началось в 2002 году.
Установка предварительного сброса воды расположена в 12 километрах на север от города Ноябрьска.
УПСВ предназначена для осуществления сепарации нефти, отделения пластовой воды от добываемой продукции, очистки и перекачки подтоварной воды в систему ППД, подготовки и транспортировки газа на котельные города Ноябрьска и Холмогорскую компрессорную станцию.
Установка включает в себя следующие объекты:
1) входную гребенку (узел дополнительных работ (УДР));
2) две технологические площадки:
первая:
- с четырьмя нефтегазовыми сепараторами первой ступени С - 1/1,2,3,4 (НГС V = 100 м3);
- с двумя газовыми сепараторами ГС-1 (V =80 м3), ГС-2 (V= 4 м3);
вторая:
- с четырьмя сепараторами со сбросом пластовой воды С - 2/1,2,3,4 (НГСВ V =200 м3);
- с четырьмя нефтегазовыми сепараторами второй ступени С - 3/1,2,3,4 (НГС V =80 м3);
- с узлом учета газа транспортируемого на котельные и ХКС.
3) 4 печи нагрева нефти ПТБ - 10/64 №№ 1, 2, 3, 4;
4) резервуар - аварийный РВС - 1 V= 5000 м3;
5) резервуар - технологический РВС - 2 V= 5000 м3;
6) резервуар - отстойник воды РВС - 3 V= 5000 м3;
7) насосную откачки пластовой воды с тремя насосами Д-630-90;
8) насосную откачки нефти с шестью насосами ЦНС-300-480;
9) насосную с двумя насосами подрезки пластовой воды ЦНС-60-330;
10) блок контроля качества нефти (БКН);
11) блочный узел учета нефти (БУУН);
12) узел учета воды (УУВ);
13) подземные емкости;
14) емкости сбора конденсата;
15) емкость уловленной нефти;
16) установку блочную автоматизированную для приготовления и дозировки деэмульгатора;
17) установку блочную автоматизированную для приготовления и дозировки ингибитора коррозии;
18) склад - навес хим. реагентов;
19) метанольницу (ЕМ V=4,5м3);
20) факела низкого и высокого давлений (УФМГ);
21) резервуары противопожарного запаса воды;
22) емкость хранения пенораствора;
23) противопожарную насосную станцию.
От устья скважин по системе нефтесбора, жидкость с растворенным в ней попутным (нефтяным) газом поступает на АГЗУ (автоматизированные групповые замерные установки). После замерных установок жидкость за счет энергии пласта или давления погружных насосных установок поступает на УДР УПСВ (температура в летний период - + 15 0С, в зимний - + 3 0 С).
С узла дополнительных работ обводненная нефтегазовая смесь под давлением 0,49 - 0,52 МПа поступает в сепараторы первой ступени С-1/1, 2, 3, 4, где при давлении 0,47 - 0,5 МПа происходит сепарация нефти от газа. Температура поступающей эмульсии недостаточна для проведения процесса подготовки нефти, поэтому она направляется в печи ПТБ-10 № 1-4 для подогрева. Регулирование уровня в сепараторах С-1/1, 2, 3, 4 осуществляется электроприводными клапанами КЛ 1 и КЛ 2 установленными на линиях поступления жидкости в печи ПТБ - 10 № 1-4.
Для эффективного расслоения добытой обводненной нефти предварительно в поток жидкости поступающей с УДР из блока БР-1 подается реагент-деэмульгатор.
В сепараторах первой ступени сепарации С-1/1,2,3,4 при давлении 0,47 - 0,5 МПа осуществляется отбор газа. Отделившийся в сепараторах С-1/1,2,3,4 нефтяной газ поступает в газосепаратор ГС-1, где производится его первичная очистка. Газ из сепаратора ГС-1 через узел учета (УУГ) поступает в газопроводы: «газ на ХКС», «газ на котельные г. Ноябрьска», в газовый сепаратор ГС - 2. Избыток газа направляется на факел высокого давления УФМГ - 1 (для поддержания необходимого рабочего давления в аппаратах УПСВ). Регулирование давления газа в сепараторах ГС-1 и С-1/1, 2, 3, 4 осуществляется электроприводным клапаном КЛ 3, установленным на линии выхода газа с ГС - 1. В линию поступления газа на ХКС и котельные г. Ноябрьска для предотвращения гидратообразования подается метанол.
Сброс конденсата с ГС-1 при достижении максимального уровня осуществляется в подземную обогреваемую емкость ЕП-5. Газ поступивший в газосепаратор ГС-2 проходит дополнительную очистку и подается в линию запального газа факельных установок, через теплообменники на ГРП печи ПТБ-10 № 1~4 и на котельную. Конденсат скопившийся в газосепараторе ГС-2 стравливается в подземную емкость ЕП-5.
В аварийной ситуации газ с ГС-1 и ГС- 2 через предохранительные клапана СППК сбрасывается на факел аварийного сжигания газа УФМГ - 2.
Жидкость из сепараторов С-1/1, 2, 3, 4 поступает в печи ПТБ-10 № 1~4, где подвергается нагреву до температуры + 35 0 С и направляется в установки предварительного сброса воды (УПСВ) С-2/1, 2, 3, 4, в которых при давлении 0,22-0,25 МПа происходит отделение пластовой воды. Газ на печи поступает из газосепаратора ГС-2.
В случае аварийной ситуации и при останове печей ПТБ-10, их дренаж производится в подземную емкость ЕП-1. Пластовая вода поступает в резервуары очистки РВС-1,3 объемом 5000 м3 каждый. При выводе сепараторов С - 2/1, 2, 3, 4 из технологии, дренаж с них производится в подземную емкость ЕП-5. Регулирование межфазного уровня в сепараторах С-2/1, 2, 3, 4 осуществляется электроприводными клапанами КЛ 6, 8, 10, 12, установленными на линиях поступления воды из каждого сепаратора в РВС- 1, 3 и электроприводными клапанами КЛ 4, 5, 7, 9, 11 установленными на линиях поступления нефти из каждого сепаратора в сепараторы С-3/1, 2, 3, 4.
Обезвоженная нефть с остаточным содержанием воды до 10% из сепараторов С-2/1, 2, 3, 4 под собственным давлением поступает в сепараторы третей ступени сепарации С-3/1, 2, 3, 4, где происходит окончательное разгазирование нефти. Выделившийся газ поступает в линию газа на факел низкого давления УФМГ - 2. В аварийной ситуации предусмотрен сброс газа через предохранительные клапана СППК на факел низкого давления УФМГ-2.
При выводе сепараторов С - 3/1, 2, 3, 4 из технологии, дренаж с них производится в подземную емкость ЕП-5. Регулирование уровня нефти в сепараторах С-3/1, 2, 3, 4 осуществляется электроприводными клапанами КЛ 13, КЛ 14 установленным на линии поступления нефти из сепараторов С - 3/1, 3/2 в РВС-2 или регулирующим электроприводным клапаном КЛ 15 при поступлении нефти из сепараторов на прием насосов откачки нефти.
Нефть из сепараторов С-3/1, 2, 3, 4 может направляться либо на прием насосов откачки нефти (НВО) или в РВС- 2. При высоком содержании воды в нефти, нефть перетекает в технологический резервуар РВС- 2, где происходит отделение воды от нефти. Отстоявшаяся нефть, через маточник резервуара, поступает на прием насосных агрегатов откачки нефти НВО-1, 2, 3, 4, 5, 6. Отстоявшаяся вода из резервуара РВС - 2 поступает в резервуары РВС-1, 3. При низком содержании воды в нефти, нефть из сепараторов С-3/1, 2, 3, 4 сразу поступает на прием насосных агрегатов откачки нефти НВО - 1, 2, 3, 4, 5, 6.
Нефть с НВО поступает на блочный узел учета нефти (БУУН) и далее на УПСВГ Спорывшевского месторождения.
Жидкость с сальников насосных агрегатов откачки нефти, с фильтров и линий БУУН поступает в канализационный колодец КК - 2.
Часть нефти перед блочным узлом учета нефти отбирается через пробозаборное устройство и направляется в блок контроля качества нефти (БКН). БУУН представляет собой три рабочие и одну контрольную измерительные линии. На входе линий стоят фильтры очистки нефти. Для проведения поверки линий БУУН может производится подключение передвижной турбопоршневой установки.
Регулирование высоты слоя нефти в резервуаре РВС- 2 производится электроклапаном КЛ 15, который установлен до блочного узла учета нефти, на линии между приемным и выкидным трубопроводами насосов откачки нефти.
Отделившаяся в установках С-2/1, 2, 3, 4 подтоварная вода поступает в резервуары РВС - 1, 3, для очистки от нефтепродуктов. Также в эти резервуары поступает подтоварная вода, отстоявшаяся в резервуаре РВС - 2. Очищенная вода из резервуаров поступает на вход НПВ - 1, 2, 3. Проходя через узел учета воды (УУВ) она подается в систему низконапорных водоводов Спорышевского месторождения и используется для закачки в пласт. Регулирование уровня воды в резервуарах РВС - 1, 3 производится электроклапаном КЛ 16, который установлен до узла УУВ, на линии между приемным и выкидным трубопроводами. При выводе резервуаров из работы дренаж с них производится в подземную емкость ЕП-5.
При неудовлетворительном качестве откачиваемой пластовой воды (повышенное содержание нефтепродуктов) предусмотрен повторный цикл очистки. Для этого насосами подрезки НППВ - 1, 2 пластовая вода откачивается из резервуаров РВС - 1, 2, 3 и подается на вход сепараторов С-2/1,2,3,4.
Уловленная нефть из резервуаров РВС - 1, 3 выводится в подземную емкость уловленной нефти ЕП-4, откуда откачивается в РВС - 2.
Для предотвращения коррозии трубопроводов и оборудования в поток нефти поступающей на вход насосных агрегатов подается ингибитор коррозии. Работа приборов КИПиА обеспечивается от сети электроснабжения.
На площадке УПСВ смонтирована операторная, в которой установлены приборы контроля технологического процесса средствами КИПиА.
В насосных блоках установлены газоанализаторы. При достижении предельно допустимой концентрации (ПДК) газа в воздухе выше 10% от НКПРП происходит включение вытяжного вентилятора, а при ПДК 40% от НКПРП - отключение насосных агрегатов.
В случае аварийной ситуации на УПСВ (порыв нефтепровода или остановках насосных агрегатов) нефть после 3 ступени сепарации направляется в аварийный резервуар РВС-2. Газ после ГС - 1 продолжает подаваться на Холмогорскую компрессорную станцию или направляется для сжигания на факел.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Таблица 3.2 Технологическое оборудования на УПСВ
|
№ п/п |
Позиция по схеме (индекс) |
Наименование оборудования (назначение, тип) |
Кол-во |
Краткая характеристика |
Мате-риал |
Метод защиты от коррозии |
|||
|
объем, м3 |
Рр, МПа |
диаметр, м |
|||||||
|
1 |
П-1, П-2, П-3, П-4 |
Печь трубчатая блочная ПТБ - 10/64 |
4 |
0,8 |
|||||
|
2 |
С - 1/1, С - 1/2, С - 1/3, С - 1/4 |
Нефтегазовый сепаратор 1 ступени сепарации |
4 |
100 |
0,8 |
3,0 |
09Г2С |
||
|
3 |
С - 2/1, С - 2/2, С - 2/3, С - 2/4 |
Нефтегазовый сепаратор со сбросом воды НГСВ |
4 |
200 |
0,8 |
3,4 |
09Г2С |
||
|
4 |
С - 3/1, С - 3/2, С - 3/3, С - 3/4 |
Нефтегазовый сепаратор 2 ступени сепарации |
4 |
80 |
0,8 |
3,0 |
09Г2С |
||
|
5 |
ГС - 1 |
Сепаратор газовый |
1 |
80 |
0,8 |
3,0 |
09Г2С |
||
|
6 |
ГС - 2 |
Газосепаратор осушки газа на ПТБ-10 № 1 - 4 |
1 |
4 |
0,8 |
1,2 |
09Г2С |
||
|
7 |
РВС - 1, РВС - 2, РВС - 3 |
Резервуар нефтяной аварийный |
3 |
5000 |
- |
22,4 |
09Г2С |
Внутреннее-грунтовка, эпоксидное покрытие, цинковое покрытие |
|
|
8 |
Е - 1, Е - 2, Е - 3 |
Емкость подземная дренажная |
3 |
12,5 |
2,0 |
09Г2С |
|||
|
9 |
Е - 4, Е - 5 |
Емкость подземная дренажная |
2 |
40 |
2,4 |
09Г2С |
|||
|
10 |
ЕСК - 1, ЕСК - 2 |
Емкость сбора конденсата |
2 |
25 |
2,4 |
09Г2С |
Таблица 3.3 Насосное и компрессорное оборудования на УПСВ
|
№ п/п |
Индекс по схеме |
Марка |
Кол-во, шт. |
Назначение |
Расход м3/час |
Давление, МПа |
Характеристика привода |
||||
|
мощность, кВт |
число оборотов, об/мин |
марка эл. двигате-ля |
|||||||||
|
прием |
выкид |
||||||||||
|
1 |
НПВ № 1, 2, 3 |
Д 630-90 |
3 |
Насос пластовой воды, откачка воды на КНС |
630 |
230 |
1450 |
ВАО-2-450 |
|||
|
2 |
НППВ № 1, 2 |
ЦНС-60*330 |
2 |
Насос подрезки пластовой воды, откачка воды из технологических резервуаров |
48 - 80 |
0,08 |
2,2 - 3,2 |
132 |
2950 |
ВАО-280 с2 |
|
|
3 |
НВО № 1, 2, 3, 4, 5, 6 |
ЦНС-300*480 |
6 |
Насос внешней откачки, откачка нефти с установки |
240 - 360 |
0,1 |
4,8 |
630 |
1500 |
ВАО-4-560 |
|
|
4 |
Е № 1,2,3,4,5 |
12 НА-9*4 |
5 |
Откачка из подземных емкостей ЕП - 1, 2, 3, 4, 5 |
70 - 90 |
0,1 |
0,43 |
15 |
1500 |
АИМР 160 |
|
|
5 |
ДН № 1,2,3,4 |
НД 10р 25/40 К14р |
4 |
Насос дозатор, подача реагента в трубопровод |
0,025 |
0,02 |
4,0 |
0,25 |
1340 |
АИМ 63 А4 |
Таблица 3.4 Характеристика регулирующих клапанов
|
Индекс по схеме |
Место установки |
Назначение |
Тип |
Обоснование выбора типа клапана |
|
|
КЛ 1 |
Трубопровод выхода нефти из сепараторов НГС С-1/1, С-1/2 |
Регулирование вывода нефти, поддержание уровня нефти |
УЭРВ - 1М |
1.Применение в системе электроавтоматики 2.Требуемая пропускная способность 3.Эксплуатация в условиях низких температур |
|
|
КЛ 2 |
Трубопровод выхода нефти из сепараторов НГС С-1/3, С-1/4 |
Регулирование вывода нефти, поддержание уровня нефти |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 3 |
Трубопровод выхода газа из ГС - 1 |
Регулирование выхода газа с сепаратора, подержание давления в сепараторе |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 4 |
Трубопровод выхода газа из НГСВ С-2/1 ~ 4 |
Поддержание давления газа в сепараторах НГСВ |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 5 |
Трубопровод выхода нефти из НГСВ С-2/1 |
Поддержание уровня нефти в сепараторе |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 6 |
Трубопровод выхода воды из НГСВ С-2/1 |
Регулирование вывода воды, поддержание уровня раздела фаз «нефть-вода» |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 7 |
Трубопровод выхода нефти из НГСВ С-2/2 |
Поддержание уровня нефти в сепараторе |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 8 |
Трубопровод выхода воды из НГСВ С-2/2 |
Регулирование вывода воды, поддержание уровня раздела фаз «нефть-вода» |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 9 |
Трубопровод выхода нефти из НГСВ С-2/3 |
Поддержание уровня нефти в сепараторе |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 10 |
Трубопровод выхода воды из НГСВ С-2/3 |
Регулирование вывода воды, поддержание уровня раздела фаз «нефть-вода» |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 11 |
Трубопровод выхода нефти из НГСВ С-2/4 |
Поддержание уровня нефти в сепараторе |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 12 |
Трубопровод выхода воды из НГСВ С-2/4 |
Регулирование вывода воды, поддержание уровня раздела фаз «нефть-вода» |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 13 |
Трубопровод выхода нефти из НГС С -3/1, С - 3/2 |
Поддержание уровня нефти в сепараторе |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 14 |
Трубопровод выхода нефти из НГС С -3/3, С - 3/4 |
Поддержание уровня нефти в сепараторе |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 15 |
Трубопровод между выкидом и приемом насосов откачки нефти с установки |
Регулирование объема откачки нефти |
УЭРВ - 1М |
То же |
|
|
КЛ 16 |
Трубопровод между выкидом и приемом насосов откачки воды на КНС |
Регулирование уровня в очистном РВС |
УЭРВ - 1М |
То же |
Размещено на http://www.allbest.ru/
Система управления и автоматизации УПСВ. Для управления технологическим процессом и обеспечения безопасной эксплуатации УПСВ Спорышевского месторождения применяется система автоматического управления технологическим процессом.
Автоматизированная система управления технологическим процессом обеспечивает автоматическое выполнение следующих оперативных информационных функций:
сбор и первичную обработку (аналого-цифровое преобразование, измерение, масштабирование и др.) информации о технологическом процессе и технологическом оборудовании;
сбор информации о состоянии и работе исполнительных механизмов, схем автоматического управления, регулирования и технологической защиты;
отображение информации на экране монитора;
предупредительную и аварийную сигнализацию (сигнализацию загазованности в помещениях УПСВ, сигнализацию пожара в помещениях УПСВ);
регистрацию состояния электроклапанов, электрозадвижки, насосных агрегатов и вентиляторов.
регистрацию контролируемых параметров и событий;
возможность экспорта ряда данных о ходе технологического процесса в систему телеметрии.
Для осуществления перечисленных выше объемов автоматизации и контроля используются электрические средства и приборы.
Таблица 3.5 Система сигнализаций и блокировки оборудование УПСВ
|
Позиция прибора |
Технологический параметр, аппарат или узел схемы |
Сигнализация |
Блокировка |
Примечание |
|||
|
мин. |
макс. |
мин. |
макс. |
||||
|
PIRA |
Трубопровод входа нефти на установку подготовки нефти |
0,25 МПа |
0,6 МПа |
Сигнализация |
|||
|
Печи П-1,2,3,4 |
|||||||
|
PIA |
Давление нефти на входе |
0,25 МПа |
0,6 МПа |
Сигнализация |
|||
|
PIA |
Давление нефти на выходе П-1 |
0,2 МПа |
0,5 МПа |
Сигнализация Остановка печи |
|||
|
PIA |
Давление топливного газа |
0,15 МПа |
0,3 МПа |
Сигнализация Останов печи |
|||
|
Уровень воды в емкости |
2,8 м |
2,5 м |
Сигнализация |
||||
|
Температура воды в емкости |
80 оС |
90 оС |
Сигнализация Останов печи |
||||
|
TIRA |
Температура нефти на выходе П-1 |
50 оС |
Сигнализация |
||||
|
BS 115-118 |
Наличие пламени на горелках |
Останов печи при отсутствии пламени |
|||||
|
Сепараторы УПСВ С-2/1,2,3,4 |
|||||||
|
LIRCA |
Уровень жидкости 2 отсек |
2,2 м |
2,4 м |
Сигнализация |
|||
|
LIRCA |
Уровень жидкости 3 отсек |
0,8 м |
1,8 м |
Сигнализация |
|||
|
LIRCA |
Уровень раздела фаз "газ-нефть" во 2 отсеке сепаратора |
2,22 м |
2,25 м |
Сигнализация |
|||
|
LIRCA 087074 |
Уровень раздела фаз "нефть-вода" во 2 отсеке сепаратора |
1,3 м |
1,8 м |
Сигнализация |
|||
|
PIRA 087163 |
Давление газа в сепараторе |
0,25 МПа |
0,4 МПа |
Сигнализация |
|||
|
Сепараторы НГС С-1/1, 2,3,4 |
|||||||
|
LICA |
Уровень нефти |
0,4 м |
1,7 м |
Сигнализация |
|||
|
Резервуары Р-1, 2,3 |
|||||||
|
LIA |
Уровень раздела фаз "нефть-вода" |
7,0 м |
7,6 м |
Сигнализация |
|||
|
LAh |
Уровень жидкости |
7,6 м |
10,0 м |
Сигнализация |
|||
|
Насосная откачки нефти |
|||||||
|
PISA |
Давление в напорной линии насоса |
0,05 МПа |
0,12 МПа |
0,04 МПа |
0,13 МПа |
Сигнализац. Отключение насоса |
|
|
ТISA |
Температура подшипников электродвигателя (максимум) |
70оС |
70оС |
Сигнализация Отключение насоса |
|||
|
ТISA |
Температура подшипников насоса (максимум) |
70оС |
70оС |
То же |
|||
|
LSA |
Чрезмерные утечки сальников насосов, уровень (максимум) |
10 см |
10 см |
Сигнализация Отключение насоса |
|||
|
QISA |
Загазованность помещения насосной |
10% НКПРП |
10% НКПРП 40% НКПРП |
Включение вентилятора Отключение насосов |
|||
|
TSA |
Пожарная сигнализация |
||||||
|
Насосная откачки пластовой воды |
|||||||
|
PISA |
Давление на приеме насосов |
0,03 МПа |
- |
0,01 МПа |
Сигнализация Отключение насоса |
||
|
PISA |
Давление в напорной линии насосов НПВ |
0,7 МПа |
1,2 МПа |
0,6 МПа |
1,3 МПа |
Сигнализация Отключение насоса |
|
|
ТISA |
Температура подшипников электродвигателя (максимум) |
70оС |
70оС |
То же |
|||
|
ТISA |
Температура подшипников насоса (максимум) |
70оС |
70оС |
То же |
|||
|
QISA |
Загазованность помещения насосной |
10% НКПРП |
10% НКПРП 40% НКПРП |
Включение вентилятора Отключение насосов |
|||
|
Газосепаратор ГС - 1 |
|||||||
|
LA |
Уровень конденсата в газосепараторе ГС-1 (максимум) |
60 см |
Сигнализация |
||||
|
PIA |
Давление в газосепараторе |
0,18 МПа |
0,3 МПа |
Сигнализация |
|||
|
Газосепаратор ГС - 2 |
|||||||
|
LA |
Уровень конденсата в газосепараторе ГС-2 (максимум) |
0,6 м |
Сигнализация |
||||
|
PIA |
Давление в газосепараторе |
0,18 МПА |
0,3 МПа |
Сигнализация |
|||
|
Блоки дозирования реагента БР-1, БР-2 |
|||||||
|
LA |
Уровень деэмульгатора в емкости хранения ЕПД |
20 % |
80% |
Сигнализация |
|||
|
Давление в нагнетательной линии |
0,35 МПа |
0,7 МПа |
Сигнализация |
||||
|
QISA |
Загазованность в насосной БРХ |
20% НКПРП |
40% НКПРП |
Сигнализация Отключение насосов |
|||
|
ТSA |
Пожарная сигнализация |
||||||
|
Емкости подземные дренажные |
|||||||
|
LA |
Уровень жидкости (максимум) |
80% |
Сигнализация |
3.4 Режим работы УПСВ
Перед пуском установки в эксплуатацию должно быть проверено наличие:
проектной исполнительной документации;
актов и журналов на скрытые работы и отдельные виды работ;
актов приемки установки комиссией и документов, подтверждающих устранение обнаруженных нарушений и отступлений от проекта;
паспортов на установленное оборудование и инструкций по его эксплуатации;
актов на ревизию оборудования;
актов на гидравлическое испытание аппаратов и трубопроводов;
актов на испытание системы вентиляции;
акта на испытание аварийной сигнализации и блокировок;
актов на испытание систем автоматического пожаротушения;
актов испытания оборудования на прочность и плотность;
актов комплексного опробования смонтированного оборудования;
справок об обеспечении установки сырьем, реагентами, вспомогательными материалами, топливом и электроэнергией;
документации на аттестацию обслуживающего персонала;
технологического регламента;
плана ликвидации возможных аварий;
паспортов на установленное оборудование и инструкций по его эксплуатации;
наличие обязательных инструкций согласно перечню.
УПСВ вводится в эксплуатацию после проведения всего комплекса строительно-монтажных и наладочных работ, предусмотренных проектом, с оформлением соответствующей документации.
Пуск осуществляется вахтовым персоналом, прошедшим обучение и инструктаж, под непосредственным руководством начальника цеха (установки). Состав бригады определяется приказом.
К моменту приема продукта с территории должны быть убраны все посторонние предметы, строительный мусор, прекращены все строительные и огневые работы. Все рабочие и ИТР, не связанные с пуском, должны быть удалены с территории установки.
Перед пуском проверяется готовность подачи по постоянной схеме электроэнергии, воды, реагента, топливного газа. Проверяется работа вентиляционной системы, приборов контроля и автоматизации, системы пожаротушения, средств связи.
Непосредственно перед пуском необходимо:
Оповестить о пуске следующие службы:
весь обслуживающий персонал УПСВ;
начальника смены ЦИТС;
пожарно-техническую службу;
получить подтверждение о готовности к пуску дежурных электриков и слесарей КИПиА;
убедиться в исправности оборудования и арматуры;
снять заглушки с трубопроводов, аппаратов с отметкой о снятии в журнале установленных заглушек;
убедиться в закрытии дренажных вентилей и задвижек на трубопроводах, аппаратах;
убедиться в исправности насосного оборудования, снятия с них заглушек и подачи напряжения на электродвигатели;
включить в работу манометры, уровнемеры,
принять топливный газ на установку,
подать напряжение на установку, опробовать работоспособность арматуры с электроприводом;
проверить работу промливневой канализации на пролив и поступившую воду из дренажных емкостей откачать в резервуар.
опробовать и выставить на автоматический и дистанционный запуск систему аварийной вытяжной вентиляции;
включить в работу вентиляционную систему;
визуально убедиться в закрытие всех задвижек, вентилей и герметичности фланцевых и резьбовых соединений;
заполнить водой до необходимого уровня подогреватели.
В зимнее время перед пуском производится подключение теплообогрева и дополнительно проверяется исправность и работоспособность электроприводных клапанов и электроприводных задвижек.
Подготовительные работы перед первоначальным запуском УПСВ:
Подготовить место отбора воды из системы ППД. Выполнить врезку
Выписать трубу б/у НКТ. Смонтировать линию подачи воды в РВС
Изготовить и установить перемычку на задвижки №№219, 6
Принять газ на установку обратным ходом с ДНС-2 Спорышевского месторождения
Продуть все аппараты газом, взять анализ
Подать газ на факел высокого и низкого давления
Приступить к розжигу факела:
Отобрать пробу газа с газопровода у основания факельного ствола на содержание кислорода, содержание О2 должно быть не более 25% от нижнего предела взрываемости;
Проверить степень загазованности у пульта зажигания и устройства сбора и откачки конденсата с помощью переносного газоанализатора. Содержание газа в воздухе должно быть не выше 20% от нижнего предела взрываемости;
Произвести автоматический розжиг «малого» факела
Подать газ на печи. Отработать запуск печей на запальном газе
Заполнить РВС водой производить только при полной готовности печей ПТБ-10 и насосов внешней откачки и насосов пластовой воды
Заполнить РВС-1 и РВС-2 до уровня 10 м.
Открыть задвижки № 207/1, 207/3 подать воду на насосы откачки пластовой воды
Открыть задвижки на линии откачки воды от насосов Н-1-3 через узел учета воды на КНС-1 Спорышевского месторождения №№ 216, 218, 219
Запустить в работу насос откачки пластовой воды Н-1 в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Давление на нагнетании Н-1 поддерживать в пределах Р=10,0-12,0 кг/см2
Через перемычку на задвижках №№219, 6 подать воду в голову потока
Открыть задвижки № 7/2, №9/1. Заполнить С 1/1 до 1,5 м
Подать воду на печь П1, открывая задвижки №№10/1, 13/1, 19/1
При выравнивании давлений в трубопроводах на выходе нефти с П- 1 и сепаратора С-1/1, открыть задвижки на выходе с П-1 №18/1.
Подать воду в сепаратор С-2/4, через задвижки №№ 21/2,22/4
После заполнения сепаратора С-2/4, открыть задвижки №№ 25/4, 26/4, 33/4 и начать заполнение сепаратора С-3/4.
Из сепаратора С-3/4 подать воду в РВС
Запустить в работу насос внешней откачки нефти Н-1 в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Давление на нагнетании Н-1 поддерживать в пределах Р=10,0-12,0 кг/см2 Приём воды со стояка 6 м. Создать циркуляцию через УДР
При достижении температуры воды 35оС, поочерёдно заполнять остальные аппараты.
Последовательность пуска и вывода на режим УПСВ. При пуске осуществляется вытеснение воздуха и воды из технологической обвязки УПСВ. Предполагается, что перед пуском ЦПС все задвижки закрыты.
Последовательно открываются задвижки подачи жидкости в систему и сброса ее в резервуар, а также задвижки на газовых линиях аппаратов, весь контур последовательно заполняется продукцией, вытесняя воздух из трубопроводов и аппаратов на факел.
Емкости и участки трубопроводов, которые временно не включаются в работу должны быть перекрыты задвижками, установлены фланцевые заглушки. При впуске продукта в порожний трубопровод или емкость задвижки следует открывать плавно - во избежание гидравлических ударов.
Количество аппаратов, вводимых в работу, определяется расходом поступающей жидкости.
Завести реагент, закачать в расходные ёмкости. Прокачать реагент до входной гребенки
Демонтировать перемычку на задвижках №№ 219, 6.Открыть задвижки №№1-6, 7/1, 7/2 на входной гребенке УПСВ
Подать реагент на входную гребенку, открыть задвижки №№ 602, 603 на линии подачи реагента на входную гребенку, включить в работу дозировочный насос на максимальной производительности.
Поочередно открыть задвижки №9/1 - 9/4 на входе эмульсии в сепараторы I ступени (С-1/1 - 1/4).
При достижении Р в С-1/1-1/4 Р=3,5-4,0 кг/см2 открыть задвижки по выходу газа с С-1/1 №101/1, С-1/2 №101/2, С-1/3 №101/3, С-1/4 №101/4 в газосепаратор ГС-1 № 102
При уравнивании давления в ГС-1 и С-1/1 - 1/4 открыть задвижки №№ 104,105,117 на линии подачи газа с ГС-1 в ГС-2.
Открыть задвижки на выходе эмульсии из С-1/1 - С1/4, соответственно №№10/1, 10/2, 10/3, 10/4, на линии подачи эмульсии на печи П-1-4 №№13/1, 13/2, на входе в печи №№19/1, 19/2, 19/3, 19/4
При выравнивании давлений в трубопроводах на выходе нефти с П- 1-4 и сепараторов I ступени, открыть задвижки на выходе эмульсии с П-1 №18/1, П-2 №18/2, П-3 №18/3, П-4 №18/4
Подать подогретую эмульсию в С-2/1- 2/4 через задвижки №№ 22/1, 22/2, 22/3, 22/4 соответственно
При достижении межфазного уровня «нефть-вода» во второй камере С-2/1-2/4 120-150 см подать пластовую воду в РВС-5000 №№ 1, 3 открыв задвижки с С-2/1 №201/1, С-2/2 №201/2, С-2/3 №201/3, 205 , С-2/4 №201/4, на входе в РВС № 1,2 задвижки № 206/1, 206/3. Регулировать м/ф уровень в ручном режиме задвижками № 202/1,202/2, 202/3,202/4 на байпасных линиях клапанных сборок по сбросу пластовой воды с С-2/1-2/4
При достижении уровня нефти в третьей камере С-2/1-2/4 100-150 см открыть задвижки №№ 25/1, 25/2, 25/3, 25/4 на линии подачи нефти с в сепараторы С-3/1- 3/4. Уровень нефти в С-2/1-2/4 поддерживать задвижками в ручном режиме в С-2/1 № 26/1, в С-2/2 № 26/2, в С-2/3 № 26/3, в С-2/4 № 26/4 установленных на байпасных линиях клапанных сборок по выходу нефти из С-2/1 № 26/1 в С-3/1- С 2/4
Открыть задвижки № 144/1 с С-3/1 , № 144/2 с С-3/2, № 144/3 с С-3/3 , № 144/4 с С-3/4 на линии сброса газа №№ 146, 149 с С3/1-3/4 на факел.
При достижении уровня нефти в С-3/1-3/4 100-150см. открыть задвижки № 34/1, 34/2, 34/3, 34/4 соответственно, на линии подачи нефти от С-3/1-3/4 на насосы внешней откачки нефти НВО 1-6 задвижки №№ 35, 42, 45, 46,. Регулировать м/ф уровень в ручном режиме задвижками № 35/1,202/2, 202/3,202/4 на байпасных линиях клапанных сборок по сбросу пластовой воды с С-2/1-2/4
Открыть задвижки на линии откачки нефти насосов Н-1-6 через узел нефти на ДНС-1 Спорышевского месторождения №№ 48, 49, 50, 51, 58, 59, 65/1, 67/1, 64, 73, 74
Запустить в работу насос откачки нефти Н-1 в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Давление на нагнетании Н-1 поддерживать в пределах Р=25,0-35,0 кг/см2
Включить в работу блок качества нефти открыв задвижки № 63, 63/1. Включить в работу приборы измерения контроля качества нефти (после вывода откачки на режим).
После заполнения всех аппаратов жидкостью приступить к выводу всей системы на режим, включив в работу электроприводные клапана и отрегулировав уровень раздела фаз «нефть-вода» в С-2/1-2/4, уровень нефти в С-2/1-2/4, уровень нефти в С-3/1- 3/4, давление в ГС-1
Приступить к розжигу факела:
а) Отобрать анализ с газопровода у основания факельного ствола на содержание кислорода, содержание О2 должно быть не более 25% от нижнего предела взрываемости;
б) Проверить степень загазованности у пульта зажигания и устройства сбора и откачки конденсата с помощью переносного газоанализатора. Содержание газа в воздухе должно быть не выше 20% от нижнего предела взрываемости;
г) Продуть газопровод системы розжига газом, открыв задвижку № 125 на линии подачи газа от ТО-1,2 на факел.
Д) Произвести автоматический розжиг «малого» факела на розжиг «основного» газ
Подать газ на печи П-1-4,через теплообменники ТО-1,2 открыв задвижки №№118,122/1,122/2,123/1,123/2, 128
Продуть систему подачи газа П-1-4 на продувочные свечи, отобрать анализ на содержание кислорода. Содержание кислорода не более 25% от нижнего предела взрываемости. Проверить степень загазованности возле горелок П-1-4 переносным газоанализатором.
Приступить к розжигу горелок печей П-1-4, согласно инструкции по их эксплуатации. Постепенно вывести на нормальный режим работу печей П-1-4.
Медленно повышать производительность установки, отлаживая технологический процесс согласно «Технологической карты УПСВ».
При достижении верхнего уровня в РВС 5000 № 1,3 8-8,5м открыть задвижки №№ 207/1,207/36 на линии выхода воды из резервуара, а также задвижки на приеме насоса откачки пластовой воды НПВ-1-3.
Собрать технологическую схему откачки пластовой воды от насосов НПВ-1-3 до КНС, открыть задвижки №№ 216, 218, 219
По согласованию с ЦИТС и цехом ППД произвести запуск насоса и начать откачку пластовой воды на КНС.
По согласованию с ЦИТС и цехом ППД произвести запуск насоса и начать откачку пластовой воды на КНС.
По согласованию с ЦИТС, с газовым участком (УСТГ) перевести подачу газа с УПСВ-Спорышевского в газопровод на Холмогорскую компрессорную станцию (ХКС) и котельную «Промзоны г. Ноябрьска». Открыть задвижки №№ 114, 115.
Плавно открыть задвижку № 109 на линии подачи газа от ГС-1 на узел учета газа и на ХКС, одновременно прикрывая задвижку № 110 на линии подачи газа от УПСВ на факел. Давление газа с УПСВ-Спорышевского поддерживать автоматическим регулятором согласно «Технологической карты УПСВ-Спорышевского».
Если в процессе пуска будут выявлены дефекты, препятствующие нормальной и безопасной эксплуатации, то пуск должен быть приостановлен до устранения дефектов.
Запрещается пуск установки при неблагоприятных метеорологических условиях: гроза, сильный туман, безветрие, сильный мороз, жара, ливень.
Остановка УПСВ в нормальных условиях. Остановка УПСВ производится при необходимости проведения ремонтных и других видов регламентных работ. Последовательность остановки следующая:
проинформировать все заинтересованные службы ТПДН о начале остановки УПСВ;
прекратить подачу газа к печам ПТБ - 10, затушить горелки;
прекратить подачу жидкости на УПСВ;
прекратить подачу деэмульгатора и ингибитора коррозии;
полностью откачать нефть из резервуаров;
откачать нефть из сепараторов НГСВ и НГС;
откачать подтоварную воду из сепаратора НГСВ;
откачать подтоварную воду из резервуара-отстойника;
газ из аппаратов направить на факел;
по мере снижения откачки поочередно остановить насосы, закрыть входные и выходные задвижки на насосах;
после снижения давления в установке до атмосферного, закрыть задвижки сброса газа на факел;
остатки жидкости слить в дренажные емкости;
дренажные емкости раскачать;
в зимний период в дополнение к перечисленным работам все дренажные линии и обвязку продуть паром от ППУА.
Остановка факельной системы производится только в аварийном случае для ремонтных работ, связанных с ремонтом ствола факела, дежурных горелок, отказа средств контроля.
При остановке факельной системы на ремонт необходимо:
закрыть задвижки на линии подачи основного газа на факел
закрыть задвижки подачи газа на дежурные горелки;
гасится пламя горелок нажатием кнопки “Остановка" системы розжига; нефтедобывающий скважина механизированный
закрывается вентиль подачи выносящего газа в ствол факел;
отключить систему розжига и контроля.
Остановка УПСВ при аварии:
Остановить печи любой блокировкой.
Перекрыть топливный газ, закрыв задвижки № 128,129.
Открыть задвижки на линии сброса нефти в РВС-5000 № 1.
Остановить насосы внешней откачки, насосы пластовой воды, насосы-дозаторы, газовые компрессоры.
Перекрыть задвижки №№7/1, 7/2 по входу нефти на УПСВ.
Перекрыть аппараты, резервуары, печи по входу и входу.
Перекрыть отдельные участки трубопроводов.
Сдренировать аппараты, трубопроводы.
Решение на остановку УПСВ принимает начальник цеха ППН-1, согласовывает с зам. начальником по подготовке нефти и главным инженером ОАО «Газпромнефть - ННГ».
Начальник цеха дает указания начальнику УПСВ на остановку.
Начальник УПСВ разрабатывает мероприятия по остановке оборудования и его опорожнению.
Все технологические переключения по остановке выполняет технологический персонал под руководством технолога. Выполненные переключения фиксируются в журнале.
Заглушки, установленные для отключения отдельных аппаратов, трубопроводов, должны быть зарегистрированы в «Журнале установки и снятия заглушек».
Возможные аварийные ситуации и правила аварийной остановки УПСВ.
УПСВ должна быть аварийно остановлена согласно плану ликвидации аварии в случае прекращения подачи электроэнергии, топлива, сырья, воды, при разрыве коммуникаций и аппаратуры.
Прекращение подачи электроэнергии
При прекращении подачи на УПСВ электроэнергии происходит внезапная остановка насосов, вентиляции, отключаются схемы автоматического управления технологическим процессом, схемы автоматических блокировок, световой и звуковой сигнализаций.
При этом теряется контроль за ведением технологического процесса.
Для предотвращения аварии необходимо:
сообщить об отключении диспетчеру;
перейти на контроль за режимом по месту, т.е. по техническим манометрам и краникам на аппаратах;
регулирование производить байпасными задвижками, закрыв линии клапанов на основных линиях регулирования процесса;
продублировать остановку электрооборудования нажатием кнопки “стоп”;
перекрыть арматуру насосов на всасывании и нагнетании;
проверить включение аккумуляторной по обеспечению работоспособности аварийной сигнализации;
при длительном отсутствии электроэнергии приступить к остановке УПСВ по режиму нормальной остановки.
Прекращение подачи жидкости на УПСВ
При прекращении поступления жидкости необходимо:
остановить работу печей нагрева нефти;
закрыть арматуру на выводе газа из аппаратов;
прекратить подачу деэмульгатора;
остановить насосы откачки нефти и закрыть задвижки на всасывающей и напорной линиях насосов;
закрыть задвижки на выходе нефти с установки;
остановить насосы откачки воды и закрыть задвижки на всасывающей и напорной линиях насосов;
Прорыв горючих газов и нефти
При обнаружении пропусков нефтепродуктов и горючих газов в результате разгерметизации аппаратов или трубопроводов и появлении опасности пожара, необходимо:
оповестить ответственных лиц в соответствии со списком согласно плану ликвидации аварии;
принять меры по локализации возможных проливов жидкости на землю;
эвакуировать людей, оказавшихся в загазованной зоне;
прекратить все ремонтные, огневые работы;
прекратить поступление нефти на УПСВ;
отключить поврежденный участок или аппарат, при возможности стравить с него давление на факел;
при угрозе возникновения пожара или невозможности отключения поврежденного участка произвести остановку УПСВ с последующим аварийным опорожнением аппаратов и трубопроводов в дренажные емкости.
При пожаре необходимо:
вызвать пожарную команду, скорую помощь, сообщить начальнику смены ЦИТС, начальнику цеха, оповестить ответственных лиц в соответствии со списком;
перекрыть поступление нефти на УПСВ;
отключить при необходимости электроэнергию, остановить агрегаты, перекрыть коммуникации, остановить систему вентиляции и прекратить все работы на объекте в пожароопасной зоне, кроме работ, связанных с ликвидацией пожара;
принять меры по ликвидации пожара первичными и стационарными средствами пожаротушения.
Нарушение санитарного режима
При нарушении санитарного режима (загазованности) необходимо принять меры по выяснению причины загазованности, потушить печи, не допускать применения открытого огня. Оповестить обслуживающий персонал, принять меры по ликвидации загазованности, применить средства защиты органов дыхания. Выставить наблюдающих, обозначить зону загазованности.
Действовать согласно плану ликвидации аварий.
Возможные неполадки технологического процесса и оборудования. Причины, могущие привести к аварии или несчастному случаю, могут быть организационного, технического и технологического характера.
Причины организационного характера:
допуск к самостоятельной работе рабочих и инженерно-технических работников без инструктажа по технике безопасности, пожарной безопасности и газобезопасности, без стажировки на рабочем месте и проверки полученных ими знаний квалификационной комиссией;
несвоевременное обучение, аттестация и проверка знаний по технике безопасности и охране труда обслуживающего персонала и инженерно-технических работников;
грубое нарушение санитарного и технического состояния территории УПСВ и подсобных зданий и сооружений;
отсутствие контроля за состоянием индивидуальных средств защиты;
проведение постоянных или временных огневых работ без специального разрешения с нарушением основных правил;
самовольное возобновление работ, остановленных органами пожарного надзора, Госгортехнадзора и другими контролирующими организациями предписанием или установлением пломб;
курение в местах, не предназначенных для этого и специально не оборудованных;
несвоевременное расследование, выявление причин, учет и доведение до каждого причин несчастных случаев на производстве, аварий, пожаров в соответствии с действующими положениями и инструкциями;
выдача должностными лицами указаний или распоряжений, принуждающих подчиненных нарушать правила безопасности и охраны труда.
Причины технического характера
несвоевременное техническое освидетельствование сосудов, работающих под давлением;
эксплуатация аппаратов, оборудования и трубопроводов при параметрах, выходящих за пределы, указанные в технических условиях или паспортах;
неисправность предохранительных клапанов и несоблюдение сроков их ревизии;
пропуск газонефтяной смеси во фланцевых соединениях, в результате разрыва прокладок; трещины, выпучины, значительное уменьшение толщины стенок трубопроводов и аппаратуры из-за коррозии, пропуски через дефекты в сварных швах, чрезмерные пропуски в сальниковых и торцевых уплотнениях насосов и т.д.;
неисправность контрольно-измерительных приборов и средств автоматики;
несвоевременное и некачественное проведение ремонтных работ;
неисправность средств пожаротушения и приборов определения взрывоопасных концентраций.
Причины технологического характера:
Возможные технологические неполадки, причины их возникновения, способы предотвращения и устранения указаны в таблице 5.1.
Таблица 3.6 Причины отказа УПСВ технологического характера
|
№ п/п |
Возможные неполадки |
Причины возникновения неполадок |
Способы предупреждения и устранения неполадок |
|
|
1 |
Не осуществляется автоматический розжиг печей ПТБ - 10/64 |
Характер причин возникновения неполадок, методы их устранения см. «Техническое описание и инструкцию по эксплуатации». |
||
|
2 |
Автоматическое отключение печей ПТБ - 10/64 |
Прекращение подачи газа к горелкам Повышение или понижение давления топливного газа выше или ниже допустимого |
Проверить и продуть систему подачи газа, в т.ч. запорную арматуру. Проверить и отрегулировать регулирующие клапаны в ГРП Проверить газопроводы на случай их разгерметизации |
|
|
3 |
Резкое снижение давления топливного газа |
Разгерметизация трубопровода подачи топливного газа |
Остановить аварийно печи. После устранения аварии запустить печи, вывести установку на режим. |
|
|
4 |
Температура нефти на выходе печей ниже установленного значения |
Недостаточная подача топливного газа Большой расход нефти через змеевик |
Проверить давление газа перед горелкой Снизить расход подогреваемой нефти до значений, указанных в техническом паспорте |
|
|
5 |
Пульсация работы горелок печей |
Попадание газового конденсата на горелки печи |
Продуть газовые линии от конденсата |
|
|
6 |
Отрыв пламени от горелки и погасание факела на печах |
Избыток воздуха |
Проверить исправность работы регулятора давления Увеличить расход газа и нефти в пределах нормы технологического режима |
|
|
7 |
Из дымохода печи ПТБ-10 идет дым |
1.Разгермитизация змеевика. 2.Нарушено соотношение газ/воздух |
1.а)Сообщить сменному те... |
Подобные документы
Геологическое строение резервуаров и условия залегания нефти на Первомайском месторождении, литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов. Оптимизация работы механизированного фонда скважин, оборудованных электроцентробежными насосами.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 30.06.2015История освоения Ем-Ёгского месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Показатели работы фонда скважин. Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Выбор методов для увеличения проницаемости призабойной зоны.
дипломная работа [4,6 M], добавлен 09.11.2016Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015Геолого-технический наряд на бурение скважины. Схема промывки скважины при бурении. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Технологический режим работы фонтанных и газлифтных скважин. Системы и методы автоматизации нефтяных скважин.
отчет по практике [3,1 M], добавлен 05.10.2015Характеристика Иреляхского газонефтяного месторождения. Состав и свойство нефти, анализ газоконденсата и воды. Ревизия фонда скважин ЗАО "Иреляхнефть". Описание установки подготовки нефти. Организация работы цеха по поддержанию пластового давления.
отчет по практике [17,0 K], добавлен 24.10.2014Расчет инженерно-технических решений по обустройству систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и пластовой воды. Особенности системы сбора газа и технологии подготовки газа. Определение технологических параметров абсорбционной осушки газа.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 16.11.2022Общие сведения о Бобровском месторождении. Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды. Основные существующие способы повышения производительности скважин. Оборудование, применяемое при кислотных обработках. Сущность соляно-кислотной обработки.
курсовая работа [861,4 K], добавлен 02.03.2014Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 21.03.2015Назначение установки комплексной подготовки нефти и газа. Технологический режим ее работы. Предварительный сброс пластовой воды. Осушка попутного нефтяного газа. Пуск и остановка УКПНГ. Характеристика сырья и готовой продукции. Контроль техпроцесса.
курсовая работа [121,1 K], добавлен 04.07.2013Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.
отчет по практике [3,2 M], добавлен 21.07.2012Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта.
дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Физические свойства нефти. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него.
курсовая работа [1000,9 K], добавлен 19.06.2011Общие сведения о Шагиртско-Гожанском месторождении. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Распределение добывающего фонда скважин, анализ их технологических режимов. Принцип действия поршневых насосов.
курсовая работа [7,5 M], добавлен 16.02.2016Анализ работы, фонда и оптимизация скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ "Когалымнефть" ЦДНГ-1. Требования к конструкции скважин, технологиям и производству буровых работ. Подземное и устьевое оборудование, способы добычи нефти.
дипломная работа [4,1 M], добавлен 13.07.2010Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации.
курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011Геологическая характеристика месторождения. Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Динамика показателей разработки, фонда скважин. Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.05.2011Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013Общие сведения о Карповском месторождении, его стратиграфия и тектоника, нефтегазоносность. Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды. Характеристика эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами, наземное оборудование.
курсовая работа [2,9 M], добавлен 02.04.2014Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014
