Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Технологический регламент на эксплуатацию УПС-20 и БКНС-20 "С", БКНС-20 "Д" ООО "Таширнефть-добыча" (система промысловых (межпромысловых) трубопроводов Сеймского месторождения (Рег. номер А41-05127-0117)

Технологический регламент на эксплуатацию УПС-20 и БКНС-20 "С", БКНС-20 "Д" ООО "Таширнефть-добыча" (система промысловых (межпромысловых) трубопроводов Сеймского месторождения (Рег. номер А41-05127-0117)

Характеристика установки предварительного сброса воды. Физико-химические свойства и состав нефти, поступающей на УПС. Сброс, подготовка, закачка девонских и угленосных пластовых вод. Порядок пуска насосного агрегата и остановки УПС в разных условиях.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 06.07.2021
Размер файла 343,8 K
рефераты на заказ со скидкой

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.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ РЕСПУБЛИКА БАШКОРТОСТАН

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «Таширнефть»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ УПС-20 и БКНС-20 «С», БКНС-20 «Д» ООО «ТАШИРНЕФТЬ-ДОБЫЧА» (СИСТЕМА ПРОМЫСЛОВЫХ (МЕЖПРОМЫСЛОВЫХ) ТРУБОПРОВОДОВ СЕЙМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (Рег. номер А41-05127-0117)

Юмарово - 2014

Содержание

1. Общая характеристика производственного объекта

2. Характеристика сырья, вспомогательных материалов, готовой продукции

3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

3.1 Описание технологического процесса

3.2 Подготовка пластовой воды

3.3 Описание работы БКНС-20

3.3.1 Описание работы БКНС-20 «Д»

3.3.2 Описание работы БКНС-20 «С»

3.4 Эксплуатация факельного хозяйства

4. Нормы технологического режима

5. Контроль технологического процесса

6. Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях

6.1 Общие положения

6.2 Подготовка УПС к пуску

6.3 Последовательность пуска установки и вывод ее на рабочий режим

6.3.1 Пуск сооружений подготовки пластовой воды

6.3.2 Порядок пуска насосных агрегатов БКНС

6.4 Условия нормального ведения технологического процесса

6.5 Остановка УПС при нормальных условиях

6.6 Особенности пуска и остановки в зимний период

7. Безопасная эксплуатация производства

7.1 Данные о производственных опасностях. Мероприятия по снижению уровня опасности производства

7.2 Взрывопожароопасные, токсичные свойства сырья

7.3 Классификация производственных зданий, наружных установок по категориям взрывопожарной опасности

7.4 Правила аварийной остановки установки, возможные аварийные состояния и неполадки производства

7.5 Безопасная эксплуатация факельной системы

7.6 Основные мероприятия по обеспечению минимального уровня опасности производства

8. Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей

9. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производств

9.1 Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями

9.2 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях

9.3 Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих

9.4 Возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации

9.5 Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования

9.6 Мероприятия по обеспечению противопожарной защиты

9.7 Основные производственные опасности при ведении технологического процесса

10. Технологические и вентиляционные выбросы в атмосферу

11. Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов

12. Экспликация оборудования

13. Перечень инструкций для работников

14. Порядок оформления и хранения технологического регламента…

Приложение А

1. Общая характеристика производственного объекта

Установка предварительного сброса воды УПС-20 и БКНС-20С, БКНС-20Д (Система промысловых (межпромысловых) трубопроводов Сеймского месторождения (Рег. номер А41-05127-0117, дата регистрации - 16.06.2010г)) - находится в Юхтаркого районе Республики Татарстан, в двух километрах южнее деревни Мажовка.

Согласно действующей нормативной и правовой документации УПС-20 относится к II классу опасности по классификации опасных производственных объектов (согласно Приложения 2 ФЗ №22 от 04.03.2013 «О внесении изменений в Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Генпроектировщик - ООО «Таширнефть». Установка введена в эксплуатацию в 2001 г (Проект №11989). В 2011 году по проекту №12502 «Техническое перевооружение оперативного узла учета газа на УПС-20. Факельная линия «С» УПС-20».

На УПС-20 («Д», «С») поступает продукция скважин девонской и угленосной нефти Александровской площади ТЦДНГ-4, Муллинской площади ТЦДНГ-1.

Проектная производительность УПС-20 составляет:

по потоку девонской нефти:

- по жидкости 3974 м3/сут;

- по нефти 347,2 т/сут;

- по пластовой воде 3516,72 м3/сут;

по потоку угленосной нефти:

- по жидкости 1764,7 м3/сут;

- по нефти 257,6 т/сут;

- по пластовой воде 1440,0 м3/сут.

УПС-20 предназначена для предварительной сепарации газа и сброса пластовой воды, добываемых на Сейсмского месторождении, откачки частично обезвоженной нефти в НСП «Керок» и закачки отделенной воды, доведенной до технологических требований, в систему ППД.

Оборудование БКНС обеспечивает прием и закачку нефтепромысловой сточной воды через УР-1 по нагнетательным скважинам и замер закачиваемого рабочего агента.

В состав технологических и вспомогательных сооружений УПС-20 входят:

- площадка трубных водоотделителей и успокоительных коллекторов;

- площадка буферных емкостей и газосепараторов;

- насосная;

- дренажная емкость;

- емкость утечек;

- факелы аварийные;

- конденсатосборники;

- емкость канализационная;

- очистные сооружения пластовой воды;

- ингибиторное хозяйство;

- СИКНС;

- узел учета газа.

В состав БКНС-20 «С» входят:

- насосы для закачки воды: ЦНС-63х1422 - 1 шт;

- ЦНС-90х1185 - 1 шт;

- электродвигатели марки СТДМ-630; 4АРМ-1250;

- насосы ЦНС60х264 - 2 шт;

- маслостанция;

- блок управления и автоматики;

- блок гребенки;

- блок низковольтной аппаратуры;

- система канализации с канализационной ёмкостью;

- низконапорные и высоконапорные трубопроводы;

- установка распределительная (УР-1)-1шт.

В состав БКНС-20 «Д» входят:

- два насоса типа: ЦНС - 120х1422 - 1 шт;

- ЦНС - 180х1185 - 1 шт;

- электродвигатели марки СТД-1250 - 2шт;

- дренажные насосы ЦНС-60х264;

- маслостанция;

- блок низковольтной аппаратуры;

- система канализации с канализационной ёмкостью;

- низконапорные и высоконапорные трубопроводы;

- установки водораспределительные (УР-1) - 2шт.

2. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

На УПС-20 поступает продукция скважин девонских и угленосных пластов Александровской площади Сеймского месторождения ТЦДНГ-4, Муллинской площади ТЦДНГ-1.

Физико-химические свойства и состав нефтей, поступающих на УПС-20, физико-химические свойства и ионный состав сопутствующей пластовой воды, и компонентный состав газа приведены в таблицах 2.1-2.3.

Таблица 2.1 - Физико-химические свойства и состав нефти, поступающей на УПС-20

Место отбора пробы

Вязкость нефти при 20 0С, мПа·с

Плотность нефти, г/см3

Содержание в нефти, %

Температура плавления парафинов, °С

мех. примесей

серы

асфальтенов

парафинов

силикагелевых смол

УПС-20 «Д»

9,98

0,845

0,012

1,47

2,54

4,54

11,69

58-60

УПС-20 «С»

32,81

0,888

0,039

2,97

4,83

2,36

20,3

58-60

Таблица 2.2 - Физико-химические свойства и ионный состав пластовой воды

Место отбора пробы

Плотность, г/см3

Ионный состав воды, мг/л

Минерализация, г/л

HCO3-

Cl-

SO42-

Ca2+

Mg2+

Na++K+

УПС-20 «Д»

1,123

49

122340

75

16530

3496

56157

198,696

УПС-20 «С»

1,079

-

57000

230,05

6643,26

2687,36

3542,88

70,10355

Из данных таблиц видно, что нефть, поступающая на УПС-20 «Д», средняя (плотность 0,845 г/см3), сернистая (содержание серы 1,47%), с высоким содержанием смол (11,69%) и асфальтенов (2,54%), с высокой температурой плавления парафинов (58-600С). По соотношению суммарного содержания асфальтенов и смол к содержанию парафина нефть, поступающая на УПС-20 «Д» (соотношение 3,1) относятся к смолистым.

Таблица 2.3 - Физико-химические свойства и компонентный состав газа

Наименование объекта

Молекулярная масса, г/моль

Плотность газа, кг/м3 при 200С и Р=101,32 кПа

Теплотворная способность газа ккал/м3

Компонентный состав, % объемный

Н2S

CО2

N2

C1

C2

C3

nC4

iC5

iC4

nC5

C6

УПС-20 «Д»

28,37

1,1855

11437,94

0,016

0,475

15,305

40,855

21,373

14,273

4,017

0,762

1,859

0,630

0,061

УПС-20 «С»

28,23

1,1793

11007,47

0,0099

0,657

17,937

40,026

20,493

13,958

3,644

0,662

1,631

0,574

0,159

Нефть, поступающая на УПС-20 «С», тяжелая (плотность 0,888 г/см3), высокосернистая (содержание серы 2,97%), с высоким содержанием смол (20,3%) и асфальтенов (4,83%), с высокой температурой плавления парафинов (58-600С). По соотношению суммарного содержания асфальтенов и смол к содержанию парафина нефть, поступающая на УПС-20 «С» (соотношение 10,6) относятся к высокосмолистым.

Пластовые воды данных месторождений - относятся к хлоркальциевому типу.

Физико-химические характеристики химических реагентов соответствуют Техническим условиям завода изготовителя (ТУ приложено к Технологическому регламенту на дозировку химических реагентов).

3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Технологическая схема УПС-20, БКНС-20 «Д» и БКНС-20 «С» приведена на принципиальной блок-схеме 3.1 и в Приложении А.

Рисунок 3.1 - Принципиальная технологическая блок-схема УПС-20

3.1 Описание технологического процесса

Газожидкостная смесь с девонских и угленосных горизонтов поступает в успокоительные коллекторы соответственно УК-Д и УК-С. Подготовка нефти девонской или угленосной нефти проводится отдельно. В аварийной ситуации на установке девонской или угленосной нефти продукция скважин направляется на резервную установку (УК-Р, ТВО-Р, БН-Р, ГС-Д или ГС-С).

Для защиты от коррозии оборудования и трубопроводов есть возможность ввода ингибиторов коррозии в трубопроводы перед блочными кустовыми насосными станциями БКНС «С», БКНС «Д» автоматизированными установками БДР-Д и БДР-С. Дозировка и марка ингибитора коррозии определяется согласно технологическому регламенту на дозировку химических реагентов.

На входе газожидкостной смеси в УК-Д, УК-С, УК-Р, БН-С, БН-Д, БН-Р предусматривается соответственно:

-местный контроль давления с помощью манометра показывающего МП-4У;

-дистанционное измерение давления датчиком избыточного давления с регистрацией показаний на щите оператора посредством вторичного прибора типа А100 и А100-Н.

После успокоительного коллектора УК, где осуществляется расслоение потока на нефть, газ и воду, продукция скважин поступает в наклонные трубные водоотделители ТВО-Д, ТВО-С, ТНВО-Р (в аварийной ситуации).

Для каждого ТВО предусматривается:

-местный контроль давления с дистанционной передачей сигнала аварийного повышения давления с помощью манометра показывающего сигнализирующего ДМ2005-Сг-1-Ех;

-дистанционное измерение давления датчиком избыточного давления типа Сапфир-22М-Ех-ДИ и Метран-55-Ех-ДИ с регистрацией показаний на щите оператора и предупредительной сигнализацией повышения давления посредством вторичного прибора типа А100 и А100-Н;

-дистанционное измерение уровня раздела фаз “нефть-вода” с помощью уровнемера У1500 (далее аналогично);

- автоматическое регулирование уровня воды регулирующим клапаном, расположенном на трубопроводе пластовой воды (РК-3.1Д, РК-3.1С, РК-3.1Р);

- дистанционное измерение уровня раздела фаз “нефть-газ” с помощью уровнемера У1500;

- автоматическое регулирование уровня нефти регулирующими клапанами: на трубопроводе частично-обезвоженной нефти из ТВО (РК-3.3Р) и на трубопроводе газа из ТВО (РК-3.2Р), (регулирующие клапана РК-116д, РК-118д и РК-115ж, РК-117ж) в настоящее время находятся в консервации);

- дистанционная сигнализация верхнего аварийного уровня (ВАУ) воды и нижнего аварийного уровня (НАУ) воды сигнализатора уровня типа У-1500 и датчика (далее аналогично) реле уровня типа РОС102И;

- дистанционная сигнализация ВАУ и НАУ нефти сигнализатором уровня У-1500 и датчиком реле уровня типа РОС102И.

Пластовая вода из ТВО-Д, ТВО-С, ТНВО-Р направляется на подготовку пластовой воды.

Частично обезвоженная нефть из ТВО-Д, ТВО-С, ТНВО-Р поступает в буферные нефтяные емкости БН-Д, БН-С, БН-Р.

Для каждой буферной емкости предусматривается:

- местный контроль давления и дистанционная сигнализация аварийного повышения давления с помощью манометра показывающего сигнализирующего ДМ2005-Сг-1-Ех;

- дистанционное измерение давления датчиком избыточного давления Сапфир-22М-Ех-ДИ и Метран-55-Ех-ДИ с регистрацией показаний на щите оператора посредством вторичного прибора типа А100, А100-Н.

- дистанционное измерение уровня нефти с предупредительной сигнализацией верхнего уровня (ВУ) и нижнего уровня (НУ) с помощью уровнемера У1500;

- есть возможность автоматического регулирования уровня нефти регулирующим клапаном на трубопроводе нефти после насосов Н1-Д,С; Н2-Д,С (РК-91д, РК-92д), (в настоящее время находятся в консервации);

- дистанционная сигнализация верхнего аварийного уровня (ВАУ) нефти и нижнего аварийного уровня (НАУ) нефти сигнализатором уровня типа У-1500 и датчиком реле уровня типа РОС102И;

- дистанционная сигнализация ВАУ и НАУ нефти сигнализатором уровня У-1500 и датчиком реле уровня типа РОС102И.

Частично обезвоженная и разгазированная нефть из буферных емкостей через фильтры поступает на прием насосов Н1-1 или Н1-2, Н2-1 или Н2-2. Насосы Н1-2, Н2-2 работают при нормальном режиме отстоя нефти постоянно или периодически.

Предусматривается:

- местный контроль давления до и после фильтров с помощью манометра типа МТИ-1218;

- для Н-1-1 и Н-2-1 дистанционный контроль температуры подшипников центробежных насосных агрегатов с помощью термометра сопротивления типа ТСМ-1193-01 и устройства многоканальной сигнализации УМС-4;

- местный контроль давления с дистанционной передачей сигнала о превышении или понижении уставки по давлению на приеме насосов; выкидной линии насосов; выкидной линии центробежных насосов с помощью манометра показывающего сигнализирующего ДМ2005-Сг-1-Ех;

- блокировка насосов по НАУ в буферных емкостях БН-Д, БН-С, БН-Р; при повышении температуры подшипников; при отклонении давления на выкидной линии насосов.

На трубопроводах частично обезвоженной нефти после насосов Н1-1,2; Н2-1,2 предусматривается:

- дистанционное измерение расхода нефти с помощью расходомера МИГ-50-40, укомплектованного преобразователем механическим и вторичным измерителем;

- дистанционное измерение влажности с помощью влагомера сырой нефти ВСН.

Попутный газ из УК-Д, УК-С, ТВО-Д, ТВО-С раздельно поступает в БН-Д и БН-С. Из буферных емкостей газ поступает в газовые сепараторы ГС-Д и ГС-С, где газ отбивается от капельной жидкости и направляется по общему коллектору на компрессорную станцию.

Давление в газовых сепараторах поддерживается регуляторами давления прямого действия, устанавливаемыми на выходе газа из ГС-Д и ГС-С.

В газовых сепараторах предусматривается:

- дистанционный и местный контроль давления с дистанционной сигнализацией аварийного повышения давления;

- дистанционный контроль давления преобразователем измерительным избыточного давления Сапфир-22М-Ех-ДИ с регистрацией показаний на щите оператора посредством вторичного прибора типа А100;

- дистанционная сигнализация верхнего аварийного уровня (ВАУ) конденсата и нижнего аварийного уровня (НАУ) сигнализатором уровня типа У-1500;

- автоматический сброс конденсата из газосепараторов посредством клапана электромагнитного по ВУ и НУ, измеряемым сигнализатором уровня типа У-1500.

На трубопроводе газа на КС устанавливается счетчик газа типа СВГ.Т, а также измеряется температура термометром сопротивления ТМТ-63, и давление преобразователем избыточного давления Метран-55-Ех-ДИ.

После узла измерения расхода газа на данном трубопроводе устанавливается манометр показывающий сигнализирующий ДМ2005-Сг-1-Ех для дистанционной сигнализации падения давления в газовом коллекторе и блокировки задвижек ЗД5, ЗД6, ЗД7, ЗД8.

Сброс с предохранительных клапанов газосепараторов ГС осуществляется на факел.

В аварийных ситуациях газ сжигается на факеле Ф-«С». Есть возможность раздельного сжигания газа девонского и угленосного потоков на факелах Ф-«Д» и Ф-«С» (в настоящее время факел Ф-«Д» - в консервации). По превышению давления в газовом сепараторе и по падению давления на трассе газопровода на КС (за регулирующим клапаном давления в газосепараторе) на КС автоматически открываются задвижки ЗД 6,8 на линии газа на факел, после этого закрываются задвижки ЗД 5,7 на линии газа на КС.

На трубопроводах газа на факел (Ф-Д и Ф-С) устанавливаются:

- счетчики типа СВГ.Т;

- термопреобразователи сопротивления ТМТ-6-3;

- преобразователями избыточного и абсолютного давления типа Метран-55-Ех-ДИ, МИДА-13П-ДА для регистрации показаний расхода газа на факел, температуры и давления контроллером ИМ-2300, а также сигнализации повышения давления на щите оператора посредством вторичного прибора типа А100-Н.

При необходимости (при выходе из строя или при ремонте одного из факелов) имеется возможность переключения факелов, для чего на одной из задвижек ЗД-6, ЗД-8(36, 88) (расположенной на линии отключенного факела) предварительно обесточивается электропривод задвижки, задвижка в закрытом виде опломбируется и открывается задвижка между факелами.

Предусмотрен сброс девонского и угленосного газа на один факел, у второго факела задвижки в закрытом состоянии опломбируются и открывается задвижка № 50 между факелами.

Для подачи газа на запальник и дежурные горелки факелов используется газ девонской нефти.

На трубопроводе подачи газа на запальник, дежурные горелки предусматривается:

- датчик расхода газа РС-СПА-М;

- дистанционный контроль температуры с помощью термопреобразователя сопротивления ТСМ-0595 с регистрацией на щите оператора посредством вторичного прибора типа А100-Н;

- местный контроль давления с дистанционной передачей сигнала понижения давления запального газа с помощью манометра показывающего сигнализирующего ДМ2005-Сг-1-Ех;

- дистанционная сигнализация ВАУ конденсата в расширителе сигнализатором уровня РОС102И.

На факелах предусмотрен контроль наличия пламени на них и сигнализация при погасании пламени с помощью преобразователей термоэлектрических ТПП и вторичного прибора на щите типа А100-Н.

На линиях газа на факелы установлены конденсатосборники ЕК-Д, ЕК-С.

Для каждого конденсатосборника предусматривается:

- местный контроль давления на выкидной линии насоса откачки манометром показывающим МП-4У;

- дистанционная сигнализация ВАУ конденсата сигнализатором уровня У-1500;

- дистанционное измерение и индикация уровня, а также автоматическое управление насосом откачки по ВУ и НУ с помощью индикатора сигнализатора уровня типа У-1500.

В дренажную емкость ЕД направляются: сброс с предохранительных клапанов буферных емкостей, опорожнение аппаратов перед ремонтом, откачка из конденсатосборников, уловленная нефть и остаточный газ с отстойников воды. Газ из ЕД направляется на факел.

Для ЕД предусматривается:

- местный контроль давления на выкиде насоса откачки и в емкости манометром показывающим МП4-У;

- дистанционная сигнализация ВАУ сигнализатором уровня У-1500;

- дистанционное измерение и индикация уровня, а также автоматическое управление насосом откачки по ВУ и НУ с помощью индикатора сигнализатора уровня типа У-1500.

Утечки с насосов направляются в емкость ЕУ.

Для ЕУ предусматривается:

- местный контроль давления на выкидной линии насоса откачки и в емкости манометром показывающим МП4-У;

- дистанционная сигнализация ВАУ сигнализатором уровня У-1500;

- дистанционное измерение и индикация уровня, а также автоматическое управление насосом откачки по ВУ и НУ с помощью индикатора сигнализатора уровня типа У-1500.

Накопленная в емкостях ЕД, ЕУ жидкость погружными насосами откачивается на вход в УК-С или УК-Р.

Для насоса откачки, установленного на емкости ЕД предусматривается местное и автоматическое управление-включение по сигналу верхнего уровня вручную и автоматическое отклонение по нижнему уровню.

После откачки задвижка на врезке в УК-С (УК-Р) закрывается и жидкость из линии откачки опорожняется (в холодное время) в ЕД открытием вентиля, установленного на линии нагнетания погружного насоса.

При аварийных ситуациях предусмотрено дистанционное закрытие:

- задвижки ЗД1 при повышении давления в ТВО-Д или уровня жидкости в БН-Д;

- задвижки ЗД2 при повышении давления в ТВО-С или уровня жидкости в БН-С;

- задвижки ЗД1.1 или ЗД1.2 при повышении давления в ТВО-Р или уровня жидкости в БН-Р.

На всех технологических площадках и объектах предусматривается контроль загазованности сигнализаторами СТМ-10 с местной световой (при 20% и 50% НКПВ) и звуковой (50%НКПВ) сигнализацией. Сигнализация 20%НКПВ, 50%НКПВ, сигнализация о неисправности сигнализатора предусматривается также в операторной.

Производственно-дождевые стоки с бетонированных площадок поступают самотеком в емкость канализационную, объемом 25 м3. По мере накопления стоки из этой емкости вывозятся на очистные сооружения кислородосодержащих стоков НСП «Керок».

3.2 Подготовка пластовой воды

На УПС-20 предусматривается раздельный сброс, подготовка и закачка девонских и угленосных пластовых вод.

Пластовая вода из трубного водоотделителя ТВО-Д, ТВО-С поступает на блок подготовки пластовой воды.

Очистка пластовой воды предусмотрена в напорных отстойниках ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С с гидрофобным слоем нефти заводского изготовления объемом 200 м3 каждый. Подача воды в отстойник осуществляется сверху через гидрофобный слой нефти, отвод очищенной воды - снизу.

Для отстойников пластовой воды ОВ-1,2Д, ОВ-1,2С предусмотрено:

-местное техническим манометром МП4-У и дистанционное датчиком избыточного давления Метран-55-Ех измерение давления;

-дистанционное измерение уровня раздела фаз «нефть-газ» уровнемером У1500;

-дистанционное измерение межфазного уровня «нефть-вода» уровнемером У1500;

-автоматическое регулирование уровня раздела фаз “нефть-газ” регулирующим клапаном на трубопроводе газа из отстойника (в настоящие время регулирующие клапана в консервации);

-автоматическое регулирование уровня раздела фаз “нефть-вода” регулирующим клапаном на трубопроводе пластовой воды из отстойника (в настоящие время регулирующие клапана в консервации).

При прохождении пластовой воды через гидрофобный слой происходит отделение эмульгированной нефти и переход ее в гидрофобный слой. Отвод уловленной нефти из гидрофобного слоя происходит периодически, по мере накопления. Отвод уловленной нефти и сброс жидкости с предохранительных клапанов осуществляется в дренажную емкость ЕД.

Отвод газа из верхней части отстойников осуществляется автоматически. Есть возможность поддержания уровня раздела фаз «газ - нефть» при помощи регулирующих клапанов РК-2.1Д, РК-2.2Д; РК-2.1С; РК-2.2С на газовой линии. Газ отводится также в дренажную емкость ЕД, из которой подается на факел.

Из напорных отстойников пластовая вода подается в буферные емкости пластовой воды БВ-Д, БВ-С, емкостью 50 м3 каждый, где происходит ее окончательное разгазирование. На установке есть возможность работы минуя емкости БВ-Д и БВ-С, при этом пластовая вода с отстойников воды через фильтры поступает на БКНС-20Д и БКНС-20С.

Пластовая вода, подаваемая из отстойников, проходит через фильтры Ф-1Д, Ф-2Д, Ф-1С, Ф-2С.

Для каждого фильтра предусматривается:

-местный контроль давления до и после фильтра манометром показывающим МП-4У;

-дистанционное измерение перепада давления датчиком разности давлений Метран-49-Ех-ДД с регистрацией на щите оператора посредством вторичного прибора типа А100-Н.

Очищенная пластовая вода из буферных емкостей БВ-Д, БВ-С забирается насосами БКНС-20Д, БКНС-20С, подающими воду в систему поддержания пластового давления.

Для буферных емкостей пластовой воды БВ-Д, БВ-С предусмотрено:

-местное измерение давления техническим манометром МП4-У;

-дистанционное измерение давления датчиком избыточного давления Метран-55-Ех-ДИ с регистрацией на щите оператора посредством вторичного прибора типа А100-Н;

-дистанционное измерение уровня воды уровнемером У1500;

-дистанционная сигнализация верхнего и нижнего уровней воды датчиками-реле уровня РОС102.

Сигнализация верхнего и нижнего уровня воды в буферных емкостях передается:

-на щит оператора;

-в помещение машиниста БКНС для дистанционного (или вручную) включения насосов БКНС-Д, БКНС-С по верхнему уровню и автоматического отключения насосов БКНС-Д, БКНС-С по нижнему уровню;

-автоматический отбор пробы пластовой воды на выходе из буферных емкостей пробоотборником «МАВИК-НС».

Есть возможность подачи воды с отстойников воды ОВ-Д1,2 и ОВ-С1,2 на насосы БКНС, минуя буферные емкости БВ-С и БВ-Д.

Опорожнение отстойников ОВ-1,2Д, ОВ-1,2С и буферных емкостей БВ-Д, БВ-С осуществляется в производственную канализацию.

Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозии в трубопроводы очищенной пластовой воды есть возможность подачи ингибитора коррозии (в настоящее время БДР в консервации).

Ингибиторное хозяйство включает в себя блок для дозирования ингибитора коррозии БДР-25/12. Установка выполнена в блочном исполнении и обладает полной автономностью в работе.

Блочная установка комплектуется средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими поддержание оптимального режима нагрева реагентов (ингибитора) и дозированную ее подачу в трубопроводы пластовой воды. Кроме того, обеспечивается формирование обобщенного сигнала аварийного состояния установки при:

-нарушении температурного режима реагента (ингибитора);

-нарушении давления в трубопроводах нагнетания;

-нижнем уровне реагента (ингибитора) в емкостях.

Дополнительно предусматривается контроль состояния насосов закачки и подачи реагента (ингибитора), вентилятора.

Вышеперечисленная информация со шкафа управления (поставляемого комплектно с БДР) передается в операторную.

3.3.1 Описание работы БКНС-20 «Д»

По низконапорному трубопроводу жидкость поступает на низконапорную гребенку БКНС и через приемные задвижки №2, 3, 4, 5, через приемные фильтры попадает на прием насосов ЦНС-180х1185 и ЦНС-120х1422.

Рабочий агент через задвижки №4, 5, через насосы ЦНС-180х1185, ЦНС-120х1422, при давлении на выкиде насоса не менее Р = 11,5 МПа, через обратные клапаны и задвижки №6, 7, 10, поступает в напорную линию, транспортируется до напорных гребенок и закачивается в нагнетательные скважины системы ППД Сеймского месторождения. В процессе работы контроль давления на приеме и выкиде насосов ведется по манометрам типа ЭКМ, а также на блочных гребенках выкида установлены манометры типа МТП. Учет откачиваемой жидкости производится при помощи ультразвуковых счетчиков типа СВУ .

Дренажные стоки с насосного блока, нормальные утечки торцевых уплотнений насосов ЦНС-180х1185, ЦНС-120х1422 (0,5 л/ч) самотеком поступают через канализационный колодец в подземную емкость (Булит, объемом 80 м3), откуда жидкость откачивается насосом ЦНС-60х264 на прием насосных агрегатов БКНС.

Система смазки основных насосных агрегатов состоит из четырех раздельных маслосистем, две из которых осуществляет смазку и охлаждение подшипников электродвигателей, две - подшипников насосов. Для смазки подшипников агрегата рекомендуется применять масло Тп-22.

Подача масла в системы осуществляется масляными насосами НШ 5-25 из маслобаков БМ-0,32 через фильтры ФДМ и маслоохладители МХ-4. Обратно в баки масло сливается самотеком. Охлаждение масла воздушное.

Все насосы на БКНС оснащены следующими контрольно-измерительными приборами для измерения:

- температуры подшипников;

- давления нагнетания;

- давление на приеме;

- электрическая защита;

- давление в маслосистеме;

Управление насосными агрегатами и контроль параметров, учет времени работы агрегата и расхода жидкости осуществляется с помощью контроллера, который служит для контроля работы и защиты ЦНС-180, ЦНС-120 без постоянного присутствия обслуживающего персонала, имеет 5 параметров защиты:

- температуры подшипников;

- давления нагнетания;

- давление на приеме;

- электрическая защита;

- давление в маслосистеме;

Контроллер может работать в 4-х режимах:

- ручной;

- автоматический;

- дистанционное управление;

- ввод резерва.

Во всех режимах, кроме ручного, контроллер обеспечивает автоматическое управление агрегатом и электрозадвижкой. Контроллер осуществляет аварийное отключение насосного агрегата при недопустимых отклонениях технологических параметров, при исчезновении питания электросети.

3.3.2 Описание работы БКНС-20 «С»

По низконапорному трубопроводу жидкость поступает на низконапорную гребенку БКНС и через приемные задвижки №1, 2, 4, через приемные фильтры попадает на прием насосов ЦНС-90х1185 и ЦНС-63х1422.

Рабочий агент через задвижки №2, 4, через насосы ЦНС-90х1185, ЦНС-63х1422, при давлении на выкиде насоса не менее Р = 11,5 МПа, через обратные клапаны и задвижки №3, 5, 12, поступает в напорную линию, транспортируется до напорных гребенок и закачивается в нагнетательные скважины системы ППД Сеймского месторождения. В процессе работы контроль давления на приеме и выкиде насосов ведется по манометрам типа ЭКМ, а также на блочных гребенках выкида установлены манометры типа МТП. Учет откачиваемой жидкости производится при помощи ультразвуковых счетчиков СВУ .

Дренажные стоки с насосного блока, нормальные утечки торцевых уплотнений насосов ЦНС-90х1185, ЦНС-63х1422 (0,5 л/ч) самотеком поступают через канализационный колодец в подземную емкость (Булит, объемом 80 м3), откуда жидкость откачивается насосом ЦНС-60х264 на прием насосных агрегатов БКНС.

Система смазки основных насосных агрегатов состоит из двух раздельных маслосистем, одна из которых осуществляет смазку и охлаждение подшипников электродвигателей, а вторая - насосов. Для смазки подшипников агрегата рекомендуется применять масло Тп-22.

Подача масла в системы осуществляется масляными насосами НШ 5-25 из маслобаков БМ-0,32 через фильтры ФДМ и маслоохладители МХ-4. Обратно в баки масло сливается самотеком. Охлаждение масла воздушное.

Все насосы на БКНС оснащены следующими контрольно-измерительными приборами для измерения:

- температуры подшипников;

- давления нагнетания;

- давление на приеме;

- электрическая защита;

- давление в маслосистеме.

Управление насосными агрегатами и контроль параметров, учет времени работы агрегата и расхода жидкости осуществляется с помощью контроллера, который служит для контроля работы и защиты ЦНС-90, ЦНС-63 без постоянного присутствия обслуживающего персонала, имеет 5 параметров защиты:

- температуры подшипников;

- давления нагнетания;

- давление на приеме;

- электрическая защита;

- давление в маслосистеме;

Контроллер может работать в 4-х режимах:

- ручной;

- автоматический;

- дистанционное управление;

- ввод резерва.

Во всех режимах, кроме ручного, контроллер обеспечивает автоматическое управление агрегатом и электрозадвижкой. Контроллер осуществляет аварийное отключение насосного агрегата при недопустимых отклонениях технологических параметров, при исчезновении питания электросети.

3.4 Эксплуатация факельного хозяйства

Факельная система УПС-20 предназначена для аварийного сжигания (утилизации) попутного газа поступающего: из ТВО, буферных емкостей БН; от предохранительных клапанов (ППК) при превышении допустимого давления в емкостях; при периодической проверке работоспособности предохранительных клапанов (ППК) в процессе нормальной эксплуатации установки.

Факельная система состоит из факельного ствола оснащенного оголовником; газопроводов; конденсатосборников ЕК-С, ЕК-Д; огнепреградителя, системой запорной арматуры. Также в факельную систему входит газопровод подачи газа на систему розжига (запальник) и дежурный огонь.

К факельному стволу обеспечен подвод топливного газа для дежурных горелок.

Перед каждым пуском факельной системы продуть газом, чтобы содержание кислорода у основания факельного ствола было не более 25% нижнего предела взрываемости, проверена степень загазованности у пульта зажигания и устройств сбора и откачки конденсата с помощью переносного газоанализатора специально обученным персоналом - мастером установки.

Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси необходимо исключить возможность подсоса воздуха.

При работе факельной установки необходимо обеспечивать стабильное горение в широком интервале расходов газов и паров, бездымное сжигание постоянных и периодических сбросов, а также безопасная плотность теплового потока и предотвращение попадания воздуха через верхний срез факельного ствола.

Перед прекращением сброса горючих газов и паров, нагретых до высокой температуры, необходимо обеспечить дополнительную подачу газа в целях предотвращения образования вакуума в факельной системе при охлаждении или конденсации.

Перед проведением ремонтных работ факельная система должна быть отсоединена стандартными заглушками и продута азотом (при необходимости пропарена) до полного удаления горючих веществ с последующей продувкой воздухом до объемного содержания кислорода не менее 18% и содержания вредных веществ не более ПДК.

Факельный ствол, конденсатосборники оснащены устройствами для отбора проб.

Факельная установка УПС-20 обеспечена первичными средствами пожаротушения в соответствии с действующими нормами.

Территория вокруг факельных стволов обвалована, ограждена и обозначена предупреждающими надписями: «Посторонним вход запрещен!».

Для предотвращения загазованности воздуха и вредных выбросов в атмосферу на стволе факела должен постоянно гореть дежурный огонь, не связанный с коммуникациями факельной системы.

К эксплуатации факельной системы допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинское освидетельствование, не имеющие противопоказания, производственное обучение, инструктаж по промышленной безопасности и успешно сдавшие экзамены по ОТ и ТБ.

Розжиг дежурного огня является газоопасной работой, проводимой с записью в журнале проведения газоопасных работ. Розжиг производится в дневное время, под руководством мастера, назначенного распоряжением по цеху, ответственным лицом за эксплуатацию факельного хозяйства.

Работы на территории факельной системы могут производиться только по разрешению ответственного лица за безопасную эксплуатацию факельного хозяйства. Не допускается нахождение лиц не связанных с эксплуатацией факельного хозяйства в зоне ограждения факельных стволов.

4. Нормы технологического режима

Таблица 4.1 - Нормы технологического режима

№ п/п

Наименование процесса аппаратов, параметров

Индекс аппарата по схеме

Ед. изм.

Допустимые пределы измерения технологических параметров

Требуемый класс точности измерительных приборов по ГОСТ 8.401-80

1

Успокоительный коллектор -давление

УК-Д, УК-С, УК-Р

МПа

0,05ч0,22

2

Трубный водоотделитель

-давление

ВО-Д

МПа

0,05ч0,22

1.5; 0.5

-температура

ТВО-С

0С

5ч20

0,5

-уровень раздела фаз «нефть-газ»

ТНВО-Р

мм

150ч650

-уровень раздела фаз «нефть-пластовая вода»

мм

500ч1400 (от низа)

0,5

3

Емкость буферная, V=200м3

-давление

БН-Д,

МПа

0,05ч0,16

1.5; 0.5

-температура

БН-С,

0С

5ч20

-уровень жидкости

БН-Р

мм

500ч2600 (пост.откач.)

500ч2600 (периодич. откач.)

0,5

4

Газосепаратор

-давление

ГС-Д,

МПа

0,05ч0,16

1.5; 0.5

-температура

ГС-С,

0С

5ч20

-уровень конденсата

мм

0ч 820 (от фундамента)

0,5

5

Насос откачки

-давление на приеме

-давление на выкиде

Н1-1,

МПа

0,05-0,16

1.5; 0.5

Н1-2,

0,3-3,0

Н2-1,

0,05-0,16

Н2-2

0,3-3,0

6

Узел учета нефти

-расход (Д/С)

м3/час

19/14

-обводненность

%

10ч30

7

Емкость дренажная, V=40м3

ЕД

0,5

-уровень жидкости

мм

1500ч2000

-давление откачки погруж. насоса

МПа

0,43

8

Емкость утечек, V=12,5м3

ЕУ

0.5

-уровень жидкости

мм

250 ч 1800

-давление откачки погруж. насоса

МПа

0,43

9

Конденсатосборник, V=8м3

0,5

-уровень жидкости

ЕК-Д,

мм

250 ч 1150

-давление откачки погруж. насоса

ЕК-С

МПа

0,43

10

Расширитель на линии газа на запал уровень верхний

мм

50

0,5

11

Узлы замера газа на факел

1,5;0,5

-давление

МПа

0,005ч0,15

-температура

0С

5ч20

-расход (суммарный)

т/час

0,88

12

Газ на дежурные горелки давление

МПа

0,03ч0,15

1,5

13

Факел

1,5

-давление

Ф-Д,

МПа

0,005ч0,15

-наличие пламени на дежурных горелках

Ф-С

0С

900

14

Узел замера газа на КС

1,5

-давление

МПа

0,05-0,16

-температура

0С

5ч20

-расход

т/час

0,88

15

Емкость канализационная уровень

ЕП

мм

1500 ч 2000

0,5

16

Отстойник пластовой воды: 200м3

-давление

ОВ-1,2Д;

МПа

0,05-0.16

1,5; 0,5

-уровень раздела фаз:

ОВ-1,2С

«нефть-вода»

мм

2000-2700

0,5

«газ-нефть»

мм

3200-3400

0,5

17

Буферная емкость пластовой воды:

-давление

БВ-Д;

МПа

0,0005-0,005

1,5

-уровень жидкости

БВ-С

мм

700-2000

0,5

Таблица 4.2 - Нормы технологического режима работы насосного оборудования БКНС-20 «Д»

№ п/п

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима

Номер позиции прибора по схеме

Ед. изм.

Допускаемые пределы технологических параметров

Требуемый класс точности измерительных приборов по ГОСТ 8.401-80

1

Насос: ЦНС-120х1422:

-

- давление:

МПа

на приеме, МПа

0,06 - 0,1

1,5

на выкиде, МПа;

11,5- 14,7

1,5

- расход, м3/час

м3/час

70-150

-

2

Насос: ЦНС-180х1422: - давление:

-

на приеме, МПа

МПа

0,06 - 0,1

1,5

на выкиде, МПа;

МПа

11,5- 14,7

1,5

- расход, м3/час

м3/час

100-180

-

3

Насос ЦНС-60х264 давление

ДН

МПа

на приеме, МПа

0,2

1,5

на выкиде, МПа

0,5

1,5

4

Температура подшипников насоса и электродвигателя

Выводятся показания в блоке КИПиА

єС

Температура, не более 70 0С

5

Давление в маслосистеме

Манометрическая стойка

МПа

Давление не менее 0,05 МПа, и не более 0,13МПа

6

Давление в камере гидропяты

Манометрическая стойка

МПа

Давление не менее 0,03 МПа, и не более 0,5 МПа

Таблица 4.3 - Нормы технологического режима работы насосного оборудования БКНС-20 «С»

№ п/п

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима

Номер позиции прибора по схеме

Ед. изм.

Допускаемые пределы технологических параметров

Требуемый класс точности измерительных приборов по ГОСТ 8.401-80

1

Насос ЦНС-63х1422 - давление:

-

на приеме, МПа

МПа

0,06 - 0,1

1,5

на выкиде, МПа;

11,5- 14,7

1,5

- расход, м3/час

м3/час

30-80

-

2

Насос ЦНС-90х1185: - давление:

-

на приеме, МПа

МПа

0,06 - 0,1

1,5

на выкиде, МПа;

11,5- 14,7

1,5

- расход, м3/час

м3/час

50-110

-

3

Насос ЦНС-60х264

ДН

МПа

- давление на приеме, МПа

0,2

1,5

- давление на выкиде, МПа

0,5

1,5

4

Температура подшипников насоса и электродвигателя

Выводятся показания в блоке КИПиА

єС

Температура, не более 70 0С

5

Давление в маслосистеме

Манометрическая стойка

МПа

Давление не менее 0,05 МПа, и не более 0,13МПа

6

Давление в камере гидропяты

Манометрическая стойка

МПа

Давление не менее 0,03 МПа, и не более 0,5 МПа

5. Контроль технологического процесса

Таблица 5.1 Перечень блокировок и сигнализации

...

№

п/п

Наименование оборудования, параметра

Величина устанавливаемого предела

Блокировка

Сигнализация

Операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию

Мин

Макс

Мин

Макс

Мин

Макс

1

Трубный водоотделитель ТВО-Д, ТВО-С, ТНВО-Р:

- давление, МПа

0,05

0,22

500

0,16 (предупред.)

- уровень «нефть-газ», мм

250

1420

300

0,22 (аварийн.)

- уровень «вода-нефть», мм

450

1420

500

1400

2

Емкость буферная БН-Д, БН-С, БН-Р

-давление, МПа

0,05

0.16

0,16

- уровень «нефть-газ», мм

450

2600 (пост. откачка)

500

2500

2600 (периодическая откачка)

2500

3

Газосепаратор ГС-Д, ГС-С:

-давление, МПа

0,05

0.16

0,16

-уровень конденсата, мм

800

1320

820

1320

820

1320

4

Насос Н1-1, Н2-1: - давление

Автоматическое отключение насосов по защитам

на приеме, МПа

0,05

0,16

на выкиде, МПа

0,3

4,5

-температура подшипников, Т0, С

70

70

5

Насос Н1-2, Н2-2: давление

Автоматическое отключение насосов по защитам

на приеме, МПа

0,05

0,16

на выкиде, МПа

0,3

3,0

6

Емкость дренажная ЕД уровень, мм;

1500

000

1500

1500

1900

Автоматическое отключение насоса откачки по минимальному уровню в ЕД, L=1500мм

7

Емкость утечек ЕУ уровень, мм;

250

1800

300

300

1700

Автоматическое отключение насоса откачки по минимальному уровню в ЕУ, L=300мм

8

Конденсатосборник ЕК-Д,С уровень, мм;

250

1150

300

300

1100

Автоматическое отключение насоса откачки по минимальному уровню в ЕК, L=300мм

9

Расширитель на линии «газ на запал»-уровень, мм

55

50

10

Узлы замера газа на факел Ф-Д, Ф-С давление, МПа

0,005

0,15

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены