Комплексная подготовка и перекачка нефти (на примере НГДУ "Азнакаевскнефть")

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат по получению первичных профессиональных навыков, в том числе первичных умении и навыков научно-иследовательской деятельности



Содержание

Введение

1. Описание технологического процесса и схемы производства

2. Нормы технологического режима

3. Основные положения пуска и остановки

Заключение

Использованная литература



Введение

Сырьем для «Пункта подготовки сбора нефти «Азнакаевский» вместе с парком резервуарным» является промысловая жидкость водогазонефтяная эмульсия с содержанием воды до 75%, поступающая с Павловской, Зеленогорской, Восточно-Лениногорской, Холмовской, Азнакаевской, Карамалинской, Тумутукской площадей Ромашкинского месторождения. Продукцией является товарная нефть, сырая нефть, ШФЛУ, РПН, очищенная сточная вода и попутный газ. нефть отстойник технологический соль

Товарная нефть соответствует ГОСТ Р 51858-2002 ”Нефть. Общие технические условия” откачивается на АНПС и/или КТП.

ШФЛУ, полученное согласно ТУ 38.101524-93, откачивается на Минибаевский ГПЗ.

Отсепарированная, отделившаяся от воды нефть с остаточным содержанием воды до 5 %, плотностью 860-870 кг/м3 откачивается на ЯРП.

Очищенная вода закачивается для поддержания пластового давления в нефтяные пласты через систему ЦППД. Физико-химический состав очищенной воды должен соответствовать показателям, регламентируемым стандартом СТО ТН 167-2016 «Закачка технологической жидкости для поддержания пластового давления на месторождениях ПАО «Татнефть» (ЕРБ 01-950-1.0-2016).

РПН, полученный согласно ТУ 0251-062-00151638-2015, передается в необходимых объемах для промывки скважин цехов добычи нефти и газа (далее по тексту ЦДНГ) НГДУ «Азнакаевскнефть».

При подготовке нефти выделяется попутный нефтяной газ, который собирается через газосборную систему, УЛФ и направляется на КС-15, откуда откачивается на Минибаевский ГПЗ.

Качество сырья и попутного нефтяного газа не регламентируются нормативными документами.

В качестве топлива на печах подогрева используется природный газ ГОСТ 5542-87. В процессе подготовки нефти используется деэмульгаторы. В целях защиты водоводов системы ППД используется ингибитор коррозии.



1. Описание технологического процесса и схемы производства

Технологическая схема АУКПН представлена в разделе 13 настоящего регламента.

Нефть с содержанием воды до 1,5% из буферных РВС 2000 № 2,3,4 АТП поступает на прием насосов Н-1 №1,2 типа ЦН 1000х180 с давлением не менее 0,03МПа. В линию перед насосом Н-1 №1,2 при необходимости подается деэмульгатор согласно «Регламенту подачи деэмульгатора», дозировочным насосом НД 25x40. Реализована также схема подача реагента в линию товарной нефти.

Насосы Н-1 №1,2 под давлением 0,9-1,6 МПа прокачивают нефть через расходомер в трубное пространство теплообменников Т-1№№1-14. Нагрев сырья в Т-1№№1-14 до температуры 100 0С происходит за счет тепла уходящей с установки товарной нефти.

После теплообменников Т-1№№1-14 нагретая эмульсия поступает в горизонтальные отстойники под давлением 0,4-0,8МПа ГО №№1-8, где происходит обезвоживание до 0,5 %. С горизонтальных отстойников ГО№№1-8 нефть под давлением 0,3-0,7МПа поступает на первую ступень обессоливания - шаровые отстойники ШО-1/1, ШO-2/2, где при давлении 0,25-0,5МПа происходит обессоливание за счет подачи в поток нефти перед ШО через диспергатор промывочной технической воды в количестве 4-10 м3/час.

Межфазный уровень в отстойниках ШО-1/1 и ШО-2/1 поддерживается в значениях 15-20% от общего уровня регулирующими клапанами, установленными на линии сброса воды из отстойников. Давление в системе ГО-ШО поддерживается регулирующими клапанами отстойников ШО-1/2 и ШО-2/2.

На второй ступени обессоливания происходит дополнительный гидродинамический отстой нефти.

Вследствие образования сульфидной пленки на границе раздела фаз и отложении на ней АСПО и механических примесей межфазный уровень в ГО№№1-8 не поддерживается, отстоявшаяся вода каждые два часа сбрасывается до нефти, контроль визуальный.

Обессоленная нефть из шаровых отстойников поступает в промежуточную емкость Е-7№№1,2, откуда насосами Н-2 №7,8,9 типа НК 560/180 с давлением 1,0-1,4МПа направляется в межтрубное пространство теплообменников Т-2/1-8, где она дополнительно нагревается до температуры 120-140°С за счет тепла отходящей обессоленной нефти, расход с Н-2 контролируется расходомером установленным на линии перед Т-2, при этом расход держится с разницей 10ч100м3/ч по отношению с расходом на установку. После теплообменников Т-2 №№1-8 нефть направляется в печь П-24№№1,2 или ЦС №№1,2, где нагревается до температуры 160-210 0С при давлении 0,8-1,2МПа, при этом на каждом потоке печей установлен расходомер необходимый для выравнивания расхода через змеевики работающих печей. Затем 20-30% нефти поступает на 2-ю тарелку и куб стабилизационной колонны К-1. Основная часть нефти после печи П-24 №№1,2 или ЦС №№1,2 поступает в емкость Е-11, где путем однократного испарения при давлении 0,5-0,7МПа происходит разделение на паровую и жидкую фазы.

Пары легких углеводородов и водяные пары из емкости Е-11 поступают на 10-ую тарелку колонны К-1, а жидкая фаза из емкости Е-11 подается на 7-ую тарелку колонны К-2. Заданная температура верха колонны в пределах 90-110°С К-1 регулируется автоматически количеством подаваемого орошения, при помощи регулирующего клапана установленного на линии от Н-5 до верха колоны К-1. В паре с регулирующим клапаном установлен расходомер для контроля количества подаваемого ШФЛУ в К-1.

Сверху стабилизационной колонны К-1 при температуре 90-110°С и давлении 0,45-0,55МПа выводится в паровой фазе ШФЛУ и часть водяных паров, которые, пройдя аппараты воздушного охлаждения АВЗ-1,2 и концевые холодильники КХ-1,2, конденсируются и поступают в рефлюксную емкость Е-12 при температуре 25-35°С и давлении 0,45-0,55МПа.

ШФЛУ из емкости Е-12 насосами типа НК-210/200 и ГЭН-50/125 Н-6 №1,2,7 подается на орошение колонны К-1, а избыточное количество откачивается на бензопарк в емкости РГС-200 Е-1ч4 при температуре до 35°С, и давлении 0,4-0,5МПа. На бензопарке происходит двух часовой отстой ШФЛУ после чего происходит сброс воды и откачка на Минибаевский ГПЗ. Откачка происходит насосной станцией Минибаевского ГПЗ расположенной на территории бензопарка. Количество сданного ШФЛУ определяется по разнице взливов до и после откачки с использованием лабораторных данных.

Нефть из колонны К-1 самотеком поступает по перетоку на 2-ю и 4-ю тарелки колонны К-2. Сверху колонны К-21 при температуре 165-185°С и давлении 0,35-0,45МПа выводятся керосиновая фракция и водяные пары, которые, пройдя аппараты воздушного охлаждения АВЗ-3,4 и концевые холодильники КХ-3,4конденсируются и поступают в рефлюксную емкость Е-13 при температуре 45-55°С и давлении 0,35-0,45МПа . Из Е-13 керосиновая фракция насосом типа БЭН-296/3 и НК-210/200 Н-6/3,4,5,6 подается на питание в колонну К-1 на 15 и 21 тарелки, а при необходимости в емкости Е-14,15 для получения РПН.

С низа колонны К-2 стабильная нефть с температурой 165-200°С и давлении 0,35-0,45МПа поступает на прием насосов Н-3 №2,4,5,6 типа НК 560/335-120, НКВ 600/125 и прокачивается через теплообменники Т-2 при давлении 0,8-1,1 МПа и Т-12 при давлении 0,6-0,8 МПа, в которых охлаждается до температуры 25-35°С и направляется в резервуары товарной нефти АТП.

В летний период времени для дополнительного охлаждения нефти предусмотрен дополнительный блок теплообменников Т-3 №№1-6 и микроградирни БМГ-100 №1,2. Товарная нефть подается после Т-1в межтрубное пространство Т-3 с давлением 0,2-0,3 МПа, где охлаждается за счет передачи тепла воде циркулирующей во внутритрубном пространстве до температуры 25-30°С. Подогретая вода до 30-35°С подается на БМГ-100 №1,2, где проходя через насадки в противотоке с воздушным потоком охлаждается до 15-20°С, далее вода самотеком сливается в подземную емкость. С подземной емкости вода насосами Н-6 №1,2 с давлением 0,4-0,7МПа подается в трубное пространство Т-3 №№1-6. Для улавливания внутренних пропусков в Т-3 №1-6, на водяной линии после Т-3 установлен ОЛ, уровень нефтяной подушки 0,0-1,0м. Уловленная нефть сбрасывается раз в смену, контроль визуальный. При большом количестве нефти, максимальный уровень подушки ОЛ превышается чаще раза в смену, Т-3 проверяется отсекая последовательно каждый теплообменник с проверкой набора уловленной нефти в ОЛ.

При необходимости для окончательной отмывки солей в нефтепровод после УКПН подается техническая вода в количестве 2-3% от подготавливаемой нефти.

Не сконденсировавшийся газ из емкостей Е-12, Е-13 поступает в емкость О-2 при температуре 35-45°С, где происходит разделение газа и конденсата. Газ из емкости О-2 направляется для дополнительного снижения количества конденсата в поток промысловой жидкости на входе в АТП и вновь отделяют на II ступени сепарации и отправляется на компрессорную станцию КС-15.

Конденсат из емкости О-2 направляется в емкости Е-14, Е-15.

При работе без участия блока стабилизации обессоленная нефть из буферной емкости Е-7 №№1,2 насосами Н-2 №№7,8,9 с температурой 40-80°С и давлении 0,8-1,2МПа направляется в одну из печей П-24,(ЦС), где нагревается до температуры 60-100°С, затем подается в межтрубную часть Т-1 №№1-14, далее в АТП в один из резервуаров ЖБР 9,11,12 РВС-5000 №14,15.

Керосиновая фракция колонны К-2 используется для обработки скважин. Для набора продукта установлены емкости Е-14, Е-15, с соответствующей технологической обвязкой. Наполнение емкости Е-14, Е-15 производится из емкости Е-13, после заполнения в емкость добавляют нефть до 10%об. от заполнения. Растворенный в продукте газ отводится по газопроводу в общий газовый коллектор. Стабилизация продукта происходит при атмосферном давлении. Сброс водяного конденсата производится в канализационную систему. Для налива нефтепродукта в автоцистерны предусмотрен наливной стояк на расстоянии 40 м от буллита, соединенный с буллитом трубопроводом. Отпуск РПН производится только после отстоя не менее 2 часов. При необходимости возможно заполнение Е-16,17,18,19, при этом для перекачки между емкостями и для заполнения автоцистерн используются насосы типа НХО-20/95 Н-8 №№1,2.

Топливный газ для печей поступает на АУКПН с давлением до 0,46МПа из ГРС. Для регулирования давления газа и замера расхода предусмотрен ГРП. Резервным источником газоснабжения является компрессорная станция КС-15, расход газа при этом фиксируется счетчиком установленным на площадке печей.

Сброс жидкости при опорожнении аппаратов и оборудования осуществляется в емкость Е-9 откуда насосным агрегатом Н-2 №14 типа ККМ-ЕК-125 откачивается на Азнакаевский товарный парк.

Дренаж змеевиков печей П-24 №№1,2, ЦС №№1,2 предусмотрен в аварийную емкость, откуда жидкость перепускается на АОС. На аварийной емкости предусмотрена линия для отвода газа на свече рассеивания.

Дождевая, талая вода, аварийные сбросы с технологических площадок, утечки сальниковых уплотнений насосов отводятся через закрытую канализацию на ОС.

Сжатый воздух после компрессоров типа ВВ-5/7, ДЭН-30Ш, А-5/7 №19,20,21 давлением 0,5-0,6МПа поступает в маслоотделители М №№1,2,3. Где происходит отделение сжатого воздуха от масла. После маслоотделителей воздух проходит через влагоотделитель и далее в ресиверы Р №№1,2. Через каждые 2 часа производится дренирование маслоотделителей, влагоотделителя и ресиверы на АОС. Ресиверы при аварийной остановке компрессоров должны обеспечивать подпитку воздухом регулирующих клапанов в течение двух часов. Далее воздух проходит через осушители и поступает на приборы КИПиА.

Техническая вода на подготовку подается с узла учета товарного парка, через регулирующий клапан идет на концевые холодильники КХ №№1,2,3,4 типа пластинчатые и кожухотрубчатые с давлением 0,4-0,6МПа, где за счет тепла ШФЛУ и РПН нагревается до 35°С и направляется в буферные емкости Е-5№№1,2. Из Е-5№№1,2 насосными агрегатами водонасосной типа ЦНС-60/132 №25,26 откачивается под давлением 1,0-1,5МПа с расходом 6-10м3.

Все контролируемые параметры выведены на АРМ оператора АУКПН.

2. Нормы технологического режима

Таблица 1 - Нормы технологического режима.

№ пп	Наименование стадии, оборудования, показатель режима	№ позиции прибора на схеме	Ед. измерения	Допускаемые пределы параметра	Класс точности прибора	Примечание
				мин.	макс.
1	Давление на приеме насосов, Н-1/1,2	Р1	кгс/см2	0,3	0,9	0,5	На АРМ
2	Давление на выкиде насосов	Р2, Р3	кгс/см2	9	23	0,5	На АРМ
3	Давление в трубной части теплообменников	Т-1/1-14	кгс/см2	6	15	0,5	На АРМ
4	Давление на выходе нефти с АУКПН	Т-1/1-14 ГО/1-8	кгс/см2	3	5,5		На АРМ
5	Температура сырой нефти до теплообменников		оС	5	30	0,5	На АРМ
6	Температура сырой нефти после теплообменников		оС	40	105	0,5	На АРМ
7	Давление на приеме отстойников		кгс/см2	3	7	0,5	На АРМ
8	Уровень раздела фаз в отстойниках	ГО/1-8 Е-5/1,2	%	0	0		На АРМ
9	Уровень воды		%	30	75	1,0	На АРМ
10	Расход воды на промывку	II ступень обезвоживания-обессоливания	м3/ч	1	10	1,5	На АРМ
11	Расход воды	III ступень обезвоживания-обессоливания	м3/ч	2	40	1,5	На АРМ
12	Давление на входе насосов	водонасосная	кгс/см2	0,1	-	0,5	На АРМ
13	Давление на выходе насосов	водонасосная ШО-1/1,2;2/1,2	кгс/см2	5	22	0,5	На АРМ
14	Давление в отстойнике		кгс/см2	2,5	5	2,5	На АРМ
15	Уровень раздела фаз в отстойниках	ШО-1/1;2/1	%	15	20		На АРМ
16	Давление в буферной емкости	Е-7	кгс/см2	2,5	5	2,5	На АРМ
17	Давление на приеме насосов	Н-2/7,8,9	кгс/см2	3,5	5,0	0,5	На АРМ
18	Давление на выкиде насосов	Н-2/7,8,9	кгс/см2	16	25	0,5	На АРМ
19	Давление на приеме насоса	Н-2/14	кгс/см2		0,3	0,5	На АРМ
20	Давление на выкиде насоса	Н-2/14 Т-2/1-8	кгс/см2	4	12	0,5	На АРМ
21	Давление в трубном пространстве		кгс/см2	5	15	0,5	На АРМ
22	Давление в затрубном пространстве	Т-2/1-8 Н-3/2,4,6	кгс/см2	3,5	10	0,5	На АРМ
23	Температура нефти до теплообменников		оС	40	210		На АРМ
24	Температура нефти после теплообменников		оС	60	140		На АРМ
25	Давление на приеме насосов		кгс/см2	3,5	5,0	0,5	На АРМ
26	Давление на выкиде насосов	Н-3/2,4,6 П-1,2, ЦС-1,2	кгс/см2	12	20	0,5	На АРМ
27	Давление нефти на входе в печь		кгс/см2	7	16	0,5	На АРМ
28	Давление нефти на выходе из печи	П-1,2, ЦС-1,2 П-1,2, ЦС-1,2	кгс/см2	5	10	0,5	На АРМ
29	Давление топливного газа на печи		кгс/см2	0,5	4,0	2,5	На АРМ
30	Температура нефти до печи	П-1,2, ЦС-1,2	оС	90	140	0,5	при работе блока стабилизации
31	Температура нефти до печи	П-1,2, ЦС-1,2	оС	25	50	0,5	для блока обезвоживания, обессоливания
32	Температура нефти после печи	П-1,2, ЦС-1,2	оС	160	210	0,5	при работе блока стабилизации
33	Температура нефти после печи	П-1,2, ЦС-1,2	оС	30	60	0,5	для блока обезвоживания, обессоливания
34	Температура нефти после печи	ЦС	оС	50	230	0,5	На АРМ
35	Температура на перевале	П-1, П-2	оС	400	600	0,5	На АРМ
36	Температура на перевале	ЦС-1,2	оС	-	600	0,5	На АРМ
37	Температура дымовых газов на выходе	П-1, П-2	оС	200	380	0,5	На АРМ
38	Температура дымовых газов на выходе		оС	-	250	0,5	На АРМ
39	Расход нефти в печи	П-1,2, ЦС-1,2	м3/ч	300	550	0,5	На АРМ
40	Расход нефти по потокам	ЦС-1,2	м3/ч	30	110	1,0	На АРМ
41	Расход нефти по потокам	П-1 (потоки-1,2,3,4,5,6)	м3/ч	50	100	1,0	На АРМ
42	Расход нефти по потокам	П-2 (потоки-1,2,3,4)	м3/ч	100	140	1,0	На АРМ
43	Температура дымовых газов на перевале	П-1, П-2	оС	480	800	0,25	На АРМ
44	Разряжение в печи после камеры конвекции в топке (левой, правой)	П-1, П-2 Е-11	мм.вд.ст.	2 7,0	2,5 7,5	2,5	На АРМ
45	Давление в емкости		кгс/см2	4	8	0,5	На АРМ
46	Уровень нефти	Е-11 К-1	%	30	80	0,5	На АРМ
47	расход газа из Е-11 в К-1		м3/ч	0	1000	0,5	На АРМ
48	Температура		оС	120	200	0,5	На АРМ
49	Расход нефти в колонну		м3/ч	50	250	0,5	На АРМ
50	Давление в колонне	К-1 К-2	кгс/см2	4,4	8,0	0,5	На АРМ
51	Температура верха		оС	65	120	0,5	На АРМ
52	Уровень нефти в колонне		%	10	40	0,5	На АРМ
53	Расход нефти в колонну		м3/ч	-	500	0,5	На АРМ
54	Давление в колонне	К-2 АВЗ №1,2	кгс/см2	3,0	4,6	0,5	На АРМ
55	Температура верха		оС	115	200	0,5	На АРМ
56	Уровень нефти в колонне		%	30	80	0,5	На АРМ
57	Температура на входе		оС	65	130	0,5	На АРМ
58	Температура на выходе	АВЗ №1,2 КХ-1,2,3,4	оС	20	75	0,5	На АРМ
59	Температура бензина после холодильника		оС	20	45	0,5	На АРМ
60	Давление воды в концевом холодильнике	КХ-1,2,3,4 Е-12	кгс/см2	3	8	0,5	На АРМ
61	Уровень общий		%	30	70		На АРМ
62	Уровень межфазный	Е-12 АВЗ №3,4	%	5	50		На АРМ
63	Давление в емкости		кгс/см2	4	7		На АРМ
64	Температура на входе		оС	110	200	0,5	На АРМ
65	Температура на выходе	АВЗ №3,4 КХ-3,4	оС	40	90	0,5	На АРМ
66	Температура керосина после холодильника		оС	30	75	0,1	На АРМ
67	Уровень общий	Е-13	%	35	70		На АРМ
68	Уровень межфазный	Е-13 Е-13	%	5	50		На АРМ
69	Давление в емкости		кгс/см2	3	5		На АРМ
70	Уровень межфазный	О-2	%	5	50		На АРМ
71	Давление газа в емкости	О-2 бензонасосная Н-5/1,2,7	кгс/см2	0,5	3,5	0,5	На АРМ
72	Давление ШФЛУ на входе насосов		кгс/см2	3,5	7	0,5	На АРМ
73	Давление ШФЛУ на выходе насосов	бензонасосная Н-5/1,2,7 бензонасосная Н-5/3,4,5,6	кгс/см2	7	15	0,5	На АРМ
74	Давление РПН на входе насосов		кгс/см2	3	5	0,5	На АРМ
75	Давление РПН на выходе насосов	бензонасосная Н-5/3,4,5,6 конденсатосборник на факельной линии	кгс/см2	7	15	0,5	На АРМ
76	Расход РПН на выходе насоса		м3/ч	-	30	0,5	На АРМ
77	Уровень жидкости		%	0	60	1,0	На АРМ
78	Уровень жидкости	Е-14,15	%	0	80		На АРМ
79	Объем добавляемой нефти	Е-14,15 Е-9	%	0	5		На АРМ
80	Уровень жидкости		%		80		На АРМ
81	Давление в емкости	Е-101	кгс/см2	0	2	0,5	На АРМ
82	Уровень	Е-101	%	0	80	0,5	На АРМ
83	Расход нефти с установки		м3/ч	200	500	0,5	На АРМ
84	Расход нефти в Т-2		м3/ч	50	500	0,5	На АРМ
85	Расход ШФЛУ на бензопарк		м3/ч	0	40	0,5	На АРМ
86	Расход ШФЛУ на орошение К-1		м3/ч	0	30	0,5	На АРМ
87	Расход РПН на питание К-2		м3/ч	0	30	0,5	На АРМ
88	Расход газа на факел		м3/ч	0	150	0,5	На АРМ
89	Давление воздуха в ресиверах	Р-1,2	кгс/см2	2	7	2,5	На АРМ
90	Давление в маслоотделителе	М-1,2,3	кгс/см2	2	7	2,5	На АРМ

3. Основные положения пуска и остановки

Подготовка к пуску АУКПН.

Подготовка к пуску и пуск установки производится по письменному распоряжению начальника УКПН ЦКППН НГДУ «Азнакаевскнефть». Пуском установки руководит начальник установки. Пуск установки согласуется с ведущим инженером-технологом ЦКППН НГДУ «Азнакаевскнефть» и с операторами товарного Азнакаевского товарного парка. Первоначальный пуск установки после ремонта (реконструкции) производится пусковой бригадой, в состав которой кроме обслуживающего персонала установки (операторов) включаются звенья КИПиА с мастером, электриков с мастером и слесарей по ремонту технологического оборудования. Перед пуском пусковая бригада должна быть проинструктирована и ознакомлена с заданием на пуск с соответствующей записью в вахтовом журнале.

Общая подготовка установки к пуску производится в следующей последовательности:

-проверить завершенность всех строительных и монтажных работ;

-тщательно осмотреть аппараты, трубопроводы и оборудование;

-проверить плотность крепления фланцев, задвижек (все задвижки должны быть закрыты), закрытие люков;

-проверить правильность установок заглушек с соответствующей записью в журнале регистрации заглушек;

-проверить все предохранительные устройства и клапаны, заземления аппаратов и оборудования;

-проверить работу КИПиА и перевести ее на ручной режим;

-провести обкатку электродвигателей насосов и их центровку;

-проверить исправность и готовность к использованию телефонной связи, систему и средства пожаротушения, инвентаря и средств индивидуальной защиты;

-проверить по технологической схеме нумерацию оборудования, запорной арматуры, стрелок на трубопроводах, указывающих направления движения потоков;

-проверить наличие технической документации и инструкций согласно перечню;

-в операторной постоянно размещены на видном месте технологический регламент, общая технологическая схема установки, производственно-эксплуатационные инструкции и правила ПБ;

-оповестить диспетчера цеха о приеме на установку электроэнергии, пара, воздуха КИПиА и пресной воды;

-сообщить о времени пуска и сделать соответствующую запись в вахтовом журнале.

Прием пара на установку осуществляется в следующем порядке:

-открыть все воздушники и дренажи на трубопроводе пара;

-приоткрыть общую задвижку на линии пара на установку;

-сдренировать конденсат из трубопровода и при появлении сухого пара дренажи и воздушники закрыть;

-плавно открыть общую задвижку;

-проверить герметичность всех соединений на паровых линиях.

Пуск АУКПН.

Пуск блока обезвоживания и обессоливания.

Разжечь факел используя природный газ.

Пустить сырьевой насос Н-1 (согласно инструкции по пуску центробежных насосов).

Заполнить оборудование нефтью в следующей последовательности: трубное пространство теплообменников Т-1 - горизонтальные отстойники - шаровые отстойники I и II ступени ШО-1/1,2 и ШО-2/1,2 - буферные емкости Е-7/1,2.

Сброс воздуха из ГО-1-8, ШО-1/1,2 , ШО-2/1,2 и Е-7/1,2, производить с помощью воздушников на факел.

Пустить насос обессоленной нефти Н-2. Заполнить нефтью трубное пространство теплообменников Т-2/1-8 и змеевики печи (П-24,ЦС).

Открыть задвижку на линии циркуляции, задвижка на выходе с УКПН должна быть закрыта.

После набора давления до 0,40,5 МПа, остановить сырьевой насос Н-1 с АТП и производить циркуляцию по схеме:

Произвести осмотр всей системы на герметичность.

Произвести розжиг печи (П-24, ЦС) согласно инструкции, температуру поднимать со скоростью 25-30°С в час, (для избегания перенапряжения, которое может привести к разгерметизации, разрыву соединений).

Заполнить пресной водой Е-5 №1,2, для этого открыть секущую задвижку на КХ пустив воду по байпасу, открыть задвижку минуя регулятор уровня Е-5, довести уровень Е-5 до 50%, закрыть задвижку и пустить поток воды через регулятор, установить регулятор в автоматический режим для поддержания уровня в Е-5.

Запустить насос в водонасосной №25,26 подачи пресной промывочной воды на обессоливание, отрегулировать давление, настроить работу диспергатора.

Циркуляцию производить до тех пор, пока нефть не нагреется до температуры 60-70°С.

При соответствии качества нефти на выходном коллекторе УКПН требованиям ГОСТ Р 51858-2002, запустить сырьевой насос Н-1, открыть задвижку на выходе нефти в Азнакаевский товарный парк, закрыть задвижку на линии циркуляции, температуру нагрева сырья поддерживать в пределах 60-70°С.

При достижении давления на выходе с установки 0,350,45 МПа, перейти на автоматическое регулирование параметров процесса.

По мере накопления водяного слоя в ШО-1/1 и ШО-2/1 перейти на автоматический режим дренажа воды. Образовавшаяся газовая «шапка» автоматически отводится на факел через газовую линию Е-7/1,2.

Пуск блока стабилизации.

Пуск блока стабилизации производится при нормальном технологическом режиме блока обезвоживания и обессоливания.

Набор давления газа в блоке стабилизации производится топливным газом.

При давлении в колонне К-1(К-2) в пределах 0,2-0,3 МПа, заполнение нефтью производить в следующей последовательности: Н-2, Т-2 труб, печи (П-24,ЦС), К-1(2), Н-3, Т-2(межтруб), Т-1(межтруб), товарный парк.

Процесс пуска блока стабилизации выполняется при непрерывном контроле технологических параметров в стабилизационной колонне.

Пуск насоса орошения Н-5/1,2,7 необходимо производить при температуре верха колонны 100110°С и наборе уровня ШФЛУ в емкости Е-12.

После ввода блока стабилизации на рабочий режим, предусмотренный технологической картой, управление и контроль технологических параметров перевести на автоматический режим.

Регулирование давления осуществляется регулирующим клапаном, установленным на линии сброса газов из Е-12.

После получения ШФЛУ, соответствующего техническим условиям, начать его откачку на бензопарк.

Получение РПН.

Растворитель представляет собой керосиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти, с последующим добавлением стабильной нефти в количестве 5% по объему и применяется в качестве растворителя парафинов при промывке нефтяных скважин.

РПН отбирается с верха колонны К-2, пройдя аппараты воздушного охлаждения АВЗ/3,4 и концевые холодильники КХ/3,4 конденсируется и поступает в рефлюксную емкость Е-13. Из Е-13 РПН насосом Н-5/3,4,5,6 подается на питание в колонну К-1 на 15 и 21 тарелки, а при необходимости в емкости Е-14,15 для хранения и отпуска РПН. При необходимости заполняются Е-16,17,18,19, для перекачки между емкостями и заполнения автоцистерн используются насосные агрегаты Н-8.

Нормальная эксплуатация АУКПН.

При нормальном режиме работы установки для поддержания требуемого качества подготовки товарной нефти необходимо:

контролировать (каждые 8 часов) содержание воды и хлористых солей в сырой нефти на входе на установку, после блока обезвоживания и обессоливания и на выходе с установки.

Для поддержания нормального режима работы установки необходимо:

-следить за уровнями взлива в емкостях Е-11, Е-12, Е-13, Е-14, Е-15, Е-5/1,2, в колоннах К-1 и К-2; контролировать и регулировать межфазные уровни шаровых отстойниках (ШО), Е-12, Е-13; следить за температурой нефти на выходе из печи, перед ГО и на выходе из установки; контролировать давление в емкостях, в колонне стабилизации, теплообменной аппаратуре; систематически дренировать воду с ГО (раз в два часа);

-следить за работой насосов и регулирующих клапанов; в зимних условиях особенно тщательно следить за состоянием линий подачи воды, пара, дренажа и канализации, в особенности за предохранительными клапанами.

В условиях нормальной эксплуатации установки обслуживающий персонал должен вести периодические (через каждые два часа) наблюдения за состоянием оборудования и параметрами их работы, а также должен вносить в суточный журнал записи об обнаруженных недостатках в работе систем, связанных с безопасностью их эксплуатации и о мерах принятых по их устранению. Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен печатью, с датой и подписью начальника АУКПН. В журнал заносятся распоряжения руководства установки (цеха) обслуживающему персоналу, а инженер-технолог (см) ведет ежедневный контроль исполнения распоряжений.

Нормальная остановка АУКПН.

Нормальная остановка установки производится по письменному распоряжению начальника установки или ведущего инженера-технолога цеха с извещением операторов АТПиОС, под непосредственным руководством инженера-технолога (см) (в его отсутствии старший оператор) в следующих условиях:

-при остановке на плановый ремонт;

-при заранее известном прекращении подачи на длительное время сырой нефти, электроэнергии, пара, пресной воды, воздуха, КИПиА;

-при оповещении о прекращении откачки товарной нефти на длительное время;

-при угрозе террористического акта и природных катаклизмов.

Для нормальной остановки установки необходимо:

-Разжечь факел используя попутный газ.

-Снизить производительность потока жидкости.

-Потушить горелки печей, согласно инструкции по безопасной эксплуатации печей.

-При температуре нефти 100-120°С на выходе из печи, установку перевести на режим циркуляции, для чего остановить сырьевой насос Н-1, открыть циркуляционную задвижку, закрыть задвижки на входе и выходе АУКПН. Циркуляцию производить до тех пор, пока температура нефти на выходе из К-1 не понизится до 110°С.

-Остановить насос подачи пресной воды. В зимнее время в целях предупреждения замораживания системы, подачу пресной воды не прекращать. При этом расход ее должен быть минимальным, дренаж из ШО-1/1,2 и ШО-2/1,2 вести постоянно.

При выводе в резерв аппараты после остановки должны быть опорожнены от продукта со сливом остатков жидкости в дренажную емкость. Давление в газоосушителе О-2 стравить на факел.

При выводе в резерв насоса должна быть разобрана электрическая схема, слита рабочая жидкость с корпуса, охлаждающая жидкость подшипников и затворная жидкость. Отсоединена муфта привода от двигателя и выполнена консервация элементов насоса.

Находящееся в резерве оборудование должно подвергаться визуальному осмотру с периодичностью, установленной в суточном журнале распоряжением начальника установки.

После окончания работ по остановке АУКПН факел тушится.

Аварийная остановка АУКПН.

Аварийная остановка установки или отдельных узлов производится в следующих чрезвычайных ситуациях:

-внезапное отключение электроэнергии;

-неконтролируемое истечение нефти, выброс газа или вредных веществ;

-опасное повышение давления в аппаратах, работающих под давлением;

-пожар и/или взрыв на установке или близлежащих объектах;

-попытка террористического акта.

Решение об аварийной остановке принимает старший оператор с последующим оповещением ответственных лиц по ПЛА. Аварийная остановка производится в следующей последовательности:

-прекратить подачу газа на печи, открыть пар в топку;

-остановить сырьевые насосы;

-остановить насосы обессоленной нефти (Н-2);

-остановить водяные и реагентные насосы;

-остановить бензиновые и керосиновые насосы;

-остановить АВЗ и концевые холодильники;

-откачать нефть из колонн К-1,2, остановить насосы Н-3;

-закрыть задвижки на выходе нефти в товарный парк.



Заключение

В результате прохождения производственной практики в цеху комплексной подготовки и перекачки нефти НГДУ «Азнакаевскнефть» с 10 по 30 июня 2019 г. были закреплены теоретические знания, получены новые профессиональные навыки и умения.

В ходе практики я работал с операторами и технологами установки комплексной подготовки нефти, знакомился с технологией подготовки нефти, выходил вместе с операторами на различные объекты, наблюдал и участвовал в регулировании параметров на установке, в учебно-тренировочных занятиях по плану мероприятии по ликвидации и локализации аварий, производил отбор проб нефти и РПН.

Знания, умения, навыки, полученные за период практики, явились отличным стимулом для активной работы в освоении специальности, позволили практически реализовать теоретически изученные моменты, сформировать представление о специфике деятельности установки комплексной подготовки нефти.



Использованная литература

1 Технологический регламент на технологический процесс «Пункта подготовки и сбора нефти «Азнакаевский» вместе с парком ре-зервуарным промысловым» НГДУ «Азнакаевскнефть»

2 Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа; Форум - Москва, 2011

3 Закожурников Ю. А. Хранение нефти, нефтепродуктов и газа; ИнФолио - Москва, 2010.

4 Корзун Н. В., Магарил Р. З. Термические процессы переработки нефти. Учебное пособие; КДУ - Москва, 2008

5 Магарил Р.З. Теоретические основы химических процесссов переработки нефти:учеб.пособ. - М.: КДУ, 2008

6 Подвинцев И. Б. Нефтепереработка. Практический вводный курс; Интеллект - Москва, 2011. - 120 c

Размещено на Allbest.ru

...