Для осуществления процесса обезвоживания перед входом в УПН с реагентного хозяйства подается товарный реагент-деэмульгатор, в количестве 18-25 г/т нефти.

Реагентное хозяйство включает:

- склад-навес для хранения бочек с реагентом;

- емкость разгрузки;

- блок насосный реагентного хозяйства БДР-1, в состав которого входит емкость–мерник, насосы дозаторы НД-1, НД-2 и насос шестеренчатый для закачки реагентов в мерную емкость;

- емкости ЕД-1, ЕД-2 для хранения деэмульгатора.

Насосный блок реагентного хозяйства БДР-1 оснащен системой автоматики, состоящей из датчиков и щита управления обеспечивающего:

- автоматическое отключение насосов дозаторов по нижнему уровню реагента в технологической и расходной емкостях, и по отклонению давления на выкиде насосов дозаторов;

- отключение шестеренного насоса закачки реагента по верхнему уровню в технологической емкости.

Дополнительно предусмотрена сигнализация загазованности в блоке по месту, и в операторной с включением вентилятора по загазованности, и отключением вентилятора и насосов при пожаре. По емкостям EP-1, EД-1 и EД-2 предусматривается сигнализация аварийного нижнего уровня. В емкостях EД-1 и EД-2 предусматривается сигнализация низкой и высокой температуры для ручного включения греющей ленты при t < 5°С и отключение в случае нагрева ее выше 20°С. По площадке реагентного хозяйства предусматривается контроль загазованности со световой и звуковой сигнализацией по месту и в операторной.

Обработанная реагентом-деэмульгатором нефтяная эмульсия направляется в печи нагрева нефти ПТБ-10А №1 и №2 и ПТБ-10 №3 и №4, где осуществляется ее нагрев плюс 40-60°С, контроль температуры «до» и «после» каждой печи осуществляется с помощью контуров приборов.

Распределение нефтяной эмульсии по потокам производится по показателям расходомеров, установленных до ПТБ-10А №1 и №2 и ПТБ-10 №3 и №4 (рисунок 2.1).

 

 

Рисунок 2.1. Печь трубчатая блочная ПТБ-10А.

 

Печь нагрева нефти ПТБ-10А и ПТБ-10 включает (рисунок 2.2.):

- газораспредилительное помещение (ГРП);

- блок местной автоматики (БМА), которая состоит из унифицированной системы автоматизации блочного нагревателя;

- вентилятора подачи воздуха в камеры сгорания.

Рисунок 2.2. Устройство трубчатой блочной печи ПТБ-10А:

1 - камера теплообменная; 2 - блок основания печи; 3 - блок вентиляторного агрегата.

 

Управление нагревателями осуществляется комплектной «Унифицированной системой автоматизации блочных нагревателей» (УСА-ТК), которая обеспечивает: управление электрооборудованием нагревателя; дистанционный розжиг газовых горелок; блокировку (запрет) розжига запальных горелок при расходе нагреваемой нефти ниже допустимого, при отклонении давления топливного газа от номинального, при давлении нагреваемого продукта выше заданного, при температуре нагреваемого продукта выше заданной, при отсутствии напряжения в цепях управления, при низком давлении воздуха перед камерой сгорания, блокировку (запрет) розжига основных горелок и автоматическую отсечку топливного газа по тем же причинам и по отсутствию пламени на любой из запальных горелок; аварийную отсечку топливного газа работающего нагревателя по тем же причинам, что и при блокировке розжига основных горелок и при увеличении температуры дымовых газов; сигнализацию причин аварийного отключения (световую и звуковую) и исполнительную сигнализацию о наличии напряжения питания в цепях управления, о состоянии электроприводов вентиляторов, о наличии пламени на каждой горелке, о прохождении программ розжига, о давлении воздуха в системе пневмопривода, измерение и регистрацию температуры нагреваемого продукта и температуры дымовых газов.

В качестве топлива на печах используется собственный газ после компримирования или (при его недостатке) газ из газопровода.

Расход топливного газа контролируется комплектом приборов контуров с коррекцией по температуре и давлению. Аварийный сброс с печей ПТБ-10А №1 и №2 и ПТБ-10 №3 и №4 направляется в емкость подземную, где предусматривается автоматическая откачка по уровню насосом Н-10 в аварийный резервуар Р-1 (РВС-5000 м³), и сигнализация аварийного верхнего уровня. Газ, выделившийся в емкости отводится на факел низкого давления Ф-1.

Далее эмульсия идет на промежуточные газосепараторы СГ-1 и СГ-2 (рисунок 2.3), в которых происходит отделение газа при температуре плюс 40-50°С и давлении 0,2-0,4 МПа.

 

 

Рисунок 2.3. Газосепаратор:

1 - стальная горизонтальная емкость; 2 - штуцеры для входа продукции; 3 - распределительное устройство; 4 и 5 - наклонные желоба; 6 - вертикальный сетчатый отбойник; 7 - выход газа; 8 - горизонтальный сетчатый отбойник; 9 - штуцеры для выхода нефти; 10 - выход нефти. Аппарат также снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Для предотвращения перепуска или прохождения газа в отстойники сепараторы газовые подняты на отметку 9,0 м. Уровень нефти в СГ-1 и СГ-2 регулируется контурами с воздействием на выходе газа. Сигнализация аварийного верхнего уровня осуществляется контурами. Кроме того, предусматривается сигнализация отклонения давления и дистанционный контроль температуры и давления в сепараторах. При нарушении технологического режима газ от предохранительных клапанов сепараторов СГ-1 и СГ-2 сбрасывается на факел низкого давления Ф-1.

Для улучшения процесса подготовки нефти в отстойниках О-1…О-5, используется подпитка пластовой водой в объеме 25-100 м³/ч. с температурой 40°С через расходомер с низконапорного водовода в трубопровод нефти на вход газосепараторов СГ-1 и СГ-2.

Отсепарированная нефтяная эмульсия с СГ-1, 2 направляется в отстойники О-1…О-5, где под действием реагента-деэмульгатора и температуры в режиме динамического отстоя идет отделение основной массы воды. Уровень раздела фаз «нефть-вода» регулируется контурами с воздействием на выход воды. Для распределения равномерной загрузки отстойников и контроля за их работой предусматривается дистанционный контроль расхода воды по каждому аппарату и влажности нефти с воздействием на выход нефти. На выходе нефти, на общем коллекторе предусматривается дистанционный контроль давления. По периметру площадки отстойников предусматривается контроль загазованности со световой и звуковой сигнализацией по месту и в операторной. По месту также предусматривается кнопка съема звука и кнопка опробования ламп. Сброс с предохранительных клапанов отстойников О-1...О-5 осуществляется в подземные дренажные емкости. В подземных емкостях предусматривается автоматическая откачка по уровню насосами Н-8 и Н-9 в аварийный резервуар Р-1, и сигнализация аварийного верхнего уровня. Газ, выделившийся в емкостях отводится на факел низкого давления Ф-1.

Нефть с содержанием воды 0,1-5% с отстойников О-1…О-5 поступает в электродегидраторы ЭГ-1...Э-Г3 (рисунок 2.4, 2.5), где под действием электрического поля и реагента–деэмульгатора происходит окончательное глубокое обезвоживание нефти. Для создания электрического поля через проходные изоляторы на электроды подается высокое напряжение.

Рисунок 2.4. Электродегидратор ЭГ 200-10.

 

 

Таблица 2.1

Техническая характеристика электродегидратора ЭГ 200-10

Объём, м³
Давление рабочее, МПа (кгс/см²)	не более 0,8 (8,0)
Давление расчетное, МПа (кгс/см²)	1,0 (10)
Давление пробное гидравлическое на прочность и герметичность, МПа (кгс/см²)	1,38 (13,8)
Температура рабочая, ºС	рабочая среда	не более 80
расчетная стенки
Среда в аппарате	Нефть Вода соленая
Взрывоопасная, пожароопасная, токсичная
Прибавка для компенсации коррозии, мм
Количество циклов нагружения от давления, стесненности температурных деформаций или других воздействий за весь срок эксплуатации	не более 1000
Срок службы, лет
Масса аппарата, заполненного водой, кг	211 150

 

Система питания электродегидратора (СПЭ) предназначена для питания технологических установок высоким напряжением. СПЭ состоит из источника питания высоковольтного типа ИПМ-25/15 (2 шт.), блока управления, источником питания высоковольтным (2 шт.) и ввода высокого напряжения ВВН-1,5/25 (2 шт.).

Блок управления обеспечивает:

1. управление одним высоковольтным источником питания;

2. плавное регулирование выходного напряжения в диапазоне (0,1 – 1,0)U_мах;

3. операцию включения и отключения высокого напряжения на выходе пуска;

4. плавное нарастание выходного напряжения ИПМ во время пуска;

5. отключение выходного напряжения ИПМ при срабатывании следующих защит:

- нагрев масла в ИПМ более 80°С;

- наличие газовой подушки в электродегидраторе;

- короткое замыкание на выходе ИПМ;

- короткое замыкание в обмотках высоковольтного трансформатора;

- выход тиристоров из строя;

6. ограничение действующего значения выходного тока в диапазоне (0,01–1,5)А;

7. индикацию значений тока и напряжения на нагрузке;

8. индикацию обрабатывания защит на передней панели блока управления и звуковую сигнализацию;

9. снижение выходного напряжения ИПМ до нуля при коротких замыканиях в нагрузке;

10. формирование сигнала для регулирования раздела фаз «нефть-вода» в электродегидраторе;

11. вывод информации об отключении источника питания.

Кроме того, по электродегидраторам предусмотрено:

- дистанционный контроль температуры нефти на общем входном коллекторе;

- автоматическое регулирование давления нефти (до себя) с воздействием на выход нефти;

- автоматическое регулирование загрузки аппаратов (перераспределение потоков) по обводненности нефти в каждом аппарате;

- дистанционный контроль расхода воды и влажности нефти по каждому электродегидратору;

- дистанционный контроль загазованности площадки с сигнализацией световой и звуковой по месту и в операторной.

Рисунок 2.5. Устройство электродегидратора ЭГ 200-10:

1 - высокопотенциальный электрод; 2 - заземленный электрод; 3 - высоковольтная шина; 4 - подвесной изолятор; 5 - подвес заземленного электрода; 6 – фторопластовая трубка; 7 – высоковольтный трансформатор; 8 – система ввода высокого напряжения; 9 – коллектор ввода сырья; 10 – вывод товарной нефти; 11 – сброс отделившейся воды.

На площадке электродегидраторов предусматривается электрообогрев трубопроводов с помощью греющей ленты. Управление (включить-выключить) греющей лентой осуществляется по температуре продукта с защитой (отключение) по высокой температуре поверхности греющей ленты. Допустимый нагрев ленты 180°С.

Сброс с предохранительных клапанов электродегидраторов ЭГ-1…ЭГ-3 осуществляется в подземные дренажные емкости. В подземных емкостях предусматривается автоматическая откачка по уровню насосами Н-8 и Н-9 в аварийный резервуар Р-1, и сигнализация аварийного верхнего уровня. Газ, выделившийся в емкостях отводится на факел низкого давления Ф-1.

В случае технической неисправности электродегидраторов ЭГ-1...ЭГ-3 или нарушении технологического режима подготовки нефти некондиционная нефть сбрасывается в буфер-сепаратор БС-1 и далее в аварийный резервуар Р-1.

Пластовая вода из отстойников и электродегидраторов направляется на очистные сооружения РВС V-5000 м³ РО-1..РО-3, через расходомер для дальнейшей подготовки.

Обезвоженная нефть с содержанием остаточной воды 0,1-0,5% поступает на концевую сепарационную установку (КСУ), сепараторы С-1...С-3 для окончательного разгазирования подготовленной нефти при давлении не более 0,005 МПа и температуре 40°С.

В сепараторе С-1…С-3 уровень нефти регулируется контурами. Дистанционный контроль температуры на входном коллекторе осуществляется контуром, давления на выходном коллекторе нефти контуром с сигнализацией высокого давления. Сигнализация аварийного верхнего уровня осуществляется контурами приборов. Контроль загазованности площадки – контурам приборов со световой и звуковой сигнализацией по месту и в операторной.

Аварийный сброс с сепараторов С-1…С-3 направляется в емкость подземную, где предусматривается автоматическая откачка по уровню насосом Н-10 в аварийный резервуар Р-1, и сигнализация аварийного верхнего уровня. Газ, выделившийся в емкости отводится на факел низкого давления Ф-1.

Разгазированная подготовленная нефть из концевых сепараторов поступает в резервуары Р-1...Р-4 (РВС-10 000 м³, 4 шт.) для статического отстоя.

Резервуары Р-1...Р-4 оснащены дыхательной и предохранительной арматурой, газоуравнительной системой и системой размыва донных отложений.

В резервуарах предусмотрен дистанционный контроль уровня нефти с сигнализацией предельных значений и контролем температуры в нижней точке, контроль межфазного уровня «вода-нефть» с сигнализацией предельных значений, и сигнализация аварийного верхнего уровня.

Конденсат, выпавший в газоуравнительных линиях в результате «больших» и «малых» дыханий резервуаров, стекает в конденсатосборник К-1 и затем откачивается по линии некондиционной нефти в аварийный резервуар Р-1.

В конденсатосборник К-1 предусматривается автоматическая откачка по уровню с защитой (отключением) электропривода насоса от «запаривания» по температуре и сигнализации аварийного верхнего уровня.

Вода, отделившаяся в процессе хранения нефти в товарных резервуарах Р-1..Р-4, периодически сбрасывается через сифонный кран в систему промышленно-ливневой канализации, а затем на очистные сооружения.

Товарная нефть из резервуаров Р-1...Р-4 с содержанием воды до 0,5% и упругостью паров не более 500 мм рт. столба поступает на насосы внешней перекачки НТ-1...НТ-3.

Насосная включает:

- насосы внешней перекачки НТ-1...НТ-3;

- насос зачистки НТ-4.

Насос НТ-4 предназначен для перекачки нефти из резервуара в резервуар в случае необходимости его опорожнения, откачки отделившейся воды и для подачи нефти в систему размыва.

С выкида насоса НТ-4 нефть может идти по четырем направлениям:

- в резервуары Р-1…Р-4 при перекачке нефти из одного резервуара в другой или при подаче нефти в систему размыва;

- в резервуары очистных сооружений РО-1..РО-3 при откачке отделившейся воды;

- в аварийный резервуар Р-1 при откачке донных отложений;

- на вход УПН, через узел переключения насосной некондиционной нефти.

Система автоматики насосных агрегатов НТ-1…НТ-4 обеспечивает местный, дистанционный и автоматический режимы управления: автоматическую защиту (отключение) насосных агрегатов по температуре подшипников; по давлению на выкиде; по электрическим защитам; по загазованности насосной до 50% НКПРП; по чрезмерному перепаду на фильтрах; при пожаре в насосном блоке. Кроме того, предусматривается автоматическое включение вытяжного вентилятора при загазованности по месту, с операторной, и отключением при пожаре.

С выкида насосов НТ-1...НТ-3 нефть направляется по товарному нефтепроводу через регулятор расхода на измерительную систему узла учета нефти (УУН). Сброс с предохранительных клапанов товарного нефтепровода осуществляется в подземную емкости, где предусматривается автоматическая откачка по уровню насосом Н-20 в аварийный резервуар Р-1, и сигнализация аварийного верхнего уровня.

В состав узла учета нефти (УУН) входят следующие функциональные блоки комплектной поставки фирмы «Смит» США:

- блок измерительных линий;

- блок контроля качества коммерческий;

- стационарная трубопоршневая установка ТПУ-600;

- система обработки информации, индикации и регистрации результатов измерения фирмы «SyberTrol» (расположена в операторной);

- весовая поверочная установка на базе весов ОГВ-2,5 (отечественного производства).

Пройдя учет на узле замера, нефть поступает в резервуары «Шаим-2», для дальнейшего транспорта в систему внешнего транспорта.

Утечки от насосов и дренажи от узла учета скапливаются в сборнике утечек и по мере накопления откачиваются в линию некондиционной нефти в сырьевой резервуар Р-1, с защитой (отключением) насоса по температуре и сигнализацией верхнего аварийного уровня.

В случае аварийного режима на установке подготовки нефти предусмотрена подача поступающей нефтяной эмульсии в буфер-сепаратор БС-1, где идет процесс сепарации нефти при давлении 0,105 МПа и при необходимости далее в аварийный резервуар РВС V-5000 м³ Р-1.

В БС-1 предусматривается регулирование уровня нефти контуром с воздействием на выход нефти, сигнализация аварийного верхнего уровня, автоматическое управление электрообогревом трубопроводов (греющей лентой) по температуре продукта с защитой от перегрева поверхности ленты. При нарушении технологического режима газ от предохранительных клапанов сепаратора БС-1 сбрасывается на факел низкого давления Ф-1.

Из буфера-сепаратора БС-1 нефтяная эмульсия направляется в аварийный резервуар Р-1.

В резервуаре Р-1 предусмотрен дистанционный контроль уровня с сигнализацией предельных уровней, сигнализация аварийного верхнего уровня.

Поступающая в аварийный резервуар Р-1 сырая или некондиционная нефть с УПН, очистных сооружений (РО-1..РО-3) и из процесса переработки нефти нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), периодически в течение суток откачивается насосами некондиционной нефти Н-1 и Н-2:

- в трубопровод сырой нефти на вход печей нагрева нефти ПТБ-10А №1 и №2 и ПТБ-10 №3 и №4 возвращаясь в процесс подготовки нефти на вторичную подготовку;

- в трубопровод товарной нефти перед КСУ (С-1…3), при обводненности нефти не более 0,5%.

В случае оперативного освобождения от жидкости сосудов СГ-1 и СГ-2, О-1…О-5, ЭГ-1…ЭГ-3, предусмотрена их откачка насосами некондиционной нефти Н-1 и Н-2 в аварийный резервуар Р-1.

Сбор утечек от насосов насосной некондиционной нефти направляется в подземную емкость, где предусматривается автоматическая откачка по уровню насосом Н-11, и сигнализация аварийного верхнего уровня.

Система автоматики насосных агрегатов Н-1 и Н-2 обеспечивает местный дистанционный и автоматический режимы управления, автоматическую защиту (отключение) насосных агрегатов по температуре подшипников по давлению на выкиде, по электрическим защитам, по загазованности насосной до 50% НКПРП, по чрезмерному перепаду на фильтрах, при пожаре в насосной. Кроме того, предусматривается автоматическое включение вытяжного вентилятора при загазованности 10% от НКПРП от световой и звуковой сигнализацией загазованности по месту и в операторной.

Газ, выделившийся в сепараторах СГ-1 и СГ-2 и С-1...С-3 поступает при давлении до 0,005 МПа и газовом факторе 0,52 м³/т на факельные установки Ф-1 и Ф-2 с газодинамическим датчиком наличия пламени, через факельные сепараторы СФ-1 и СФ-2 для отделения жидкой фазы. Из факельных сепараторов СФ-1 и СФ-2 газовый конденсат автоматически откачивается насосами Н-4…7, расположенными в блоке БН-2 и БН-3 в аварийный резервуар Р-1. Автоматический ввод резервного насоса осуществляется по аварийному верхнему уровню. В факельном сепараторе СФ-1 и СФ-2 предусматривается сигнализация аварийного верхнего уровня и сигнализация низкой и высокой температуры для ручного управления электроподогревом емкостей. По насосным блокам предусматривается: автоматическое управление электропечами по температуре с сигнализацией низкой температуры; автоматическое отключение насосных агрегатов по низкому давлению на выкиде насоса, по загазованности 50% НКПРП и при пожаре; автоматическое включение вентилятора по загазованности 10% НКПРП и отключение при пожаре; сигнализация загазованности по месту и в операторной, и автоматическое управление электрообогревом трубопроводов по температуре с защитой по перегреву ленты.

Факельная система состоит из основных газопроводов, газопроводов топливного и выносящего газа, факельных стояков Ф-1 Ф-2 с комплектом горелок, площадок обслуживания, системы автоматического розжига и контроля пламени, которая позволяет осуществить:

- розжиг дежурных грелок (ГД) с пульта местного управления;

- розжиг и контроль за работой дежурных грелок со щитом управления и контроля, установленного в щитовой и с операторской станции в операторной;

- местный визуальный контроль давления топливного газа на входе в блок запорно-регулирующий;

- выдачу аварийного сигнала в систему управления в операторной;

- световую сигнализацию:

- наличия электропитания;

- открытого положения клапана;

- подачи питания на блок искрового розжига;

- наличия (отсутствия) пламени ГД.

На газопроводах к факельным линиям предусмотрен электрообогрев с автоматическим управлением по температуре продукта и защитой (отклонением) по высокой температуре поверхности греющей ленты. На газопроводах затворного газа и газа к дежурным грелкам в обогреваемых шкафах размещены ротаметры, местные расходомеры, электроконтактные манометры сигнализирующие низкое (отсутствие газа) или высокое давление; ручные регулирующие вентили для настройки необходимого расхода затворного газа, давления и расхода газа к дежурным горелкам.

При условии увеличении давления более 0,005 МПа и газового фактора равного номинальной производительности компрессоров КУ-1 и КУ-2 (м³/мин), станция низких ступеней сепарации выводиться из консервации и выделившийся газ из газосепараторов СГ-1 и СГ-2 и С-1...С-3 переводиться на концевую сепарацию.

Сжатый газ после концевой сепарации используется для топок печей ПТБ-10А №1 и №2 и ПТБ-10 №3 и №4. В аварийной ситуации газ сбрасывается на факел высокого давления с помощью дистанционного переключения (открытия-закрытия) электроприводных задвижек.

Для обеспечения приборов КИПиА осушенным воздухом предусмотрена воздушная компрессорная, которая состоит из двух блоков компрессорной сжатого воздуха и воздухосборников В-1 и В-2 для хранения запаса сухого воздуха. Блок компрессора сжатого воздуха включается автоматически по низкому давлению и отключается по высокому по электроконтактному манометру (2 шт.).

Для отпуска нефти потребителям предусмотрен пункт налива нефти в передвижные автоцистерны. Подготовленная нефть после КСУ (из сепараторов С-1...3) поступает в емкость для налива нефти Е-5, через электроприводную задвижку №242, уровень нефти регулируется контурам.

Насос Н-3 осуществляет заполнение автоцистерн нефтью через счетчик нефти и стояк налива.

Утечки от насоса Н-3 и дренаж из аппарата Е-5 предусмотрен в подземную емкость, из которой автоматически по уровню откачивается насосом Н-12. Для защиты от перелива предусматривается сигнализация аварийного верхнего уровня.