Указанием № 989 от «29 сентября 2011г.

Указанием № 989 от «29 сентября 2011г.

 

 

 

№ П1-01.05 ТР-085 ЮЛ-099

 

 

 

Г. НЕФТЕЮГАНСК

Г

Лист согласования

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

Цеха подготовки и перекачки нефти №5

Срок действия до «__» _____20___г.

 

Содержание

№ п/п	Наименование раздела
1.	Содержание	3-4
2.	Общая характеристика цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН)	6-8
3.	Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	9-13
4.	Описание технологического процесса и технологической схемы ЦППН	13-18
5.	Нормы технологического режима цеха ППН	19-27
5.1.	Технологическая карта ЦППН
5.2.	Технологическая карта РВС-10000 м3. №3,4,5,6,7 и РВС-5000 м3. №1,2,9,10
6.	Аналитический контроль технологического процесса ЦППН	29-32
6.1.	Аналитический контроль технологического процесса
6.2.	Перечень блокировок и сигнализаций ЦППН	33-40
7.	Основные положения пуска и остановки цеха при нормальных условиях
7.1.	Подготовка к пуску	40-42
7.2.	Пуск цеха ППН	42-44
7.3.	Нормальная остановка цеха	44-45
8.	Безопасная эксплуатация производства
8.1.	Характеристика ЦППН	45-46
8.2.	Перечень наиболее опасных мест в ЦППН	46-48
8.3.	Основные мероприятия по обеспечению безопасного ведения технологического процесса и защите организма работника	48-49
8.4.	Спецодежда и защитные приспособления	49-50
8.5.	Возможные неполадки технологического процесса и оборудования	50-51
8.6.	Возможные виды аварийного состояния производства и способы их ликвидации	51-57
9.	Пожарная безопасность	58-59
10.	Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей	59-60
11.	Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производств
11.1.	Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях
11.2.	Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих, тушения возможных загорания
11.3.	Возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации
11.4.	Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования	63-65
11.5.	Основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов, их ответственных узлов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем
12.	Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки
12.1.	Сточные воды по ЦППН	66-67
12.2.	Утилизация образовавшихся твердых осадков.	67-68
12.3.	Выбросы в атмосферу по ЦППН
13.	Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов	69-85
14.	Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации	86-92
15.	Технологическая схема производственного процесса (графическая часть)
16.	Экспликация оборудования	94-95
17.	Технологический регламент разработан
18.	Лист ознакомления
19.	Лист регистрации изменений в технологическом регламенте

 

ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ,

РЕАГЕНТОВ, ИЗГОТАВЛИВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ.

 

ИСХОДНОЕ СЫРЬЕ

Исходным сырьём является сырая нефть, поступающая с Правдинского, Восточно-Правдинского, Западно - Салымского, Северо-Салымского, кустов скважин Северо-Лемпинского м/р, Лемпинской площади Салымского и Приобского месторождений.

 

В таблице №1 приведены физико-химические свойства сырой нефти.

Таблица № 1.

Таблица № 2

СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Смазочные материалы применяются для смазки вращающихся деталей (подшипники, валы).

В таблице №3 приведены физико-химические свойства применяемых материалов.

Таблица №3.

ГОТОВАЯ ПРОДУКЦИЯ

Готовой продукцией является нефть, отвечающая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». В зависимости от степени подготовки устанавливаются 1, 2 и 3 группа нефти.

После сепарации, отделения механических примесей и очистки от нефтепродуктов пластовой воды в резервуарах РВС-5000 м³, готовой продукцией является подтоварная вода, отвечающая требованиям СТ ПОМ 8463-007-88 «Временные нормы содержания ТВТ (мех. примеси) и нефтепродуктов в водах используемых в системах поддержания пластовой воды по месторождениям» (1998 г.).

 

В таблице №3 приведены физико-химические свойства готовой продукции.

Таблица №3.

РЕАГЕНТЫ

В качестве реагента - деэмульгатора, применяемого при подготовке нефти на ЦППН-5, используется –ДИН-2Е. Реагент-деэмульгатор применяется для обезвоживания и обессоливания эмульсии сырой нефти.

Для предупреждения образования отложения солей в змеевиках, при нагреве нефти в печах ПТБ-10 №5…8, производят подачу ингибитора солеотложения Акватек-511м с помощью блока реагентного хозяйства, установленного непосредственно перед печами ПТБ-10 №5…8. Закачка производится постоянно, из расчета 15 гр/м³ попутно добываемой воды.

В таблице №4приведены физико-химические свойства реагентов.

Таблица №4.

ТОПЛИВО

В качестве топлива для нагрева нефтяной эмульсии на печах ПТБ-10, 10А используется осушенный газ компрессорной станции (ГКС ЦСПиТГ-3).

В таблице №5 приведен компонентный состав топливного газа.

Таблица №5

Таблица №9.

ПРИ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПОДГОТОВКА К ПУСКУ

Перед пуском объекта необходимо убедиться, что:

§ Все строительно-монтажные и ремонтные работы, препятствующие пуску, закончены.

§ Территория пусковых работ освобождена от строительного мусора и посторонних предметов.

§ Рабочие места обеспечены обслуживающим персоналом согласно штатного расписания.

§ Оформлена документация на вводимое после монтажа оборудование пускового комплекса, есть

письменное разрешение органов Госгортехнадзора на его пуск и промышленную эксплуатацию.

§ Рабочие места обеспечены комплектом инструкций по безопасной эксплуатации вводимого

оборудования, по пожарной безопасности и промсанитарии при эксплуатации оборудования,

технологической схемой, картой, режимными листами и ПЛА.

§ Рабочие места укомплектованы необходимым количеством средств индивидуальной защиты,

первичными средствами пожаротушения и средствами для оказания первой медицинской помощи,

согласно требований ПЛА.

§ Проведены инструктажи и проверка знаний на допуск к самостоятельной работе у

обслуживающего персонала по технике безопасности, пожарной безопасности и промсанитарии и

сделаны соответствующие записи в удостоверениях.

§ Проведена проверка эффективности работы приточно-вытяжной вентиляции и оформлена

необходимая документация.

§ Произведена проверка срабатывания системы автоматического тушения пожара,

работоспособности и эффективности пожарных гидрантов, системы пенотушения и паротушения

объектов установки и оформлена соответствующая документация.

§ Проведена проверка срабатывания пожарной сигнализации с выходом сигнала в пожарную

часть, согласованность действий боевого расчета пожарной части и добровольной пожарного

формирования при срабатывании пожарной сигнализации.

§ Проведена проверка на эффективность системы канализации.

§ Проведена проверка работоспособности средств связи.

§ Контрольно-измерительные приборы и автоматика проверены и настроены на работу в заданных

параметрах, согласно технологической карты.

§ Непосредственно перед пуском ПРЕКРАТИТЬ все строительно-монтажные, огневые и другие

виды работ, проводимые на установке и несвязанные с пуском объекта. Работы, проводимые в

газоопасных местах, могут проводиться только с письменного разрешения заказчика и

согласования последнего с представителями пожарной части.

§ Проверить наличие пара, электроэнергии, теплоснабжения, деэмульгатора, технологического

воздуха, топливного газа и др.

§ Проверить срабатывание системы аварийной сигнализации и автоматических блокировок.

§ Произвести гидравлическое испытание аппаратов и технологических трубопроводов на рабочее

давление согласно документации. Расчет падения давления ведется по формуле:

Рн – Рк

Р = ----------------- х 100, где

Рн * t

Р – падение давления за 1 час в % от первоначального;

t - время испытания, часы;

Рн – давление в начале испытания, кгс/см² ;

Рк – давление в конце испытания, кгс/см².

Система считается опрессованой, если падение давления за 1 час не превышает 0,2 % от первоначального показателя.

§ В зимнее время года испытание аппаратов и трубопроводов проводить воздухом. При

возможности, после испытания, продуть трубопроводы газом, при давлении 0,1–0,2 кгс/см², до

остаточного содержания воздуха в отдуваемой смеси 0,5 % об.

ПУСК ЦЕХА ППН

До приема сырья необходимо убедиться, что:

§ запорная арматура вход нефти с промысла	- закрыта
§ запорная арматура вход нефти в печи ПТБ-10 № 5…8	- открыта
§ запорная арматура выход нефти с ПТБ-10 № 5…8	- открыта
§ запорная арматура дренажа и аварийного сброса нефти с печей в канализацию	- закрыта
§ запорная арматура вход пара в змеевики ПТБ-10 № 5…8	- закрыта
§ запорная арматура вход топливного газа в ГРП ПТБ-10 № 5…8	- закрыта
§ запорная арматура вход нефти в УПС-1…8	- открыта
§ запорная арматура газоуравнительной линии УПС-1…8	- открыта
§ запорная арматура выход нефти из УПС-1…8	- открыта
§ запорная арматура выход воды с УПС-1…8	- закрыта
§ запорная арматура выход газа из УПС-1…8 в УПС-9	- открыта
§ запорная арматура дренажных линий с УПС-1…9	- закрыта
§ запорная арматура выход газа с УПС-9 на факел	- открыта
§ запорная арматура выход газа с УПС-1…8 на факел	- закрыта
§ запорная арматура вход нефти в печи ПТБ-10А № 9…12	- открыта
§ запорная арматура дренажных линий из ПТБ-10А № 9…12	- закрыта
§ запорная арматура выход нефти с ПТБ-10А № 9…12	- открыта
§ запорная арматура вход пара в змеевик ПТБ-10А № 9…12	- закрыта
§ запорная арматура выход нефти с блока нагрева на пром. сепараторы (задв.№550)	- открыта
§ запорная арматура вход нефти в промежуточные сепараторы С-1…3	- открыта
§ запорная арматура выход нефти из С-1-3 в электродегидраторы ЭД-1…4	- открыта
§ запорная арматура выход газа из С-1..3 в ЦСПиТГ-3	- открыта
§ запорная арматура аварийного сброса жидкости с С-1..3 в аварийные ёмкости	- закрыта
§ запорная арматура вход нефти в ЭД-1…4 с С-1..3	- открыта
§ запорная арматура выхода нефти с ЭД-1…4 на КСУ	- открыта
§ запорная арматура выхода подтоварной воды с ЭД-1…4	- закрыта
§ запорная арматура аварийного сброса жидкости с ЭД-1…4 в аварийные ёмкости	- закрыта
§ запорная арматура вход пресной воды в ЭД-1…4	- закрыта
§ запорная арматура входа воды в ЭД-1…4 для промывки	- закрыта
§ запорная арматура входа нефти в аппараты АС-1…5	- открыта
§ запорная арматура выход газа из АС-1…5 на факел низкого давления	- открыта
§ запорная арматура выхода нефти из АС-1…5 в резервуарный парк РВС-10000м3	- открыта
§ запорная арматура трубопровода нефти в резервуарный парк (задв. № 523)	- открыта
§ запорная арматура вход нефти в РВС-6,7 (при динамическом режиме подготовки нефти)	- открыта
§ запорная арматура газоуравнительной линии РВС-3…7	- открыта
§ запорная арматура поступление конденсата с газоуравнительной системы в конденсатосборник К-2	- открыта
§ запорная арматура линии динамического перетока с РВС-6,7 в резервуар РВС № 3…5	- открыта
§ запорная арматура входа нефти на узел учета нефти ОУУН-506	- открыта
§ запорная арматура входа и выхода нефти в блок качества ОУУН-506	- открыта
§ запорная арматура выхода нефти в нефтепровод внешнего транспорта	- открыта
§ запорная арматура выхода нефти на прием насосов НУ -1,2	- открыта
§ запорная арматура возврата нефти с НУ-1,2 на вход печей ПТБ-10 № 5…8	- закрыта
§ запорная арматура на водоводах ППД	- закрыта
§ запорная арматура на входе в РВС-5000 № 2,9,10	- закрыта
§ запорная арматура на выходе из РВС-5000 № 2,9,10	-открыта
§ запорная арматура на трубопроводе выхода уловленной нефти РВС-5000 № 2,9,10	-открыта
§ запорная арматура на приемных трубопроводах насосных агрегатов БНС-4	-открыта
§ запорная арматура на дренажных трубопроводах РВС-5000 №2,9,10	-открыта

 

После разрешения начальника смены приступить к приёму нефти с дожимных насосных станций (ДНС). Запорную арматуру открывать медленно, избегая гидроударов.

При установлении стабильного расхода жидкости через змеевики печей ПТБ-10 №5…8 запустить одну печь в работу согласно инструкции по эксплуатации, запустить насос-дозатор подачи ингибитора солеотложений в змеевики. Запустить в работу установку дозирования химреагента – подача реагента-деэмульгатора в трубопровод «нефть с ДНС на прием П-5…8».

По мере накопления воды в аппаратах УПС-6300 № 1…8 открыть запорную арматуру выхода воды на очистные сооружения, отрегулировать водяную подушку в аппарате клапанами-регуляторами уровня и контролировать качество сбрасываемой воды по контрольным вентилям.

По мере накопления конденсата в аппарате УПС-9 и конденсатосборниках КС-1,2 на линии топливного газа производить их продувку.

При появлении стабильного расхода жидкости через змеевики печей ПТБ-10А №9…12 запустить одну печь в работу согласно инструкции по эксплуатации.

После заполнения электродегидраторов ЭД-1…4 нефтью и установления стабильного расхода нефти через аппараты подать напряжение на электроды. По мере появления межфазного уровня и открыть запорную арматуру на трубопроводах выхода воды.

После продувки факелов до остаточного содержания воздуха менее 0,5 % об. разжечь факела.

По мере накопления конденсата в конденсатосборниках факельного хозяйства открыть запорную арматуру откачки конденсата и откачать насосами Н-1…4.

По мере выпадения конденсата в конденсатосборнике газоуравнительной линии открыть запорную арматуру на трубопроводе некондиционной откачки в один из резервуаров РВС-10000 м³ и откачать погружным насосом Н-6.

По мере готовности нефти открыть запорную арматуру на прием насосов внешнего транспорта НВТ-1…5, запустить насосы внешней откачки, предварительно уведомив об этом начальника смены РИТУ, начальника смены ЦППН-6, диспетчера ООО «РН-Энергонефть».

По мере достижения в резервуарах РВС-5000 № 2,9,10 уровня 7,5 м, открыть запорную арматуру на водоводах ППД, произвести пуск в работу поочередно насосных агрегатов БНС-4. При появлении подушки нефтяной эмульсии в резервуарах открыть запорную арматуру на переточном трубопроводе в буферную емкость БЕ-1.

Отрегулировать давление в аппаратах по приборам, оборудованием КИПиА, согласно технологической карты.

 

ХАРАКТЕРИСТИКА ЦЕХА ППН

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) управления ППН ООО «РН-Юганскнефтегаз», по характеру вырабатываемого сырья, относится к категории взрывопожароопасных производств.

Основную особенность технологического режима, с точки зрения техники безопасности, составляет способность газообразных углеводородов образовывать с воздухом взрывоопасные смеси в широких пределах. Важной особенностью ЦППН является работа оборудования и аппаратов под высоким давлением (до 6 кгс/см²), а так же работы насосных агрегатов под большим давлением – до 36 кг/см². В связи с вышеперечисленными особенностями технологического процесса, ЦППН по пожароопасности относится к категории «А», по группе взрывоопасности - производственные помещения относятся к категории «В-1а», наружные открытые площадки с технологическим оборудованием – к категории «В-1г». По санитарным нормам проектирования промышленных предприятий (СН 245-71) ЦППН относится к классу «П». Применяемые на ЦППН сырьё и готовая продукция (нефть, газ, подтоварная вода) обладают наркотическим и отравляющим воздействием на человеческий организм. Пары деэмульгаторов и ингибиторов при воздействии на человеческий организм могут вызвать отравление.

 

В таблице №10 приведен перечень взрывопожароопасных, токсических веществ применяемых в технологическом процессе

Таблица №10.

Таблица №13

ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Одним из способов предупреждения пожаров является строгое соблюдение правил пожарной профилактики. Противопожарные мероприятия должны обеспечивать безаварийную работу цеха. Возможность ликвидации пожара в начале его возникновения, имеющимися на установке первичными средствами пожаротушения, обеспечивается наличием подъездных путей, проездов и дорог, подъездов пожарной техники к объектам и возможности подключения пожарной техники к сети пожарного водоснабжения.

Для безопасного, в пожарном отношении, режима работы необходимо:

§ соблюдать требования технологического режима и инструкций;

§ не допускать на территорию цеха посторонних лиц;

§ оборудовать автотранспорт, находящийся на территории цеха, сертифицированными

искрогасителями;

§ не загромождать входы и выходы на объекты;

§ иметь первичные средства пожаротушения, содержать их в исправном состоянии,

использовать только по назначению;

§ следить за целостностью, исправностью обвалования резервуаров, своевременно

ремонтировать обвалование;

§ огневые работы в цехе проводить только после оформления наряда-допуска на проведение

огневых работ и проведения комплекса подготовительных работ;

§ содержать в исправном состоянии средства сигнализации о пожаре на объектах цеха;

§ содержать в исправности систему производственных канализационных устройств;

§ содержать в исправном состоянии вентиляционные установки.

Цех подготовки и перекачки нефти №5 оснащен следующими средствами пожаротушения:

§ Автоматизированная система управления противопожарной автоматикой (АСУ ПА),

разработанная ООО «Эффект-Л» по проекту ЗАО «Фрикон». АСУ ПА системы «Эфес» обеспечивает своевременное обнаружение очагов пожара и оповещение о них, контроль состояния и согласованного управления установками пожаротушения на всех объектах цеха.

§ Система пожарной сигнализации (АПС) на объектах цеха (АБК, Лена-40, БНС-4, УОН, ХАЛ

ПТБ-10 №5…8, ПТБ-10А № 9…12, УУН №506, НВТ, УДХ-1…4, ТН № 2 с венткамерой, площадка ЭД-1..4, С-1..3 с блоком качества, ФН-1/2, РВС-10000 №3…7, РВС-5000 №1, 2, 9, 10, НУН, блок промливневых стоков, объекты ЦСПиТГ-3), работающая от пожарных извещателей (ИПР, ИП) с выводом звукового и светового сигнала о пожаре на мониторы в операторной БГО (ЦПУ) и диспетчерской ПЧ-10 20 ОФПС.

§ Система пенотушения, работающая от пожарных извещателей (ИПР) ПТБ-10 №5/8, ПТБ-10А

№ 9/12, СИКН-506, насосной внешнего транспорта нефти, блоков УДХ-1…4, технологическая насосная № 2, площадка ЭД-1..4, С-1..3, РВС-10000 №3…7, РВС-5000 №1, 2, 9, 10.

§ Система паротушения печей ПТБ-10 №5…8, ПТБ-10А № 9…12.

§ Система пожарного водопровода с подземными и наземными пожарными гидрантами.

§ Первичными средствами пожаротушения.

§ Резервуары противопожарного запаса воды РВС-200 м³ – 2 шт., РВС-1000 – 2 шт., пожарные

водоемы V=1000 м³ – 2 шт., V=250 м³ – 3 шт. Заполнение водоемов противопожарного запаса воды осуществляется из артезианских скважин.

Установки пожаротушения, входящие в автоматизированную систему управления противопожарной автоматикой (АСУ ПА):

§ Противопожарная насосная станция № 2 оборудована:

§ Камеры управления задвижками пожаротушения КУЗ- 99, 102, 107, 120, 121, 129

оборудованные коллекторами пенопроводов с лучевыми электроклапанами и электрощитами управления лучевыми клапанами.

В КУЗ -121 размещен коллектор пенопроводов АТП технологической насосной № 2, РВС-10000 м³ № 5,6,7. В КУЗ-120 размещен коллектор пенопровода АТП РВС-10000 м³ № 3, 4, УУН № 506, насосной внешнего транспорта нефти. В КУЗ-99 (ПНС № 2) размещен коллектор пенопровода АТП печей ПТБ-10 № 5/8. В КУЗ-102 размещен коллектор пенопровода АТП площадки сепараторов С-1…3 и электродегидраторов ЭД-1…4. В КУЗ-129 размещен коллектор пенопровода АТП площадки печей ПТБ-10А №9 /12 и УДХ-1…4. В КУЗ-107 размещён коллектор пенопровода АТП РВС-5000 м³ № 1, 2, 9, 10.

Информация о пожаре, неисправностях, о работе установок пожаротушения, выдается в виде сообщений на экраны мониторов, установленных в операторной БГО (ЦПУ) и в диспетчерской ПЧ-10 ОФПС-20. Резервуары РВС-10000 м³ №3…7 и РВС-5000 м³ №1, 2, 9, 10 оборудованы автоматическими датчиками ИП-103 с выдачей сигнала на приемную станцию «Эффект-Л». Датчики настроены на срабатывание при повышении температуры выше 90 ° С. Раствор пены подается к очагам пожара через пеногенераторы ГПСС-2000 на резервуары РВС-10000м³ №3…7 и РВС-5000м³ №1, 2, 9, 10 и ГПС-600 на печи ПТБ-10 №5…12, на технологические емкости блока УДХ и склад хранения реагента, площадку С1..3, ЭД-1..4, насосную уловленной нефти с буферной емкостью, технологическую насосную № 2, насосную внешнего транспорта, узел учета нефти № 506. Система паротушения печей ПТБ-10 №5/8, ПТБ-10А № 9/12 предназначена для ликвидации загорания при прогаре змеевиков в теплообменной камере трубчатой печи. Коллектор и запорная арматура системы паротушения печей ПТБ-10А № 9/12 расположен между печами №10 и №11, коллектор системы паротушения печей ПТБ-10 №5-8 расположен между печами №6 и №8. Трубопроводы паротушения подведены в нижнюю часть дымовых труб (ПТБ-10 №5-8) и нижнюю часть теплообменных камер (ПТБ-10А № 9/12). Кольцевой надземный пожарный водовод расположен по периметру территории установок и вдоль объектных дорог и предназначен для подключения передвижных средств пожаротушения к пожарным гидрантам при тушении очагов пожара на территории ЦППН. На территории цеха также оборудованы места с пожарными кранами для подключения передвижных средств пожаротушения, предназначенные для тушения непосредственно объекта (УОН, НУН) и для забора пенораствора с КУЗ-102, 107, 120, 121, 129 при тушении близлежащих к ним объектов.

Первичные средства пожаротушения предназначены для ликвидации незначительных очагов пожара силами обслуживающего персонала цеха. К первичным средствам пожаротушения относятся: огнетушители углекислотные ОУ-5, ОУ-25, ОУ-50; огнетушители порошковые ОПУ-10, ОПУ-5, ОП-50; ведра; лопаты; песок; кошма; пожарные краны в производственных помещениях. Первичные средства пожаротушения - огнетушители ОПУ-5, ОПУ-10, ОУ-5, лопаты, ведра – размещены на пожарных щитах, возле которых находится также песок, используемый для противопожарных целей. Пожарные щиты размещены на территории производственных площадок установки, резервуарного парка, согласно нормам оснащения. Пожарные краны, укомплектованные пожарными рукавами и стволами, подключены к водопроводу, проходящему по периметру здания.

 

ШЛАНГОВЫЕ ПРОТИВОГАЗЫ

К аварийным газозащитным средствам относятся шланговые противогазы хранящиеся на каждом газоопасном объекте в специальном ящике или шкафу с пломбой, которые могут быть применены в аварийной обстановке (загазованности, пожаре), при оказании помощи пострадавшим, при работе внутри аппаратов, емкостей, в колодцах, туннелях.

Различают два вида шланговых противогазов: без принудительной подачи воздуха – самовсасывание (ПШ-1) и с механической подачей воздуха (ПШ-2).

 

СТОЧНЫЕ ВОДЫ

Промышленные стоки с технологических площадок, технологической насосной №2, насосной внешнего транспорта НВТ-1/5, узла учета нефти ОУУН-506, а также талые и ливневые воды поступают в систему промливневой канализации, откуда откачиваются в резервуары подготовки подтоварной воды для отстоя и очистки от нефти и механических примесей.

В цехе подготовки и перекачки нефти имеется четыре автономные системы пром.ливневой канализации:

§ с блока предварительного сброса воды УПС-1-9;

§ с блока нагрева ПТБ-10А № 9/12;

§ с блока нагрева ПТБ-10/64 № 5-8, промежуточных сепараторов и электродегидраторов;

§ с площадки аварийных сепараторов и резервуарных парков.

 

Промышленно-ливневые стоки с площадки блока нефтеловушек и узла учета нефти поступают в общецеховую систему промливневой канализации.

Промливневые стоки с площадки блока УПС-6300 № 1…9, тех.насосной № 2 поступают через систему канализационных колодцев в дренажно-канализационную емкость Е-6. Сюда же

поступают промливневые стоки с БНС-4 (насосной откачки подтоварной воды). Емкость Е-6 соединена с колодцем КК-1 общецеховой системой промливневой канализации. Вся жидкость, приходящая в Е-6, откачивается погружным насосом Н-13 в трубопровод выхода подтоварной воды с аппаратов УПС-6300 № 1-9 в резервуары очистных сооружений РВС-5000 м³ № 2, 9, 10. В период осенне-весенних паводков, при большом увеличении объёма стоков, часть их отводится по системе колодцев на площадку очистки промышленных стоков, откуда перекачивается насосами в резервуары.

Промливневые стоки с площадок нагревательных печей ПТБ-10А № 9…12, поступают в колодцы системы промливневой канализации, соединяющейся в подземной дренажно-канализационной емкости ДЕ, откуда периодически откачиваются погружным насосом Н-22 на выкид насоса Н-18 (погружной насос установленный на ДЕ блока БГО) и далее откачивается в резервуары очистных сооружений РВС-5000 м³ № 2,9,10.

Промливневые стоки с площадки аварийных сепараторов АС-1…5 поступают в систему промливневой канализации резервуарного парка РВС-10000 м³ № 3-7 - в самотечный коллектор, который выведен в дренажно-канализационные емкости ДЕ-4 и ДЕ-5, откуда погружным насосом Н-12 периодически откачивается в трубопровод выхода подтоварной воды с УПС-6300 №1…8 в резервуары очистных сооружений РВС-5000 м³ № 2,9,10.

Промливневые стоки с площадки УДХ и ёмкости БЕ-1 по самотечным коллекторам поступают в систему канализационных колодцев общецеховой системы промливневой канализации и далее на очистные сооружения.

По данным практики эксплуатации и данным лаборатории подготовки воды института «Гипротюменнефтегаз» сточные воды с технологических площадок характеризуются следующими показателями:

Содержание хлористых солей	- до 200 мг/л
Содержание твердых взвешенных веществ	- 25-450 мг/л
Содержание нефтепродуктов	- 500-1000 мг/л

Промливневые следующими показателями:

Содержание нефтепродуктов	- 800-1000 мг/л
Содержание хлористых солей	- 50-100 мг/л
Содержание твердых взвешенных веществ	- до 200 мг/л
Активная реакция общего стока, рН	- 7,5 - 8,4

В зависимости от режима работы ЦППН, времени года и других факторов качественный состав промышленно-ливневых стоков может меняться, а количество их колеблется от 200 до 2000 м³/сут.

Хозяйственно-фекальные стоки из административного и бытового корпусов по самотечным коллекторам хозфекальной канализации стекаются в приемный колодец фекальной насосной, откуда перекачиваются на очистные сооружения, где проходят очистку вместе с промливневыми стоками, а затем совместно с подтоварной водой полностью утилизируются в систему ППД. Из центральной операторной БГО хозфекальные стоки собираются в канализационной ёмкости ДЕ-1, откуда вместе с промливневыми стоками откачиваются погружным насосом Н-18 на очистные сооружениях

ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ

Выбросами в атмосферу цеха ППН являются:

§ дымовые газы, образующиеся при сгорании газа в камерах сгорания печей ПТБ-10/64 №

5…8, ПТБ-10А №9…12;

§ углеводороды, сжигаемые на факеле низкого давления;

§ углеводороды, сжигаемые на факеле высокого давления.

Таблица №14

Таблица №15

Таблица №16

Таблица №17

Таблица №18

Таблица №19

Таблица №20

Таблица №21

ЭКСПЛИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

 

В таблице №22 приведена экспликация оборудования.

Таблица №22

Экспликация оборудования

№ П/П	НАИМЕНОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ	ИНДЕКС ПО СХЕМЕ	КОЛИЧЕСТВО
	Печь трубчатая блочная ПТБ-10/64	П-5,6,7,8
	Печь трубчатая блочная ПТБ-10А	П-9,10,11,12
	Аппарат предварительного сброса воды	УПС-1…9
	Сепаратор	С-1,2,3
	Электродегидротор	ЭДГ-1,2,3,4
	Аварийный сепаратор	АС-1,2,3,4,5
	Резервуар технологический (РВС-10000 м3)	РВС-6,7
	Резервуар товарной нефти (РВС-10000 м3)	РВС-3,4,5
	Резервуар технологический по подтоварной воде (РВС-5000 м3)	РВС-1,2,9,10
	Буферная емкость (V=100 м3)	БЕ-1
	Конденсатосборник газоуровнительной линии	К-2
	Дренажно-канализационный сборник (РВС-10000 м3)	ДЕ-4,5
	Дренажно-канализационная емкость УПС	К-6
	Дренажно-канализационная емкость П 5…8	К-7
	Промливневая емкость П9…12	ДЕ
	Конденсатосборник топливного газа	КС-1,2
	Факельный конденсатосборник	ФК-1,2
	Гидрозатвор	ГЗ-1,2
	Емкость аварийная (площадка БГО)	ЕА-1,2,3
	Емкость аварийная (площадка П 9…12)	АЕ
	Блок запально-сигнализирующих горелок	БЗС-1,2
	Блок запально-регулирующих горелок	БЗР-1,2
	Насос консольный НК 560/120	Н-1,2
	Насос консольный (некондиционная откачка)	Н-3,4,5
	Насос погружной для откачки конденсата из К-2	Н-6
	Насос погружной для промливневых стоков	Н-18,19,22
	Насос для откачки жидкости из аварийных дренажных емкостей	Н-12,13,14,15,16,17,20,21,23
	Насос внешнего транспорта	НВТ-1,2,3,4,5
	Насос закачной	Нз-1,2,3,4,5
	Блок контроля качества нефти	БКК
	Индикатор фазового состояния	ИФС
	Факел высокого давления	ФВД
	Факел низкого давления	ФНД
	Насос откачки конденсата из ФК	ФН-1,2,3,4
	Насос - дозатор	НД
	Насос дозатор для подачи деэмульгатора	НД
	Емкость для хранения деэмульгатора	ЕД-1,2
	Емкость для слива деэмульгатора	Ер-1
	Емкость дозирования	Ед-1,2,3,4,5
	Емкость для сбора утечек с насосов	Еп-1
	Емкость для хранения ингибитора солеотложения	ЕИС-1
	Емкость для хранения ингибитора коррозии	ЕИК-1
	Емкость для хранения бактерицида	ЕБ-1
	Установка дозировочная	УДХ-1,2,3,4
	Сборник утечек нефти	СУН-1
	Дренажная емкость с НВТ и КУНН 506	ДЕ-19
	Емкость промливневых стоков с площадок НВТ и КУНН 506	ДЕ-20
	Дренажная емкость	К-2
	Насос погружной (емкость сбора утечек с насосов)	Н-24
	Шламовый насос 6Ш8	Н-1,2,3,4
	Турбопоршневая установка	ТПУ

 

 

 

 

Лист ознакомления

 

 

Указанием № 989 от «29 сентября 2011г.

 

 

 

№ П1-01.05 ТР-085 ЮЛ-099

 

 

 

Г. НЕФТЕЮГАНСК

Г

Лист согласования

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

Цеха подготовки и перекачки нефти №5

Срок действия до «__» _____20___г.

 

Содержание

№ п/п	Наименование раздела
1.	Содержание	3-4
2.	Общая характеристика цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН)	6-8
3.	Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	9-13
4.	Описание технологического процесса и технологической схемы ЦППН	13-18
5.	Нормы технологического режима цеха ППН	19-27
5.1.	Технологическая карта ЦППН
5.2.	Технологическая карта РВС-10000 м3. №3,4,5,6,7 и РВС-5000 м3. №1,2,9,10
6.	Аналитический контроль технологического процесса ЦППН	29-32
6.1.	Аналитический контроль технологического процесса
6.2.	Перечень блокировок и сигнализаций ЦППН	33-40
7.	Основные положения пуска и остановки цеха при нормальных условиях
7.1.	Подготовка к пуску	40-42
7.2.