На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Работа № 90786


Наименование:


отчет по практике АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ ЦППН - 8

Информация:

Тип работы: отчет по практике. Добавлен: 9.9.2015. Сдан: 2015. Страниц: 120. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Содержание
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………...…2
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………….....7
1.1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА………………………………………………………………………7
1.2 ХАРАКТЕРИСТИКАИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, РЕАГЕНТОВ, ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ ПРОДУКЦИИ………………………12
1.3 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА………………………………………………………………………22
1.4 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА……………………….43
1.5 КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА…………………54
1.6 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ, РЕГУЛИРУЮЩИХ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ……………………………………………………………………77
1.7 АНАЛИТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ПРОИЗВОДСТВА………………..93
1.8 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС…………………………………………….96
2. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ ЦППН - 8……………………….97
3.БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА…………………………………….102
4. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА………………112
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………….118
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………….122


ВВЕДЕНИЕ

Приобское месторождение было открыто в 1982 году и является уникальным по запасам нефти. Начальные геологические запасы, числящиеся на Государственном балансе на 01.01.2005 год (принятые для проектирования) составляют более 2.8 млрд. т. В Юганском регионе Приобское месторождение является основным перспективным объектом.
Месторождение относится к чрезвычайно сложным для освоения, с точки зрения, как системы обустройства, так и разработки недр. Более 80% поверхности лицензионного блока расположено в пойменной зоне реки Обь и в заповедных зонах. Наличие обширных природоохранных территорий требует нетрадиционного подхода к освоению месторождения с минимальным ущербом для окружающей среды.
Приобское нефтяное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ.
Территория работ удалена на восток от г. Ханты-Мансийска на 65 км, на запад от г. Нефтеюганск на 180 км, на юго-запад от п. Горноправдинск на 75 км, на юго-запад от г. Тобольск на 325 км.
К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть - Балык - Омск.
Изучаемая территория, включающая в себя Приобское месторождение, субширотно пересекается рекой .
Пойма полноводной северной реки составляет большую часть ландшафта Приобского месторождения. Это заболоченная равнина с абсолютными отметками +27 - +35 метров. Болота в большинстве своем непроходимые, торфяного типа, замерзают к концу января. Часть болот не замерзает в течение всего зимнего периода. Толщина торфяного покрова изменяется от 0 до 10 метров. Широкое развитие на площади имеют озера различной конфигурации. Наиболее крупными из озер являются озеро Левашкина, озеро Окуневое и другие.
В геологическом отношении равнина молодая, аллювиальная с широко развитыми довольно значительной толщины четвертичными отложениями.
Северная зона месторождения приходится на правобережную надпойменную террасу с абсолютными отметками от +45 до +60 метров.
Реки Обь и Иртыш - основные водные артерии не только на площади работ, но и Западной Сибири в целом. Они судоходны весь навигационный период, длящийся с конца мая по октябрь. Остальные реки за исключением Большой Салым не судоходны. Плавание маломерных судов по ним возможно только в период высоких паводков.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом.
Снежный покров устанавливается во второй половине октября и держится до конца апреля, а в лесных массивах до начала июня. Толщина снежного покрова до 0.7 м, в пониженных участках до 1.5 - 2 м. Глубина промерзания почвы 1 - 1.5 м. Период ледостава начинается в конце октября, а вскрываются реки в середине мая.

Территория Приобского месторождения охватывает по лицензионной границе ОАО «Юганскнефтегаз» составляет 3 349 км2.
На месторождении по состоянию на 01.01.2006 пробурено 131 разведочных скважин и 1167 эксплуатационных скважин.
Проведено четыре сейсмических съемки методом 3D общей площадью 968 км2 (30% лицензионной площади) и 3 тыс. погонных километров сейсмических профилей 2D с покрытием всей территории Приобского месторождения.
С отбором керна пробурено 213 разведочных и поисковых скважин, а также 40 эксплуатационных скважин. Как видно из рисунка 2.1.1 керном освещена практически вся площадь Приобского месторождения. Равномерность отбора и исследований по площади - хорошая.





Рисунок 2.1.1 - Карты: а) освещенности сейсмическими исследованиями, б) расположения скважин с отбором керна, в) изученности разведочным и эксплуатационным бурением, г) сводного контура нефтеносности месторождения


Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, 1988 г. (под редакцией В.И. Шпильмана)




1.1 общая характеристика производственного объекта


Наименование объекта - Центральный пункт сбора и подготовки нефти №2 (ЦПС-2) Правобережной части Приобского месторождения - ЦППН-8 УППН. Цех запущен в работу в 2003 г.
Организация-разработчик проектной документации - ОАО «Проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко (ОАО «Гипротюменнефтегаз»).
Комплекс сооружений центрального пункта сбора и подготовки нефти (ЦПС-2) предназначен для разделения водонефтяной эмульсии на попутный нефтяной газ, нефть и подтоварную воду, а также аварийного хранения обводненной и подготовленной нефти в резервуарах.
Проектная мощность II пускового комплекса ЦППН-8 по нефти - 9,0 млн. т/ год.
Количество поступающей на ЦППН-8 жидкости - 27,0 млн. т/ год. Предусматривается резерв территории для расширения ЦПС-2. Строительство ЦПС-2 разбито на пусковые комплексы:
· I пусковой комплекс;
· II пусковой комплекс;
· III пусковой комплекс.
В I пусковой комплекс, включены сепарационные установки (ДНС) с вспомогательными объектами.
Во II пусковой комплекс, включены установки предварительного сброса воды (УПСВ) с очистными сооружениями и вспомогательными объектами.
Оставлен резерв территории для III пускового комплекса под установку подготовки товарной нефти (УПН), компрессорную станцию низких ступеней сепарации (КС) и вспомогательные объекты.
Товарная нефть перекачивается на НПС «Приразломное», где предусмотрены сооружения для приема, хранения и дальнейшего транспорта нефти правобережной и левобережной частей Приобского и Приразломного месторождений.
Часть газа ЦППН-8 используется на собственные нужды, а основная часть газа под собственным давлением направляется на факел. Проектом развития инфраструктуры правобережной части Приобского месторождения предусмотрена подача попутного нефтяного газа на транспортную компрессорную станцию (КС-2), расположенную на правом берегу Приобского месторождения, с последующим его транспортом по системе газопроводов на Южно-Балыкский ГПЗ.
Сточные и пластовые воды после очистки подаются на КНС-2, КНС-2А, КНС-3, КНС-3А, КНС-216 для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.
В первом пусковом комплексе запроектированы следующие объекты:

А. Технологические сооружения:
1. Узел дополнительных работ (УДР);
2. Сепарационная установка №1,2 (поз.1, 2), в составе:
· сепараторы первой ступени V-100 м3 - С1…С4, С5…С8;
· концевые сепараторы V-100 м3 - СК1…СК8;
· сепараторы газовые СГ1, СГ2 V-100 м3;

3. Насосная нефти (поз. 3), в составе:
· насосы внешней перекачки 3Н1…3Н6;
· насосы внутренней перекачки 3Н7…3Н9;
4. Узел учета газа (УУГ) поз. 4;
5. Узел учета нефти (УУН) поз. 5, в составе:
· блок качества нефти (БКН);
· блока измерительных линий;
6. Резервуары нефтяные РВС-10 000 (поз. 6, 7) - Р1, Р2;
7. Воздушная компрессорная (поз. 8), в составе:
· воздушные компрессоры - К1, К2;
· адсорбционные осушители - О1, О2;
· воздухосборники - ВР1, ВР2;
8. Блок подачи ингибитора коррозии (поз. 11) - БР1;
9. Блок подготовки газа, поз. 14;
10. Резервуары противопожарного запаса воды РВС-2000 - ПВ-1, ПВ-2
11. Факельные установки (поз. 15), в составе:
· факел высокого давления - ФВД;
· факел низкого давления - ФНД;
· факельные сепараторы - СФ1, СФ2;
· блок откачки конденсата - БОК1, БОК2;
· конденсатосборник ФВД, V-12,5 м3, поз. 15 - ЕД-15;
12. Система сбора дренажей и утечек:
· дренажные емкости (аварийные) V-40 м3, поз. 9 - ЕА1…ЕА5;
· сбор утечек с насосов 3Н1…3Н9 V-12,5 м3, поз. 12 - ЕД12;
· конденсатосборник газоуравнительной системы V-12,5 м3, поз. 13 - ЕД13;
· сборник конденсата ФВД V-12,5 м3, поз. 48 - ЕД48;
· сборник утечек УУН V-12,5 м3, поз. 42 - ЕД42;
· дренажно-канализационная емкость, V-40 м3, поз. 21 - ЕД-21;
Б. Вспомогательные сооружения
1. Инженерно-лабораторный корпус, поз. 55;
2. Операторная, поз. 20;
3. Пождепо на 4 автомобиля;
4. Водоочистная установка «Беркефельд»;
5. Канализационная насосная станция бытовых стоков;
6. Установка биологической очистки сточных вод;
7. Блочно-контейнерная котельная;
Второй пусковой комплекс состоит из следующих основных сооружений:
А. Технологические сооружения:
1. Площадка сепараторов со сбросом воды V=200 м3 - О1…О8 - 2 площадки, поз. 62, 63;
2. Площадка печей - П1… П6, 2 площадки, поз. 64, 65 (резерв);
3. Резервуары нефти - Р3, Р4, поз. 60, 61;
4. Реагентное хозяйство - поз. 71, в составе:
1. емкость ингибитора солеотложения V-20 м3 (ЕИС1);
2. емкость деэмульгатора V-20 м3 (ЕД1, ЕД2);
3. емкость ингибитора коррозии и бактерицида V-20 м3 (ЕИК1, ЕИК2);
4. емкость разгрузки (ЕР1);
5. установка дозирования ингибитора солеотложения 2НД4Р (БИС1);
6. установка дозирования деэмульгатора 2НД4Р (БД1);
7. установка дозирования ингибитора коррозии и бактерицида УДХ 3П (БИК1);
8. склад-навес;
5. Площадка сепаратора газового - СГ4, поз. 66;
6. Конденсатосборник газоуравнительной системы V=12,5 м3 - ЕД-67, поз. 67;
7. Блок подготовки газа БПГ2, БПГ3, поз. 68, 69 (резерв);
8. Аварийная емкость печей V=12,5 м3 - ЕА70, поз. 70;
При строительстве второго пускового комплекса в две очереди:
9. Резервуар-отстойник пластовой воды РВС-5000 - РО-11, РО-21 поз. 72, 73;
10. Резервуар-буфер РВС-5000 - РБ-11 поз. 74;
11. Насосная откачки очищенных стоков на КНС (75Н11… 75Н41; 75Н52… 75Н112), поз. 75;
12. Емкость уловленной нефти V-16 м3 - ЕН771, ЕН781, поз. 77, 78;
13. Насосная шлама с емкостью ЕШ-1 - V-25 м3, НШ1, поз. 79;
14. Гидроциклон - ГЦ1, поз. 80;
15. Узел учета воды-1 - УУВ11;
16. Узел учета воды-2 - УУВ22;

Б. Вспомогательные сооружения
1. Административно-бытовой корпус
2. Ремонтно-эксплуатационный блок2

1 - первая очередь строительства
2 - вторая очередь строительства

Проектом предусмотрены следующие технологические линии:
технологическая линия подготовки нефти,
технологическая линия подготовка пластовой воды
технологическая линия подготовки попутного газа.
Подготовленная нефть насосами внешней перекачки подается в резервуарный парк НПС «Приразломное» и далее на КУУН №560, расположенный в районе ЛПДС «Каркатеевы» и далее на НПС «Каркатеевы», либо на КУУН в районе ЛПДС «Каркатеевы» по трубопроводу ЦППН-7 - КУУН «Каркатеевы» совместно с нефтью ЦППН-7.
Для получения нефти товарного качества предусмотрен резерв территории для УПН.
Подготовленная пластовая вода подается в систему ППД для закачки в пласт.
Теплоснабжение ЦПС осуществляется от котельной. Обогрев трубопроводов объектов УПСВ - электрический, обогрев оборудования от теплосетей.
Основными потребителями электроэнергии ЦПС являются электродвигатели насосных агрегатов. Эти потребители, согласно «Положению по проектированию схем электроснабжения объектов нефтяных месторождений и переработки попутного газа в Западной Сибири» отнесены к I категории надежности электроснабжения. Остальные потребители относятся к III категории.


1.2ХАРАКТЕРИСТИКА исходного СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, реагентов, изГОТОВляемой ПРОДУКЦИИ


Сырьем для ЦППН-8 является газожидкостная смесь с правобережной части Приобского месторождений с механическими примесями и солями, растворенными в пластовой (подтоварной) воде.
Свойства сырья, реагентов, готовой продукции и отходов производства по взрывопожароопасности и токсичности, приводятся в разделе 9 «Безопасная эксплуатация производства».
Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и готовой продукции представлена в таблице 1.

Таблица 1
Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции
№ п/п Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции Номер государствен­ного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации Показатели качества, обязательные для проверки Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ Область применения изготовляемой продукции
1 2 3 4 5 6
Сырье
1. Нефтяная эмульсия компонентный состав см. табл.2.2. Обводненность, % 40-80
Продукты
2. Подготовленная нефть ГОСТ Р 51858-2002 Обводненность, %, Содержание: хлористых солей, мг/л мех. примесей, % масс. Температура, °С Давление, МПа 0,5 100 0,05 +20…70 6 Откачивается на НПС «Приразломное»
3. Попутный нефтяной газ компонентный состав см. табл. 2.5. Давление, МПа Температура, °С 0,5 +10… 60 направляется на факел (ГПЗ)
4. Газ на ФНД Давление, макс. изб. МПа Температура, °С (t МАКС) 0,05 20…60 аварийный сброс
5. Газ на ФВД Давление, макс. изб. МПа Температура, °С (t МАКС) 0,1 20…60 аварийный сброс
6. Пластовая вода на КНС Содержание, мг/л: Сl? 5000-8000 HCO3? 700-1000 Ca2+ 150-350 Общая минерализация: 8000-14000 рН 6,5-7,5 плотность г/см3 1,050-1,200 Давление, МПа (макс.) Температура, °С (макс.) содержание в очищенной пластовой воде, мг/л: нефтепродуктов, не более мехпримесей, не более 3,0 70 50 40 Закачивается в систему ППД
Материалы и реагенты
7. Деэмульгатор «РЕКОД-118М» ТУ 2458-004-48680808-ОП-00 Плотность при 20 0С, кг/м3 ГОСТ 3900-85 Вязкость кинематическая при 20 0С, мм2/с ГОСТ 33-82 Температура застывания, 0С ГОСТ 20287-91 Массовая доля активной основы, % в пределах 880-980 не более 60 не выше -60 38-55 Обезвоживание и обессоливание нефти. Подается перед первой ступенью сепарации
8. Деэмульгатор «СНПХ-4103» ТУ 245-302-05765670-2005 Плотность при 20 0С, кг/м3 ГОСТ 18995.1 Вязкость кинематическая при 20 0С, мм2/с ГОСТ 33-82 Температура застывания, 0С ГОСТ 20287-91 900 - 940 Не выше 60 Не выше - 45 Обезвоживание и обессоливание нефти. Подается перед первой ступенью сепарации
9. Ингибитор солеотложения «Акватек-511М» ТУ 2458-003-70887619-2003 Водородный показатель, рН Температура застывания, 0С ГОСТ 20287-91 8,0-9,0 не выше -50 Ингибирование отложений солей на внутренней поверхности труб
10. Ингибитор коррозии и бактерицид «СНПХ-1004» марка Р Плотность при 20 0С, кг/м3 ГОСТ 3900-85 Вязкость кинематическая при 20 0С, мм2/с ГОСТ 33-82 Температура застывания, 0С ГОСТ 20287-91 Температура вспышки в закрытом тигле, 0С ГОСТ 6356-75 890 45 не выше -30 +13 Защита от коррозии оборудования и трубопроводов, подавление сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ)
11. Ингибитор солеотложения «Descum-3811-C» ТУ 2458-004-94296805-2008 Внешний вид Температура застывания, 0С рН Плотность при 20 0С, кг/м3 Массовая доля нелетучих веществ, % не менее Однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета Не выше -50 8,0 - 10,0 1,02 - 1,12 30 Ингибирование отложений солей на внутренней поверхности труб


Состав и свойства нефти Приобского месторождения приведены в таблицах 2, реологические свойства нефти и эмульсии - в таблице 3. Свойства разгазированной нефти Приобского месторождения приведены в таблице 4. Компонентный состав нефтяного газа - в таблице 4.


Таблица 2.
Физико-химические свойства нефти
№ п/п Наименование показателя Разгазированная нефть
1 2 3
1. Плотность безводной нефти, кг/м3 ГОСТ 3900-85 870…886
2. Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) ГОСТ 33-82 при 20 0С при 50 0С 25…31 9…12
3. Содержание в нефти, % масс.
- парафина ГОСТ 11851-85 1,7…2,3
- серы ГОСТ 1437-75 0,9…1,3
- смол 6,7…7,3
- асфальтенов 1,8…2,3
4. Фракционный состав %, ГОСТ 2177-82
начало кипения: 97
- до 150 0С 8
- до 200 0С 16
- до 250 0С 25
- до 300 0С 39
5. Температура плавления парафинов, 0С 52


Таблица 3.
Свойства нефти и водонефтяных смесей Приобского месторождения
Обводненность, % Температура, град. 0С Вязкость, МПа?с Плотность, кг/м3
1 2 3 4
0 10 36,17 884
20 20,00 878
30 13,23 872
40 9,27 866
10 10 50,79 897
20 27,56 891
30 17,90 885
40 12,31 880
20 10 71,31 910
20 37,99 904
30 24,22 899
40 16,34 893
30 10 100,13 922
20 52,36 918
30 32,76 913
40 21,70 907
40 10 140,59 935
20 72,16 931
30 44,32 926
40 28,82 921
50 10 197,40 948
20 81,94 944
30 39,20 940
40 21,18 935
60 10 20 30 40 23,88 34,00 18,17 10,72 961 957 953 949
Расчетная область расслоения
51,43 10 207,65 950
48,395 20 94,44 942
46,03 30 53,19 934
43,87 40 32,16 926


Таблица 4.
Состав и свойства нефти и газа Приобского месторождения
при однократном разгазировании
Наименование компонентов, параметров Нефть Газ Нефть пластовая
Углекислый газ 0,02 1,31 0,51
Азот+ редкие 0,00 0,78 0,30
Метан 0,25 60,90 23,48
Этан 0,32 10,76 4,32
Пропан 1,71 14,52 6,62
i-бутан 0,59 1,78 1,05
н-бутан 2,71 5,58 3,81
i-пентан 1,39 1,07 1,27
н-пентан 2,55 1,48 2,14
Остаток (С6+высшие) 90,46 1,82 56,50

Давление, МПа 0,098
Температура, 0С 20
Молярная масса 212,83 27,95 142,00
Плотность в станд. 884,00 1,162 775,00
условиях, кг/м3


Таблица 5.
Состав и свойства газа и нефти Приобского месторождения при ступенчатой сепарации.
Пласт АС12.
Наименование компонентов, параметров Газ на ступенях разгазирования Газ в сумме Нефть после сепарации Нефть пластовая
1 2 3 4

Углекислый газ 1,45 1,83 2,05 1,10 1,39 0,01 0,51
Азот + редкие 1,09 0,47 0,00 0,00 0,00 0,00 0,30
Метан 80,31 69,88 62,20 14,29 65,29 0,06 23,48
Этан 9,29 12,20 20,68 17,43 11,25 0,42 4,32
Пропан 6,03 10,83 14,98 37,80 13,25 2,90 6,62
i-бутан 0,38 0,86 1,26 4,92 1,40 0,86 1,05
н-бутан 0,97 2,31 3,40 14,94 4,10 3,64 3,81
i-пентан 0,13 0,33 0,49 2,65 0,69 1,60 1,27
н-пентан 0,16 0,43 0,66 3,64 0,94 2,81 2,14
Остаток (С6+высшие) 0,19 0,40 0,56 3,23 0,87 87,70 56,50
Давление, МПа 0,883 0,789 0,697 0,103
Температура, 0С 25-40 25-40
Молярная масса 20,44 23,48 25,79 45,73 25,07 207,17 142,00
Плотность в н.у. кг/м3 0,850 1,049 1,072 1,819 1,067 870,21 775,00
Газовый фактор, м3/т 47,02 1,67 1,12 14,22 65,04*


1.3 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА и технологической схемы производственного объекта


Технологическая линия нефти

Нефтяная эмульсия с обводненностью 40-80% в объёме 2000…3500 м3/ч с кустов Правобережной части Приобского месторождения поступает по 2-м нефтепроводам Ду 720 мм на узел дополнительных работ (УДР). Затем двумя потоками по отдельным коллекторам с давлением до 0,8 МПа при температуре 40-80 0С поступает на первую ступень 2-х параллельно работающих сепарационных установок.
На напорном коллекторе и на входных коллекторах перед сепарационными установками установлены задвижки с электроприводом №1 и №2. На входных коллекторах установлены датчики температуры - TIR 0102, TIR 0202 и датчики давления - PIR 0105, PIR 0205.
Обвязка сепарационных установок выполнена одинаково.
Сепараторы I ступени сепарации расположены на первом ярусе. Сепараторы концевой сепарационной установки (КСУ) расположены на втором ярусе на отметке 12,5 м. Cепараторы газовые расположены на отдельно стоящих опорах на отметке 7,4 м. Сепараторы КСУ используются в качестве концевой ступени сепарации или как аварийные сепараторы.
В сепараторах первой ступени при давлении до 0,8 МПа происходит отбор попутного газа.
Газ из сепараторов первой ступени С1…С8 направляется в сепараторы газовые СГ1, СГ2. В газовых сепараторах при давлении до 0,7 МПа от газа отделяется жидкая фаза и отводится в каждую из линий выхода нефти из сепараторов С1-С2; С5-С6.
В сепараторах первой ступени С1…С8 осуществляется контроль следующих параметров:
· Давление сепарации поддерживается приборами регулирующего контура, установленными на выходе газа из сепараторов СГ1, СГ2 (PICA 0107; HSA 01071) KP9, (PCIA 0207; HSA 02071) KP18.
· Для регулирования межфазного уровня «нефть-газ» (LICA 0118…0121; LICA
0218…0221) на выходном трубопроводе нефти из каждого сепаратора-
водоотделителя установлен клапан регулирующий КР1…КР4, КР10…КР13 (HSA 01181…01211; HSA 02181…02211).
· Для сигнализации аварийного верхнего и нижнего уровня в сепараторах предусмотрены сигнализаторы уровней (LA 0110…0114; LA 0210…0214).
· В каждом аппарате предусмотрен местный контроль температуры и давления
(TI 0101; TI 0201; PI 0103; PI 0203).
В газовых сепараторах СГ1, СГ2 осуществляется контроль следующих параметров:
· Давление сепарации поддерживается приборами регулирующего контура, установленными на выходе газа из сепаратора (PICA 0107; HSA 01071) KP9, (PICA 0207; HSA 02071) KP18.
· Для контроля межфазного уровня «нефть-газ» предусмотрены уровнемеры (LIR 01091, LIR 02091).
· Для сигнализации верхнего аварийного уровня нефти в сепараторах предусмотрены сигнализаторы уровней (LA 0109, LA 0209).
· В каждом аппарате предусмотрен местный контроль температуры и давления
(TI 0101; TI 0201; PI 0103; PI 0203).
· Для сигнализации верхнего и нижнего давления в газопроводе в сепараторах предусмотрены сигнализаторы давления (PIA 0104, PIA 0204).
Далее газ I ступени сепарации через регулирующие клапаны подается на узел учета газа (УУГ) в объёме 50…70 тыс. нм3/ч под давлением до 0,65 МПа. Часть газа отбирается до регулирующих клапанов на выходе из газовых сепараторов на собственные нужды (котельная, газ на запал факелов). Основной поток, сбрасываемый под собственным давлением до 0,5-0,6 МПа на факельную установку - факел высокого давления, направляется в факельный сепаратор СФ2, с целью дополнительного отделения капельной жидкости, и далее в факельную свечу на отжиг.
Для контроля загазованности на площадках СУ-1,2 установлены датчики загазованности QIA 0126…0130, QIA 0226…0230.
На каждом коллекторе выхода нефтяной эмульсии после первой ступени сепарации установлены переключающие задвижки, с помощью которых нефтяная эмульсия может направляться:
· на прием насосов внешней перекачки;
· на установку предварительного сброса воды;
· в концевые сепараторы.
На установку предварительного сброса воды нефтяная эмульсия поступает по двум трубопроводам. Нефтяная эмульсия с сепараторов С1…С4 может направляться как на отстойники О1…О4, так и на О5…О8. Обвязка сепараторов С5…С8 выполнена аналогичным образом.

Реагентное хозяйство
С целью обеспечения более глубокого отделения подтоварной воды перед сепараторами первой ступени осуществляется постоянная дозированная подача реагента-деэмульгатора. В качестве реагента применяется деэмульгатор Рекод-118М, с удельным расходом 26 г/т нефти или СНПХ 4103.
Подача реагента-деэмульгатора осуществляется с помощью дозировочных насосов НД1,0Р 40/25 К14В, расположенных в установке дозирования деэмульгатора 2НД4Р.00.00.000 (БД1) ЗАО «НАМ и К» г. Тюмень. Система автоматизации установки дозирования входит в комплект поставки завода-изготовителя. Для хранения деэмульгатора предусмотрены 2 емкости ЕД1, ЕД2 объемом 20 м3 каждая, в которые реагент закачивается от передвижных средств. Реагент из емкостей подается в баки 71.7.Б1, 71.7.Б2 с помощью шестеренных насосов 71.7.НШ1, 71.7.НШ2, входящих в комплект установки дозирования химреагентов. При поступлении деэмульгатора в бочках предусмотрен склад-навес и емкость разгрузки ЕР1. Из емкости разгрузки реагенты подаются в емкости хранения дозировочным насосом 71.5.НД1, установленным в блоке подачи ингибитора коррозии и бактерицида.
Для борьбы с солеотложениями перед входом на сепарационную установку №1,2 предусмотрена постоянная дозированная подача ингибитора солеотложения Descum-3811-C с удельным расходом 25 г/м3 подтоварной воды или ингибитор солеотложения Акватек-511М, с удельным расходом до 50 г/ м3 подтоварной воды.
Для создания резервного запаса реагента (1 месяц) в проекте предусмотрена емкость ЕИС1 для хранения ингибитора солеотложения объемом 20 м3. Дозированная подача ингибитора солеотложения осуществляется насосами НД1.0Р 25/40 К14В, расположенными в блоке 2НД4Р.00.00.000 (БИС1) ЗАО «НАМ и К» г.Тюмень. Система автоматизации блока входит в комплект поставки завода-изготовителя.
На площадке реагентов осуществляется дистанционный контроль уровней и местный контроль температуры в емкостях хранения реагентов, а также сигнализация нижнего уровня в емкости ЕР1. В емкостях хранения реагента предусмотрен дистанционный контроль температуры, верхнего и нижнего аварийного уровня. На площадке БРХ установлены 5 датчиков загазованности QJISA 71121….71161

Эмульсия с первой ступени сепарации или из нагревателей с температурой 40. .75°С и давлением до 0,7 МПа поступает в сепараторы-водоотделители (отстойники) О1…О4, О5…О8.
Сепараторы-водоотделители - это трехфазные аппараты, в которых происходит отбор попутного газа и, в которых под действием деэмульгатора в режиме динамического отстоя идет отделение основной массы воды.
В качестве сепараторов О1…О4, О5…О8 применяются аппараты НГСВ-2-1.0-3400-И объемом 200 м3 производства ОАО «Уралтехнострой-Туймазыхиммаш».
Сепараторы представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные устройством ввода, успокоительной перегородкой, струнным каплеотбойником для очистки газа. Сепараторы-водоотделители теплоизолируются.
В сепараторах со сбросом воды О1…О4, О5…О8 осуществляется контроль следующих параметров:
· Давление сепарации поддерживается приборами регулирующего контура (PICA 6230; HSA 62301) KP20, (PICA 6330; HSA 63301) KP21 Ду 80 мм.
· Для регулирования межфазного уровня «нефть-вода» (LICA 6211…6214;
LICA 6311…6314) на выходном трубопроводе воды из каждого сепаратора-
водоотделителя установлен клапан регулирующий Ду 150 мм КР22…КР29
(HSA 62111… 62141; HSA 63111… 63141).
· Для регулирования межфазного уровня «нефть-газ» (LICA 6207…6210; LICA
6307…6310) на выходном трубопроводе нефти из каждого сепаратора-
водоотделителя установлен клапан регулирующий Ду 200 мм КР30…КР37
(HSA 62071… 62101; HSA 63071… 63101).
· Для сигнализации аварийного верхнего уровня в сепараторах-водоотделителях
предусмотрены сигнализаторы уровней (LA 6203…. 6206; LA 6203…. 6206).
· В каждом аппарате предусмотрен местный контроль температуры и давления
(TI 6201; TI 6301; PI 6202; PI 6302).
Пластовая вода (до 2504 т/ч) отделяется в сепараторах-водоотделителях и по двум трубопроводам Ду 720 мм под собственным давлением направляется на очистные сооружения пластовой воды. Предусмотрена возможность работы только одного трубопровода. Для этого запроектирована перемычка между трубопроводами. Второй трубопровод будет запущен при увеличении обводненности эмульсии на входе ЦПС.
Оставлены задвижки для подключения установки подготовки нефти (УПН), в перспективе предусмотрена подача нефтяной эмульсии из сепараторов-водоотделителей на УПН через вторую ступень нагрева или напрямую минуя вторую ступень нагрева.
Попутный газ, выделяющийся при сепарации (до 8000 нм3/ч) вместе с газом первой ступени сепарации направляется на узел учета газа.
Для контроля загазованности на площадках УПСВ установлены датчики загазованности QIJSA 62231…62281, QIJSA 63231…63281.
Сепараторы-водоотделители оборудованы блоками предохранительных клапанов, газ от которых поступает на факел низкого давления.
Опорожнение отстойников и трубопроводов осуществляется в подземные дренажные емкости Е1…Е5 объемом 40 м3 (поз. 9).
Нефтяная эмульсия 10%-ной обводнённости (до 1369,9 т/ч) после сепараторов-водоотделителей по двум трубопроводам Ду 530 мм направляется в концевые сепараторы СК1...СК4 и СК5...СК8, где при давлении не более 0,05 МПа происходит сепарация остаточного газа (до 10000 нм3/ч). При работе ЦПС по полной схеме газ из концевых сепараторов будет направляться на компрессорную станцию низких ступеней сепарации (КС).
При работе в концевых сепараторах осуществляется контроль следующих параметров:
· Для регулирования межфазного уровня «нефть-газ» (LICA 0122…0125; LICA 0222…0225) на выходном трубопроводе нефти из сепараторов СК1-СК2, СК3-СК4, СК5-СК6, СК7-СК8 установлены регулирующие клапаны КР5…КР8, КР14…КР17 (HSA 01221…01251; HSA 02221…02251).
· Для сигнализации аварийного верхнего и нижнего уровня в концевых сепараторах предусмотрены сигнализаторы уровней (LA 0115…0118; LA 0215…0218).
· В каждом аппарате предусмотрен местный контроль температуры и давления
(TI 0101; TI 0103; PI 0201; PI 0203).

Для аварийного сброс........



Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.