нир. НИР. 3. Физикохимическая характеристика нефти
 Скачать 4.09 Mb.
|
|
3. Физико-химическая характеристика нефти. Плотность пластовых нефтей Восточной Сибири изменяется от 0,66 до 0,85 г/см3, преобладают значения 0,7- 0,8 г/см3, т. е. согласно существующей классификации, они относятся к классу «обычных». Газосодержание варьирует от 72 до 250 м3/т, что значительно выше среднего статистического значения. Соответственно выше для большинства залежей и величины объемного коэффициента. Вязкость дегазированных нефтей в нормальных условиях колеблется в широких пределах и в целом также гораздо выше средней по России. В то же время, благодаря высокому газосодержанию и относительно небольшим пластовым давлениям, вязкость нефти в пластовых условиях невысока за исключением осинской залежи Верхнечонского месторождения. По той же причине значительно выше средних и коэффициенты сжимаемости нефти. Химический состав растворенных газов приведен в таблице 7, где отмечается невысокое содержание двуокиси углерода, водорода и азота, близкое к средним по России. Количество азота в нефтяных газах не превышает 9,27 %, гомологов метана в них меньше, чем в среднем по Росии (45 %). В целом рассмотренные газы однотипны и какой-либо закономерности изменения их состава в пределах юга Сибирской платформы не установлено. Характерная особенность пластовых нефтей Восточной Сибири – близкие значения давлений насыщения нефти газом и пластовых. Это обусловлено тем, что большинство залежей по фазовому состоянию относится к газоконденсатнонефтяным или нефтегазоконденсатным, в которых нефть находится в виде оторочек типа А и Б, при этом перемычки между нефте и газонасыщенными частями пластов отсутствуют. Развёрнутые сведения физико-химического состава нефти приведены в таблице 1. Таблица 1. Физико-химический состав нефти.
4. Общая характеристика производственного объекта УПН-1. УПН-1 является частью опасного производственного объекта «Пункт подготовки и сбора нефти (УПН-1)». УПН-1 предназначен для промысловой подготовки пластовой нефти до I группы качества (ГОСТ Р 51858-2002) и транспортировки товарной нефти: до ГС для хранения; до ПСП для сдачи товарной нефти в трубопроводную систему «Восточная Сибирь – Тихий океан» ОАО «АК «Транснефть». Проектные решения по подготовке и перекачки нефти на УПН-1 (ОРН): "Обустройство ВЧНГКМ на период опытно-промышленной эксплуатации» (мощность 1,5 млн. т/год), разработанный ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (год ввода в эксплуатацию – 2009); "Система сбора, подготовки, внутрипромыслового транспорта нефти и обустройства скважин ВЧНГКМ. I очередь строительства" (мощность 3 млн. т/год), разработанный ОАО "ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ" (год ввода в эксплуатацию – 2011); "Система сбора, подготовки, внутрипромыслового транспорта нефти и обустройства Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. I очередь строительства. УПН-1 техническое перевооружение до 4,5 млн. т/год", разработанный ЗАО "ГК "РусГазИнжиниринг" (год ввода в эксплуатацию – 2012); "Система сбора, подготовки, внутрипромыслового транспорта нефти и обустройства ВЧНГКМ. Полномасштабная разработка месторождения" Площадка УПН-1 (техническое перевооружение до 6 млн. т/год)" (мощность 6 млн. т/год), разработанный ООО «Терра» (год ввода в эксплуатацию – 2012); «Реконструкция УПН-1», разработанный ОАО "ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ" (год ввода в эксплуатацию – 2013). УПН-1 (ОРН) находится на территории ВЧНГКМ. ВЧНГКМ расположено на территории Катангского района Иркутской области в 250 км севернее города Киренска, в 120 км юго-восточнее п. Ербогачён и в 400 км северо-восточнее г. Усть-Кута, в труднодоступной, практически незаселенной местности. Ближайшим населенным пунктом является п. Преображенка. Транспортная сеть представлена зимниками и водными путями в период высокой воды. Проектная мощность УПН-1 (ОРН) по подготовке товарной нефти составляет: 6 млн. т/год при обводнённости добываемого флюида до 40%; 4,5 млн. т/год при обводнённости добываемого флюида свыше 40%. Наглядная схема движения автотранспорта и маршрута эвакуации с технологической площадки АО «ВЧНГ» приведены на рисунке 2. Р  исунок 2 - Схема движения автотранспорта и маршрута эвакуации с технологической площадки АО «ВЧНГ» 5. Описание технологического процесса УПН-1. Подготовка нефти до I группы качества (ГОСТ Р 51858-2002) на УПН-1 (ОРН) заключается в выделении растворенного газа, отделении пластовой воды, снижении количества растворенных солей и механических примесей. На УПН-1 (ОРН) предусмотрены две технологические линии подготовки нефти, каждая из которых включает в себя: аппараты I ступени сепарации газа и сброса свободной воды; системы нагрева нефти; аппараты II ступени сепарации газа и сброса воды; электродегидраторы. Технологические линии объединяются в одну перед КСУ. В КСУ нефть стабилизируется и направляется в резервуарный парк, где за счёт прохождения через слой воды и отстоя производится её доподготовка до I группы качества (ГОСТ Р 51858-2002). Из резервуарного парка товарная нефть посредством насосных агрегатов системы внешнего транспорта УПН-1 (ОРН) направляется на ПСП. Стадии процесса подготовки нефти на УПН-1 (ОРН) изложены в Таблице 2. Таблица 2. Стадии процесса подготовки нефти на УПН-1.
Внешний транспорт нефти, осуществляемый насосами Н-1/5…9 (производительностью 250 м3/ч каждый), обеспечивает подачу товарной нефти в нефтепровод Ду 500 мм. Очистка пластовой воды, перед подачей ее в систему ППД, осуществляется на установке подготовки подтоварной воды. Для поддержания оптимальной температуры 18…30 С в системе ППД предусмотрен подогрев пресной воды в ПТБ-1/5,6,7. Подготовка газа, выделившегося в процессе сепарации нефти, производится в ГС-1, ГС-1/3,4, ГС-4. Газ направляется для использования на собственные нужды УПН-1(ОРН) в качестве топливного и продувочного газа, а также как топливо ЭСН-1, ЭСН-2 после сепарации в двухступенчатом трубном расширителе ТР-1/1,2 и ЭСН-3 после прохождения системы подготовки и компримирования газа на ГКС. Утилизация сбросных газов на УПН-1 (ОРН) производится через факельные установки высокого и низкого давления, а так же через систему ГКС на ВПХГ. Для поддержания необходимой температуры продукта, предотвращения его застывания, конденсации, образования гидратных пробок предусмотрена тепловая изоляция трубопроводов и оборудования. Для нефтепроводов, газопроводов, трубопроводов сброса с предохранительных клапанов, сбросов на факельные установки высокого и низкого давления, наземных дренажных трубопроводов предусмотрен обогрев электронагревательными элементами. Для обогрева газовых сепараторов и ТГР-1, используются наружные электронагревательные элементы. Для обогрева резервуаров товарной и некондиционной нефти, сепаратора факельного высокого давления СФ-1, емкостей дренажных предусмотрены внутренние змеевики с подводом теплофикационной воды. 6. Описание технологической схемы. 6.1. Первичная сепарация и сброс воды. Пластовая смесь от нефтесборных коллекторов поступает в БМ-1,2. На входных коллекторах к БМ-1,2 предусмотрен замер давления 0,5…1,2 МПа и температуры 0…12 °С с показаниями по месту и на АРМ. Предусмотрена также сигнализация предельных значений давления в трубопроводах. Расчетное давление БМ-1 до отсечной электрозадвижки № 5 равно 4,0 МПа, аналогично, расчетное давление БМ-2 до отсечной электрозадвижки № 11 равно 4,0 МПа. Расчетное давление коллектора сбора скважинной продукции и аппаратов входных сооружений – 1,6 МПа, в связи с чем на коллекторе предусмотрены предохранительные клапаны PSV-004A,В со сбросом газожидкостного потока в СФ-3 объемом 100 м3. Газ из СФ-3 поступает в ФКВД, а жидкость по уровню отводится в ЕД-10/1, 2 объемом по 100 м3. В коллектор скважинной продукции после БМ-1 и БМ-2 подается дозировочным насосом деэмульгатор от БДР-1,2,4. Также предусмотрена подача воды из БЕ-2 насосами Н-9/1,2,3. От БМ-1,2 скважинная продукция под давлением 0,5…1,2 МПа поступает в УПОГ-1,2. Параллельно пластовая смесь, проходя расширитель Р-1 и смесители СМ-4/1,2, поступает в УПОГ-3,4. В УПОГ-1,2,3,4 происходит отделение основного количества газа первой ступени сепарации, который отводится в ГС-1, ГС-1/3,4 объемом 50 м3 каждый. На выходе газа с УПОГ-1,2,3,4 предусмотрен замер давления с показанием по месту. Далее после УПОГ-1,2,3,4 нефтегазовая смесь направляется во входные сооружения, состоящие из пяти сепараторов С-1/1,2,3,4,5. В сепараторах С-1/1,2,4,5 осуществляется разделение водонефтяной эмульсии со сбросом воды через клапаны-регуляторы межфазного уровня LCV-01, LCV-03, LCV-232, LCV-234 на УППВ. Сырая нефть из сепараторов С-1/1,2,3 через клапаны-регуляторы уровня LCV-02, LCV-04 и LCV-05 направляется на подогрев в теплообменники Т-1/1,2,3А,3В,4 и далее на обезвоживание в аппараты Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 объемом 96,3 м3 каждый по первой технологической линии подготовки нефти. Сырая нефть из сепараторов С-1/4,5 через клапаны-регуляторы LCV-231, LCV-233 отправляется на подогрев в ПТБ-1/1,2,3,4 и далее на обезвоживание в ТФС-1,2,3 по второй технологической линии подготовки нефти. Газ из сепараторов С-1/1,2,3,4,5 отводится в ГС-1, ГС-1/3,4. Давление газа 0,5…0,95 МПа в сепараторах поддерживается регулирующим клапаном PCV-189, установленным на линии выхода газа из БИР на факельную установку высокого давления. Сброс газа из сепараторов С-1/1,2,3,4,5 производится в ФКВД. В сепараторах С-1/1,2,3,4,5 предусмотрен замер давления, температуры, уровня с выводом показаний по месту и на АРМ оператора. Предусмотрена также сигнализация предельных значений давления и уровней в сепараторах. При достижении аварийного минимального значения уровня в нефтесборных отсеках сепараторов С-1/1,2,4,5 автоматически закрываются электрозадвижки №№ 31, 38, 54, 64 на линии выхода нефти из сепараторов для набора уровня. При достижении аварийного минимального значения уровня в водонефтяных отсеках сепараторов С-1/4,5 автоматически закрываются электрозадвижки на выходе воды из аппаратов №№ В25, В30. При достижении максимального уровня в водонефтяном отсеке в сепараторах С-1/4,5 закрываются электроприводные задвижки №№ 50, 60 на линии подачи водонефтяной эмульсии в сепараторы. На сепараторах С-1/1,2,3,4,5 установлены предохранительные клапаны, защищающие сепараторы от превышения давления. Предусмотрена возможность сброса продувочного газа (азота) из сепараторов С-1/4,5 на свечу рассеивания. Дренаж от сепараторов С-1/1,2,3 и УПОГ-1,2 поступает в ЕД-2, а дренаж от расширителя Р-1, УПОГ-3,4 и сепараторов С-1/4,5 поступает в ЕД-10/1,2. 6.2. Термохимическое обезвоживание. 6.2.1. Первый поток. Сырая нефть от сепараторов С-1/1,2,3 поступает в теплообменники Т-1/1,2,3А,3В,4, где нагревается за счет теплофикационной воды до температуры ≈10°С. Перед теплообменниками предусмотрена подача в поток водонефтяной эмульсии реагента от БДР-1,2, включающих в себя расходные емкости, насосы дозаторы с подачей реагента в три направления (к сепараторам С-1/1,2, к сепараторам С-1/3, в РВС-6/1,2, РВС-7/1,2), а также системы отопления, вентиляции и освещения. В БДР-1,2 предусмотрен контроль загазованности и пожара. При достижении в помещении 10% НКПРП предусмотрена сигнализация на АРМ и включение вытяжной вентиляции, при достижении 50% НКПРП или при наличии пожара – сигнализация и останов вентиляции, а также останов всех электродвигателей. Наличие пожара сигнализируется в операторную. В теплообменниках Т-1/1,2,3А,3В,4 предусмотрен замер давления и температуры прямых и обратных потоков с показанием по месту. Предусмотрена сигнализация предельных значений температуры подготовленной нефти на выходе из теплообменников. Подогретая в теплообменниках Т-1/1,2,3А,3В,4 сырая нефть поступает на стадию обезвоживания в аппараты Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8. Равномерность загрузки аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 обеспечивается контролем расходов нефти на выходе из каждого аппарата, а также контролем расходов воды и изменением давления в аппаратах клапанами-регуляторами давления в зависимости от количества жидкой фазы на выходе из каждого аппарата. Каждый аппарат Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 имеет камеру сжигания топливного газа и жаровую трубу, обеспечивающую нагрев обрабатываемой нефти на 20...25 °С за счет температуры отходящих дымовых газов. В камеру сжигания аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 предусмотрена подача топливного газа из ГС-2. Учет газа осуществляется с помощью СИКГ-3, установленного в БИР. Входящий в аппараты Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 поток жидкости попадает во входную секцию аппарата, где происходит отделение газа от жидкости. Газ, отделившийся от жидкости, поднимается вверх и через туманоуловитель поступает к выпускному газовому фланцу. Далее газ из аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 через клапаны-регуляторы BPV-1/1,2,5,8. поддерживающие в сепараторе давление 0,17…0,60 МПа, отводится в ФКВД. Для защиты аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,3,4,5,6,7,8,9,10 от превышения давления над расчетным, равным 0,69 МПа, предусмотрены предохранительные клапаны со сбросом потока в ЕД-14 объемом 63 м3, оснащенную полупогружным насосом НП-14, который подает жидкость из емкости в РВС-6/1,2, 7/1,2. В аппаратах Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 поддерживается давление топливного газа, подаваемого на горелки, 0,2…0,4 МПа с показаниями по месту и регистрацией на АРМ. В аппаратах Хитер-Тритер сырая нефть спускается по желобам вдоль стенки аппарата на дно и далее проходит через нагретую водяную подушку. Подтоварная вода собирается на дне аппарата под жаровыми трубами в отстойной секции. Нагрев эмульсии при прохождении её в секции аппарата, где размещены жаровые трубы, вызывает быстрое коагулирование капель воды и разбивание эмульсии. Капли воды, выделившиеся из эмульсии, оседают на дно емкости и соединяются с водяной подушкой. Далее водонефтяная нефть из секции нагрева поступает в секцию-коагулятор. Коагулятор состоит из множества расположенных друг над другом рифленых полипропиленовых пластин. В условиях ламинарного потока капли нефти поднимаются и скапливаются на пластинах. Затем эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение близко расположенных рифленых пластин создает большую площадь для коагуляции, на которой собираются капельки нефти, и этот отсек способствует большему столкновению капель. Отделенная нефть поднимается вверх и поступает в нефтяной отсек, откуда отводится через клапан-регулятор. В коагуляторе аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 поддерживается температура 15…55 °С с показанием по месту и регистрацией на АРМ оператора, кроме того, предусмотрено регулирование температуры, расхода топливного газа, подаваемого на горелки через клапан-регулятор. В коагуляторе поддерживается уровень раздела фаз "нефть-вода" c выводом воды из аппарата через клапан-регулятор межфазного уровня в отстойном отсеке. Уровень нефти в нефтяном отсеке поддерживается клапаном-регулятором, установленным на линии выхода нефти из аппарата. В каждом аппарате Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 предусмотрен контроль пламени дежурных горелок, температуры отходящих дымовых газов с показаниями параметров на АРМ оператора, сигнализацией погасания пламени и максимальной температуры отходящих дымовых газов. При достижении температуры нефти в коагуляторе +55 °С, а также при погасании пламени дежурных горелок, либо повышении температуры дымовых газов выше +650 °С, закрывается клапан-регулятор и прекращается подача топливного газа на горелки аппарата Хитер-Тритер. При достижении минимального уровня нефти в коагуляторе, по дискретному датчику, закрывается клапан-отсекатель по линии топливного газа и прекращается его подача на горелки аппарата. При достижении уровня нефти в нефтяном отсеке аппарата Хитер-Тритер выше 100%, закрывается клапан-регулятор по выходу газа из аппарата и полностью открывается клапан по сбросу нефти из аппарата. При отключении электроэнергии, подаваемой на аппарат Хитер-Тритер, либо при отключении контроллера аппарата, клапан-регулятор по выходу газа из аппарата переходит в нормально-закрытое положение, клапан по сбросу нефти из аппарата в нормально-открытое положение, прекращается подача топливного газа на горелки аппарата, в таком положении аппарат работает как «труба». Дренаж аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8 осуществляется в ЕД-3, оснащенную полупогружным насосом НП-3. Возврат продукта из ЕД-3 осуществляется на прием аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8, на вход концевых сепараторов С-3/5,6,7. В ЕД-3 контролируется температура и уровень с показанием по месту и регистрацией на АРМ. Также предусмотрена сигнализация предельных значений. Предусмотрен замер температуры теплоносителя на выходе из ЕД-3 с показанием по месту. Включение и выключение полупогружного насоса НП-3 осуществляется по месту и дистанционно. На нагнетании насоса контролируется давление с показаниями по месту. Сбрасываемая из сепараторов вода направляется на УППВ. 6.2.2. Второй приток. После сепараторов С-1/4,5 сырая нефть направляется на подогрев в ПТБ-1/1,2,3,4. Сырая нефть, подлежащая, нагреву по трубопроводу под давлением 0,5..0,8 МПа направляется во входной коллектор ПТБ-1/1,2,3,4. Далее по трубопроводам сырая нефть поступает в змеевики, расположенные в теплообменной камере. Двигаясь по секциям змеевиков, сырая нефть нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топлива от 4-х форсунок и горячими дымовыми газами. Перед горелками предусмотрена установка автоматических быстродействующих запорных клапанов, а также на печах подогрева нефти установлены электроприводные отсечные клапаны и шаровые краны с ручным управлением. В качестве топливного газа используется газ, поступающий из ГС-2,4 в газорегуляторный пункт печи и далее в камеру сгорания, с давлением 0,025…0,05 МПа и максимальным расходом 1300 м3/ч. Для обеспечения стабильного процесса горения и полноты сгорания топлива предусматривается принудительная подача воздуха в камеру сгорания от блока вентиляторных агрегатов мощностью 45 кВт. Дренаж ПТБ-1/1,2,3,4 осуществляется в ЕД-16, оснащенную полупогружным насосом НП-16. Возврат продукта из ЕД-16 осуществляется в РВС-6/1,2, 7/1,2. Для приема промливневых стоков и разливов с площадок ПТБ-1/1,2 и ПТБ-1/3,4 предусмотрена ЕД-15, оснащенная полупогружным насосом НП-15. Промливневые стоки из ЕД-15 поступают на канализационные очистные сооружения, разливы нефти в технологические резервуары РВС-6/1,2, 7/1,2. В ЕД-15,16 предусмотрен замер уровня с показаниями по месту и регистрацией на АРМ. Включение и выключение насосов дренажных емкостей предусмотрено по месту и дистанционно. На выходе из теплообменной камеры, подогретая до температуры 50…55 °С сырая нефть собирается в выходном коллекторе и далее по трубопроводу с давлением 0,4…0,7 МПа направляется в ТФС-1,2,3. В ТФС-1,2,3 происходит разделение водонефтяной эмульсии за счет нагрева жидкости в ПТБ-1/1,2,3,4 и гидростатического отстоя эмульсии. Сброс воды с ТФС-1,2,3 осуществляется через клапаны-регуляторы LCV-152,162,172 в трубопровод пластовой воды на УППВ, а нефть с обводнённостью до 5 % через клапан-регулятор LCV-151,161,171 из нефтяного отсека поступает в БЕ-1. Равномерность загрузки ТФС-1,2,3 обеспечивается как симметрией деления потока на три трубопровода, так и возможностью корректировки загрузки изменением давления в аппарате (возможность уменьшить или увеличить уставку на клапане-регуляторе давления в аппарате в зависимости от количества жидкой фазы на выходе из каждого аппарата). Давление 0,3…0,6 МПа в ТФС-1,2,3 поддерживается клапанами регуляторами PCV-151,161,171, установленными на линии сброса газа из ТФС-1,2,3 в ФКВД. В ТФС-1,2,3 предусмотрен замер давления, температуры (до 55 °С), уровня с выводом показаний по месту и на АРМ. Предусмотрена также сигнализация предельных значений давления и уровней в сепараторах. При достижении минимального значения уровня нефти в нефтесборном отсеке происходит автоматическое закрытие электрозадвижек №№ 122, 126, 130, установленных на выходе нефти из ТФС-1,2,3. При достижении максимального уровня нефти в нефтяном отсеке происходит автоматическое закрытие клапанов PCV-151,161,171, установленных на линии выхода газа из ТФС. Для защиты ТФС-1,2,3 от превышения давления установлены предохранительные клапаны PSV-006A, В, (PSV-007A,В и PSV-008A,В). Дренаж трехфазных сепараторов ТФС-1,2,3 осуществляется в ЕД-10/1,2. Аварийный и плановый сброс давления с каждого ТФС-1,2,3 осуществляется через электроприводные задвижки №№ Г76, Г81, Г86 на ФКВД. Далее нефть от ТФС-1,2,3 поступает в БЕ-1 объемом 150 м3. Давление в БЕ-1 равное 0,05…0,25 МПа поддерживается клапаном-регулятором PCV-001, установленным на трубопроводе сброса газа из емкости. Газ из БЕ-1 может поступать через PCV-001 в ФКВД, также возможен сброс газа в ФКНД. Предусмотрена возможность отвода продувочного газа (азота) из БЕ-1 через ручную задвижку № Г97 на СР-1. В БЕ-1 предусмотрен замер давления, температуры, уровня с выводом показаний по месту и на АРМ. Предусмотрена также сигнализация предельных значений давления и уровней в БЕ-1. Далее дегазированная нефть из БЕ-1 насосами Н-7/1,2 подается на электрообессоливание в ЭДГ-1/1,2 объемом 200 м3. На трубопроводе приема насосов Н-7/1,2 установлены фильтры ФЛ-7/1,2. Перепад давления на фильтрах измеряется с показанием по месту и регистрацией на АРМ, также предусмотрена сигнализация предельно максимального значения 0,05 МПа перепада давления на фильтре ФЛ-7/1,2. Предусмотрен замер давления на нагнетании насосов Н-7/1,2, а также перепад давления между всасом и нагнетанием с показанием по месту и регистрацией на АРМ. При достижении аварийных значений перепада давления максимального 0,42 МПа и минимального 0,1 МПа между всасом и нагнетанием насос Н-7/1(2) автоматически останавливается. Предусмотрен замер температуры подшипников насоса с предупредительной сигнализацией максимального значения температуры 70 °С, при достижении аварийного максимального значения 80 ºС насос Н-7/1 (2) автоматически останавливается. Также на всасе насоса Н-7/1(2) предусмотрена подача деэмульгатора от БДР-4. Дренаж насосов Н-7/1,2, фильтров ФЛ-7/1,2 предусмотрен в ЕД-11 объемом 12,5 м3, оснащенную полупогружным насосом НП-11, подающим некондиционную нефть из емкости в РВС-6/1,2, 7/1,2. В ЕД-11 предусмотрен замер температуры и уровня с показаниями по месту и регистрацией на АРМ и сигнализацией предельных значений. На нагнетании полупогружного насоса НП-11 предусмотрен замер давления 0,21…0,8 МПа с показаниями по месту и на АРМ, с сигнализацией предельных минимального 0,21 МПа и максимального 0,8 МПа значений на АРМ. Включение и выключение полупогружного насоса НП-11 предусмотрено по месту и дистанционно. Дренаж БЕ-1, ЭДГ-1/1,2 предусмотрен в ЕД-10/1,2, оснащенные полупогружными насосами НП-10/1,2, подающими некондиционную нефть в РВС-6/1,2, 7/1,2. 6.3. Электрохимическое обессоливание. 6.3.1. Первый поток. Обессоливание первого потока осуществляется в аппаратах Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10. Аппараты Хитер-Тритер фирмы «Sivalls» представляют собой комбинированные установки подготовки нефти. Аппараты состоят из двух секций – секции нагрева и секции электростатического обессоливания. В приемный трубопровод на входе нефти в каждый аппарат Хитер-Тритер на смесители подается подогретая в теплообменниках Т-2/1,2 до температуры 25…30°С пресная вода. Для каждого аппарата Хитер-Тритер предусмотрено расположение всей запорно-регулирующей арматуры в отдельном отапливаемом блок-боксе, примыкающем к аппарату Хитер-Тритер. Равномерность загрузки аппаратов Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10 обеспечивается контролем расходов нефти на выходе из каждого аппарата и контролем расходов воды и изменением давления в аппаратах клапанами-регуляторами давления в зависимости от количества жидкой фазы на выходе из каждого. Каждый аппарат Хитер-Тритер имеет секцию нагрева нефти, в которой установлена жаровая труба, обеспечивающую нагрев обрабатываемой нефти за счет сжигания топливного газа до температуры 45…55 °С. Также аппараты Хитер-Тритер имеют секцию электростатического обессоливания с установленными электростатическими решетками, работающими от трансформатора и обеспечивающими более четкое разделение водонефтяной эмульсии. Входящий в аппараты Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10 поток жидкости попадает в секцию нагрева аппарата, где происходит отделение газа от жидкости. Газ, отделившийся от жидкости, поднимается вверх и через туманоуловитель поступает к выпускному газовому фланцу. Далее газ из аппаратов Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10 через клапаны-регуляторы BPV 2/3,4,6,7,8,9,10, поддерживающие в сепараторе давление 0,3…0,64 МПа, отводится в ФКВД. Для защиты аппарата Хитер-Тритер от превышения давления над расчетным, равным 0,69 МПа, предусмотрены предохранительные клапаны со сбросом потока на факельную установку высокого давления. В аппаратах Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10 поддерживается давление топливного газа 0,2…0,4 МПа, подаваемого на горелки с показаниями по месту и регистрацией на АРМ. В аппаратах Хитер-Тритер сырая нефть спускается по желобам вдоль стенки аппарата на дно и далее проходит через нагретую водяную подушку. Подтоварная вода собирается на дне аппарата под жаровыми трубами в отстойной секции. Нагрев эмульсии при прохождении её в секции аппарата, где размещены жаровые трубы, вызывает быстрое коагулирование капель воды и разбивание эмульсии. Капли воды, выделившиеся из эмульсии, оседают на дно емкости и соединяются с водяной подушкой. Укрупненные капли нефти поднимаются вверх в секции нагрева аппарата. Нефть протекает к пластинчатой коагуляторной секции аппарата Хитер-Тритер через распределитель, который обеспечивает равномерное распределение нефти в длину и в ширину секции электрической решётки. Это равномерное распределение потока минимизирует вертикальное движение жидкости. Нефть поднимается через электрическое поле высокого напряжения, находящееся между двумя решетками, которые придают электрический заряд мельчайшим каплям воды, оставшимся в нефти. Этот заряд способствует притяжению капель и их столкновению и образованию больших капель. Когда капли увеличиваются в размере, они начинают оседать за счёт гравитации в нижнюю часть аппарата Хитер-Тритер, где соединяются с водяной подушкой. Чистая нефть продолжает подниматься и собираться у нефтесборной трубы, которая направляют ее к выходу из аппарата Хитер-Тритер. Электрическая система состоит из погруженного в масло трансформатора, устанавливаемого снаружи аппарата Хитер-Тритер и двух решёток, подвешенных одна над другой, помещаемых внутри аппарата Хитер-Тритер. Второстепенный выход из трансформатора подсоединён к нижней решётке. Трансформатор автоматически регулирует напряжение под разную электропроводность эмульсии. Когда электропроводность повышается, трансформатор автоматически настраивает напряжение на более низкое, а когда электропроводность возрастает – моментально повышает. Нижняя решётка изолирована от аппарата Хитер-Тритер за счёт подвесок, соединяющих изолирующие тефлоновые секции. Высоковольтная переходная муфта, изолирующая электрический кабель в месте его прохода через стену аппарата Хитер-Тритер, также выполнена из тефлона в качестве изолирующего материала. Все компоненты рассчитаны для работы в условиях высокого электрического напряжения. В эти компоненты входят: изолированные подвески, муфты при входе в аппарат Хитер-Тритер, кабель, который передаёт высокое напряжение от трансформатора к встроенной нижней решётке, и выключатель по низкому уровню. Для того чтобы быть уверенным в том, что решётки всегда находятся в погруженном состоянии, когда активны, предохранительный выключатель-поплавок низкого уровня устроен таким образом, что при значительном падении уровня жидкости питание на решётки отключается. Подача электричества на решётку не возобновится, пока поплавковый механизм не поднимется. Вода, выпадающая из эмульсии в секции нагрева, соединяется со свободной водой, скапливается в нижней секции ёмкости и поступает под распределяющий наконечник в секции электростатического обессоливания. Весь объем воды протекает вдоль нижней части ёмкости к выходу аппарата Хитер-Тритер и затем выходит через клапаны выпуска воды. Поток воды, сбрасываемый с аппаратов Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10, разделяется на две части. Одна часть подается насосами на вход аппаратов Хитер-Тритер С-2/1,2,5,8. Вторая часть потока сбрасывается в БЕ-2. В БЕ-2 происходит дегазирование воды при давлении 0,05…0,20 МПа со сбросом газа в ФКНД. В буферной емкости объемом 16 м3 поддерживается давление 0,05…0,20 МПа, предусмотрено измерение уровня с показаниями по месту и на АРМ оператора, а также сигнализация максимального и минимального уровня. На емкости установлены предохранительные клапаны, обеспечивающие защиту емкости от превышения давления, со сбросом в ЕД-10/1,2. Слабоминерализованная вода из емкости БЕ-2 насосами Н-9/1,2,3 через клапан-регулятор уровня LCV-291 отводится на УППВ, также возможна подача на прием входных сооружений перед расширителем Р-1. Для насосов слабоминерализованной воды Н-9/1,2,3 предусмотрен замер перепада давления на фильтре с сигнализацией максимума 0,03 МПа по PDIT-261, 271, 281, замер давления на нагнетании 0,8…1,1 МПа с показаниями по месту и на АРМ оператора. Предусмотрена сигнализация минимума и максимума давления, остановка насоса с выдержкой по времени при максимальном 1,1 МПа и минимальном 0,8 МПа давлении. В аппарате Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10 поддерживается температура 50…55°С с показанием по месту и регистрацией на АРМ оператора, кроме того, предусмотрено регулирование температуры расходом топливного газа, подаваемого на горелки. В коагуляторе поддерживается уровень раздела фаз "нефть-вода" c выводом воды из аппарата Хитер-Тритер через клапан-регулятор межфазного уровня в отстойном отсеке. Уровень нефти в нефтяном отсеке поддерживается клапаном-регулятором, установленным на линии выхода нефти из аппарата Хитер-Тритер на концевые сепараторы С-3/5,6,7. В каждом аппарате Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10 предусмотрен контроль пламени дежурных горелок, температуры отходящих дымовых газов с показаниями параметров на АРМ, сигнализацией погасания пламени и максимальной температуры отходящих дымовых газов. При температуре 55 °С, при предельных значениях уровня нефти в аппаратах Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10, а также при погасании пламени дежурных горелок и температуре дымовых газов выше 650°С закрываются задвижки и прекращается подача топливного газа на горелки и открывается задвижка на сбросе топливного газа на факельную установку высокого давления. Кроме того предусмотрено прекращение подачи напряжения на электростатические решетки при аварийно-минимальном уровне нефти и аварийно-максимальном уровне раздела фаз нефть-вода. При отключении электроэнергии, подаваемой на аппарат, либо при отключении контроллера аппарата Хитер-Тритер клапан-регулятор по выходу газа из аппарата переходит в нормально-закрытое положение, клапан по сбросу нефти из аппарата в нормально-открытое положение, прекращается подача топливного газа на горелки аппарата, отключается трансформатор: в таком положение аппарат работает как «труба». Дренаж аппаратов Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10 осуществляется в ЕД-3. Нефть от аппаратов Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10 объединяется с потоком от ЭДГ-1/1,2, далее поток подается в концевые сепараторы С-3/5,6,7. 6.3.3. Второй поток. Обессоливание осуществляется в ЭДГ-1/1,2 объемом 200 м3. Для отмыва солей в ЭДГ-1/1,2 в смесители СМ-3/1,2, расположенные на входе в каждый аппарат, через клапан-регулятор расхода FCV-026,027 предусмотрена подача пресной воды. Подогретая до температуры 25…30 °С пресная вода подается от теплообменников Т-2/1,2. Предусмотрен замер давления воды перед смесителем с показаниями по месту и на АРМ, а также сигнализация минимального давления воды. Для защиты ЭДГ-1/1,2 от превышения давления над расчетным на ЭДГ-1/1,2 предусмотрены предохранительные клапаны PSV-037A,B и PSV-038A,B, сброс с которых осуществляется в ЕД-10/1, 2. Равномерность загрузки ЭДГ-1/1,2 обеспечивается контролем расходов нефти на выходе из каждого аппарата и изменением давления в аппарате (возможность уменьшить или увеличить уставку на клапане-регуляторе PCV-026,028 давления в аппарате в зависимости от количества нефти на выходе из каждого аппарата). В ЭДГ-1/1,2 за счет температуры, действия деэмульгатора и электрического поля происходит разделение нефти и воды, при этом нефть с обводненностью до 0,5 % массовых выводится из верхней части аппарата через клапан-регулятор давления. На трубопроводе выхода нефти из каждого ЭДГ-1/1,2 и на коллекторе выхода нефти предусмотрены влагомеры с показаниями и сигнализацией на АРМ максимально допустимого содержания воды в 2 % масс. Выделившаяся в ЭДГ-1/1,2 вода может быть направлена, либо насосами Н-8/1,2,3,4 в коллектор нефти ПТБ-1/1,2,3,4 – ТФС-1,2,3, либо через клапан-регулятор уровня раздела фаз LCV-026,027 на вход УППВ. В ЭДГ-1/1,2 предусмотрен замер давления, температуры и межфазного уровня с показаниями по месту и регистрацией на АРМ, а также сигнализацией предельных значений. При появлении в ЭДГ-1/1,2 газовой фазы или максимально высокого уровня раздела фаз нефть-вода предусмотрено обесточивание трансформаторов на ЭДГ-1/1,2 . При достижении аварийного минимального уровня раздела фаз нефть-вода предусмотрен останов насосов Н-8/1,2,3,4. Аварийный и плановый сброс давления с каждого ЭДГ-1/1,2 осуществляется через электрозадвижки №№ Г108, Г110 на факельную установку низкого давления. Предусмотрена возможность отвода продувочного газа (азота) из каждого ЭДГ-1/1,2 через ручные задвижки №№ Г107, Г109 на СР-1. На входном трубопроводе насосов Н-8/1…4 установлены фильтры ФЛ-8/1…4, на которых предусмотрен замер перепада давления с показанием по месту и регистрацией на АРМ, а также сигнализация предельно максимального значения 0,05 МПа перепада давления. Для насосов Н-8/1…4 предусмотрен замер давления на нагнетании насосов, а также перепад давления 0,25…0,85 МПа между всасом и нагнетанием насоса с показанием по месту и с регистрацией на АРМ. При достижении аварийных максимального 0,85 МПа и минимального 0,25 МПа значений перепада давления между всасом и нагнетанием предусмотрен автоматический останов насосного агрегата. Далее поток подается в концевые сепараторы С-3/5,6,7. Для приема промливневых стоков и разливов с площадки ТФС-1,2,3, площадки ЭДГ-1/1,2 и БЕ-1,2 предусмотрена ЕД-13 объемом 12,5 м3. 6.4. Концевая сепарация. Подготовленная нефть поступает в концевые сепараторы С-3/5,6,7 объемом 150 м3, где происходит стабилизация обессоленной нефти при температуре 45…55 С и давлении 0,001…0,03 МПа, что обеспечивает подготовку нефти по параметру ДНП до значений ГОСТ Р 51858-2002 66,7 кПа. Из концевых сепараторов С-3/5,6,7 сырая нефть поступает в РВС-6/1,2, РВС-7/1,2. В концевых сепараторах С-3/5,6,7 предусмотрен замер уровня нефти с показаниями по месту и на АРМ. Газ из концевых сепараторов С-3/5,6,7 сбрасывается в ФКНД. Для защиты РВС-6/1,2; РВС-7/1,2 от возможного большого газовыделения предусмотрены предохранительные клапаны на концевых сепараторах С-3/5,6,7 с минимально возможным давлением настройки пружины, равным 0,05 МПа. Сброс газа с предохранительных клапанов осуществляется на факельную установку низкого давления. Предусмотрена возможность отвода продувочного газа (азота) из каждого аппарата через ручные задвижки №№ Г402, Г405, Г408 на СР-1. Дренаж концевых сепараторов С-3/5,6,7 осуществляется в ЕД-20 объемом 100 м3, оснащенную полупогружным насосом НП-20, который обеспечивает подачу некондиционной нефти в РВС-6/1,2, 7/1,2. 6.5. Подготовка газа. Для приема и подготовки отделившегося ПНГ от входных сооружений и УПОГ-1,2,3,4 предусмотрены ГС-1, ГС-1/3,4. Поток газа от входных сооружений первой и второй технологической линий объединяется и направляется в ГС-1, ГС-1/3,4. В ГС-1, ГС-1/3,4 объемом 50 м3 поддерживается давление 0,5…0,95 МПа клапаном регулятором PCV-189, установленным на линии сброса газа на факельную установку высокого давления. Контролируется давление, температура и уровень конденсата с показаниями по месту и регистрацией на АРМ. В ГС-1, ГС-1/3,4 предусмотрено регулирование уровня жидкости клапанами-регуляторами, установленными на трубопроводах выхода конденсата из сепараторов. Конденсат из ГС-1 через клапан-регулятор направляется в линию нефти от ПТБ-1/1,2,3,4 на ТФС-1,2,3. Конденсат из ГС-1/3,4 сбрасывается в линию нефти на вход аппаратов Хитер-Тритер С-2/1...10. Дренаж с ГС-1, ГС-1/3,4 осуществляется в ЕД-3. Предусмотрена сигнализация предельных значений параметров (давления, аварийных уровней, температуры) в ГС-1, ГС-1/3,4. Для защиты от превышения давления выше расчетного на ГС-1,ГС-1/3,4 установлены предохранительные клапана со сбросом газа в ФКВД. После предварительной очистки от капельной жидкости в ГС-1, ГС-1/3,4 газ направляется в газораспределительный пункт УПН-1(ОРН) ˗ БИР и через ГС-4 –на ВЭЦ БКНС, ЭСН-1,2 (через двухступенчатый трубный расширитель ТР-1/1,2) и котельную УПН-1 (ОРН). В ГС-4 объемом 1,2 м3 контролируется уровень конденсата и температура с показаниями по месту и регистрацией на АРМ. В ГС-4 предусмотрено регулирование уровня жидкости клапаном-регулятором LCV-091, установленным на трубопроводе выхода конденсата из аппарата в ЕД-5. Предусмотрена сигнализация предельных значений параметров в ГС-4. На трубопроводе выхода газа из ГС-4 установлен предохранительный клапан PSV-010 со сбросом газа в ФКВД. Давление в линии топливного газа на ЭСН-1,2 поддерживается клапаном-регулятором PCV-188. Давление в линии топливного газа на ВЭЦ БКНС поддерживается клапаном-регулятором PCV-519. Оперативный учет газа на котельную УПН-1 (ОРН) осуществляется через СИКГ-14, на ЭСН-1,2 – через СИКГ-13 (ШПУРГ). В БИР происходит распределение газа по потребителям в пяти направлениях: 1 направление: поддержание давления во входных сооружениях, которое производится клапаном-регулятором давления "до себя", PCV-189, работающим при сбросе избытка газа на факельную установку высокого давления. Для предотвращения гидратообразования в ФКВД до клапана предусмотрена подача ингибитора гидратообразования от БДР-6. Измерение расхода газа, сброшенного на факельную установку высокого давления осуществляется на СИКГ-11, расположенном на факельном хозяйстве. 2 направление: через ГС-2 и узлы учета газа СИКГ-3 в качестве топливного газа на аппараты Хитер-Тритер. Также после СИКГ-3 существует линия подачи топливного газа на дежурные горелки факельной установки высокого и низкого давления (оперативный учет осуществляется на СИКГ-10). В ГС-2 объемом 1,6 м3 поддерживается давление 0,3…0,6 МПа клапаном регулятором PCV-037, установленным на линии входа газа в сепаратор. В ГС-2 контролируется давление, температура и уровень конденсата с показаниями по месту и регистрацией на АРМ. Уровень жидкости в ГС-2 поддерживается клапаном-регулятором LCV-036. Для защиты ГС-2 от превышения давления на аппарате установлен предохранительный клапан со сбросом газа в ФКВД. 3 направление: в линию подачи топливного газа на ПТБ-1/1,2 после ГС-2. 4 направление: в линию подачи топливного газа на ПТБ-1/3,4. 5 направление: в линию подачи топливного газа на ПТБ-1/5,6,7 и УПКГ. Учет топливного газа на печи ПТБ-1/1…7 осуществляется в: СИКГ-15 в ПТБ-1/1,2; СИКГ-16 в ПТБ-1/3; СИКГ-17 в ПТБ-1/4; СИКГ-18 в ПТБ-1/5; СИКГ-19 в ПТБ-1/6; СИКГ-20 в ПТБ-1/7. Также в блок-боксе БИР предусмотрен контроль загазованности и пожара. 6.6. Очистка пластовой воды на установке подготовки подтоварной воды. Отделение подтоварной воды происходит: во входных сооружениях (I ступень сепарации) – сепараторы С-1/1,2,4,5; в аппаратах второй ступени сепарации – ТФС-1,2,3 и аппараты Хитер-Тритер I типа; в аппаратах третьей ступени сепарации – ЭДГ-1/1,2 и аппараты Хитер-Тритер II типа; в технологических РВС-6/1,2, РВС-7/1,2. Вода от I, II, III ступеней сепарации обладающая различной температурой и степенью загрязненности (содержание нефтепродуктов и механических примесей) под избыточным давлением равным давлению в аппаратах I, II, III ступеней сепарации направляется на УППВ. Из РВС-6/1,2, 7/1,2 подтоварная вода направляется на УППВ при помощи насосных агрегатов Н-10/1,2 насосной некондиционной нефти. Для предотвращения коррозии технологических трубопроводов, аппаратов и оборудования в подтоварную воду дозируются бактерицид и ингибитор коррозии. Вода, отделенная от нефти, от технологических линий и производственно-дождевые стоки с УПН-1 (ОРН) поступают в БДВ-1,2,3,4 объемом 200 м3. На направлениях потока жидкости к БДВ-1,2,3,4 установлены электроприводные задвижки №№ В1008, В1054, В1011, В1013. Внутренняя полость емкости дегазатора при помощи переливной перегородки условно разделена на две зоны. Вода поступает в БДВ через входной патрубок, позволяющий первично разделить поток по поперечному сечению дегазатора. При этом выделяется свободная газовая фаза, которая поступает в газовую зону дегазатора. Для сбора улавливаемой нефти в конструкции БДВ предусмотрена нефтяная секция, поступление нефти происходит через переливную перегородку. Регулирование уровня в секции осуществляется электроприводными задвижками №№ 1001…1004 путем сброса нефти в ЕД-108. Выделяющийся газ отводится в ФКВД ПРМ через электроприводные задвижки №№ Г1001, Г1003, Г1005, Г1007. В аварийных ситуациях для защиты БДВ-1,2,3,4 от превышения давления сброс газа осуществляется в ФКВД ОРН через предохранительный клапан. В случае остановки БДВ-1,2,3,4 на ремонт или очистку предусмотрена возможность отвода продувочного газа (азота) из дегазаторов через электроприводные задвижки №№ Г1002, Г1004, Г1006, Г1008 на СР-2. Вторая зона БДВ предназначена для приема воды. Эта зона ограничена переливной перегородкой и днищем емкости. Для регулирования уровня очищенной воды предусмотрены электроприводные задвижки №№ В1009, В1010, В1012, В1014. Закрытие задвижек осуществляется по нижнему рабочему уровню воды и в случае аварии. Сброс шлама от промывки и пропарки предусматривается в переносную емкость сбора шлама через дополнительные штуцера в днищах БДВ. В БДВ-1,2,3,4 предусмотрен замер давления, температуры, уровня с выводом показаний по месту и на АРМ оператора. Предусмотрена также сигнализация предельных значений давления и уровней. Для исключения избыточного давления внутри дегазаторов и обеспечения наполнения резервуаров воды, отделенной от нефти, РВС-8/1,2, БДВ-1,2,3,4 подняты на высоту 12 м. 6.6.1. Емкость сбора уловленной нефти. Сброс уловленной нефти из БДВ-1,2,3,4 осуществляется в ЕД-108 объемом 10 м3. ЕД-108 предусмотрена в комплекте с полупогружным насосом НП-108. Контроль уровня в ЕД-108 обеспечивается работой насосного агрегата. Автоматический запуск насоса происходит при достижении максимального уровня в емкости, остановка – при минимальном уровне. Подача водонефтяной смеси из емкости сбора уловленной нефти предусматривается в линию подачи нефти в аппарат Хитер-Тритер С-2/7, а также резервуар некондиционной нефти РВС-6/1, либо в линию подачи нефти в ТФС-1,2,3. В ЕД-108 предусмотрен замер давления, температуры, уровня с выводом показаний по месту и на АРМ. Предусмотрена также сигнализация предельных значений давления и уровней. 6.6.2. Вторичная очистка воды, отделенной от нефти. Резервуары воды, отделенной от нефти Очищенная вода из БДВ-1,2,3,4 подается в два резервуара воды, отделенной от нефти, РВС-8/1,2 объемом 5000 м3 каждый. Первоначальное заполнение РВС-8/1,2 осуществляется через электроприводные задвижки №№ В1055, В1056. Подача воды в рабочем режиме производится через электроприводные задвижки №№ В1014, В1017 с помощью вертикальных раздаточных устройств с оголовками. Для улавливания оставшейся "плавающей" нефти в резервуарах предусмотрен лоток, расположенный на высоте 9,8 м. Лоток проложен с уклоном к отводящему патрубку. Сбор нефти осуществляется в емкость сбора уловленной нефти ЕД-108. Для вывода РВС-8/1,2 из работы на время ремонта или аварии предусматриваются "байпасные" линии с электроприводными задвижками №№ В1015, В1018. В РВС-8/1,2 предусмотрен замер температуры, общего и межфазного уровней с выводом показаний на АРМ. Предусмотрена также сигнализация предельных значений уровней. Для предотвращения обратной аэрации воды, отделенной от нефти, предусмотрена работа РВС-8/1,2 под давлением, без доступа воздуха. РВС-8/1,2 оборудуются системой азотоснабжения для создания в них «азотной подушки» давлением 0,0015 МПа с целью предотвращения попадания кислорода из атмосферы в воду. Очистка воды осуществляется в процессе динамического отстоя. Для предотвращения замерзания воды в РВС-8/1,2 предусматривается система саморегулирующих греющих кабелей с теплоизоляцией. Из РВС-8/1,2 очищенная вода подается на прием насосов Н-12/1…5 насосной станции воды, отделенной от нефти и далее через смеситель в систему ППД. 6.7. Подогрев пресной воды. С целью дополнения необходимого объема воды на закачку в пласт используется пресная вода от водозаборов в районе ГС. Для поддержания оптимальной температуры в системе ППД 18…30 С предусмотрен подогрев пресной воды, подаваемой от насосной станции подачи пресной воды под давлением до 1,0 МПа. Подогрев осуществляется в ПТБ-1/5,6,7. Пресная вода поступает на вход в печь с температурой 6 °С, далее вода поступает в змеевики, расположенные в теплообменной камере. Двигаясь по секциям змеевиков, вода нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топлива от 4-х форсунок и горячими дымовыми газами. ПТБ-1/5,6,7 работают за счет тепла сгорания попутного газа, поступающего из ГС-2,4 под давлением 0,3..0,6 МПа. Для обеспечения стабильного процесса горения и полноты сгорания топлива предусматривается принудительная подача воздуха в камеру сгорания от блока вентиляторных агрегатов мощностью 45 кВт. Дренаж ПТБ-1/5,6,7 осуществляется в емкость производственно-дождевых стоков. В связи с низкой температурой воды на входе, печь будет работать в режиме конденсации. Часть водяных паров из дымовых газов будет конденсироваться в теплообменной камере. Данный конденсат отводится в ЕД поз. 001-510-Т-01 объёмом 16 м3. Удаление стоков из ЕД предусмотрено в трубопровод подачи воды на прием насосов БКНС-2 с помощью существующего полупогружного насоса НЦСГ-Е-12,5-150-П-3,0-А-УХЛ2 поз. 001-510-РМ-01. На выходе из теплообменной камеры подогретая до температуры 26…60 °С пресная вода собирается в выходном коллекторе и далее по трубопроводу с давлением 0,4…0,7 МПа направляется в смеситель, а затем в систему ППД. 6.8. Факельная система. Факельная установка предназначена для сжигания постоянных и периодических газовых сбросов высокого и низкого давления от технологического оборудования. Факельная система ОРН включает в себя: факельный коллектор высокого давления и факельный коллектор низкого давления; совмещенную факельную установку 103-Ф-3 высотой 60 м; факельный сепаратор высокого давления для приема газожидкостных сбросов СФ-3; сепаратор высокого давления СФ-1, работающий с накоплением жидкости; трубного газового расширителя ТР-1, работающего без поддержания уровня; блок управления факелом; блок запорно-регулирующий Б-1/1, 2. Учет газа сжигаемого на факельной установке высокого давления осуществляется СИКГ-11. Учет газа сжигаемого на факельной установке низкого давления осуществляется СИКГ-12. Предусмотрена передача данных о расходе, температуре и давлении на АРМ УПН-1 (ОРН). В начало факельных коллекторов высокого и низкого давления предусмотрена подача расчетного количества продувочного газа. Предусмотрен вывод информации о наличии/отсутствии пламени дежурных горелок на местный щит управления, включение сигнализации на АРМ в момент отсутствия пламени. 6.8.1. Факельная система высокого давления. Сброс в ФКВД осуществляется от: ГС-1, ГС-1/3,4, ТФС-1,2,3, БЕ-1, аппаратов Хитер-Тритер С-2/1…10; СФ-3, принимающего газожидкостные сбросы от предохранительных клапанов PSV-004A,B, PSV-005A,B сооружений первичной сепарации; предохранительных клапанов сепараторов С-1/1,2,3,4,5, ТФС-1,2,3, ГС-1, ГС-1/3,4, ГС-2, ГС-4, аппаратов Хитер-Тритер С-2/3,4,6,7,9,10, клапанов PSV-012A,B на линии подачи газа на котельную и ЭСН-2; аппаратов УПОГ-1,2,3,4, расширителя Р-1. Газ, поступающий на сжигание на факельную установку высокого давления, проходит через факельный сепаратор высокого давления СФ-1 объемом 40 м3, предназначенный для улавливания жидкости, унесенной газом из технологических аппаратов. В факельном сепараторе измеряется давление, температура и уровень с выводом показаний на АРМ. Предусмотрена сигнализация предельных значений уровня. При достижении максимального уровня производится открытие электроприводной задвижки № Д97 на линии сброса жидкости в ЕД-12/1 объемом 16 м3. При достижении минимального уровня 200 мм производится закрытие задвижки № Д97. Из СФ-1 газ поступает по трубопроводу на факельную установку 103-Ф-3. В трубопроводе газа после СФ-1 производится замер расхода сжигаемого газа с регистрацией показаний на АРМ. В ЕД-12/1 поддерживается уровень с показаниями по месту и регистрацией на АРМ, с сигнализацией предельных значений. ЕД-12/1 оснащена двумя полупогружными насосами НП-12/1а и НП-12/1в для откачки конденсата из емкости в РВС-6/1,2, 7/1,2. Предусмотрен замер давления 0,46…0,98 МПа на нагнетании насосов НП-12/1а и НП-12/1в ,а также автоматический останов насосов НП-12/1а и НП-12/1в при давлении в трубопроводе нагнетания меньше 0,46 МПа и при давлении в трубопроводе нагнетания больше предельного максимального 0,98 МПа. Предусмотрен автоматический пуск насосов НП-12/1а и НП-12/1в по максимальному уровню в ЕД-12/1, возможен дистанционный пуск насосов НП-12/1а и НП-12/1в, а также по месту. В СФ-1 поступает также газ из факельного сепаратора высокого давления СФ-3. 6.8.2. Факельная система низкого давления. Сброс в ФКНД ОРН осуществляется от концевых сепараторов С-3/5,6,7, ЭДГ-1/1,2, БЕ-1, БЕ-2 и линий «дыхания» дренажных емкостей. Газ, поступающий на сжигание на факельную установку низкого давления, проходит через ТГР-1, предназначенный для улавливания жидкости, унесенной газом из технологических аппаратов. Показания давления, температуры и уровня в ТГР-1 выведены по месту и АРМ. Предусмотрена также сигнализация предельных значений. Предусмотрен отвод конденсата из ТГР-1 в ЕД-12/2 объемом 16 м3. В ЕД-12/2 поддерживается уровень с показаниями по месту и регистрацией на АРМ, с сигнализацией предельных значений. ЕД-12/2, оснащена двумя полупогружными насосами НП-12/2а и НП-12/2в для откачки конденсата из емкости в РВС-6/1,2, 7/1,2. Предусмотрен замер давления 0,46…0,98 МПа на нагнетании насоса, а также автоматический останов насосов при давлении в трубопроводе нагнетания ниже 0,46 МПа и выше 0,98 МПа. Предусмотрен автоматический пуск насосов НП-12/2а и НП-12/2в по максимальному уровню в ЕД-12/2, возможен дистанционный пуск, а также по месту. 6.9. Резервуарный парк. Нефтяные насосные. Резервуарный парк, включающий в себя РВС-6/1, РВС-6/2 РВС-7/1 и РВС-7/2 (номинальным объемом 5000 м3 каждый) со стационарной крышей. Сырая нефть в РВС-6/1,2 и РВС-7/1,2 поступает из концевых сепараторов С-3/5,6,7. В трубопровод поступления нефти в резервуарный парк (перед аппаратами КСУ) предусмотрена подача пресной воды, для опреснения подушки резервуара, и ввод деэмульгатора от БДР- 1. РВС-6/1,2, РВС-7/1,2 оснащены дыхательными клапанами КДС, защищающими резервуары как от высокого давления, так и от их вакуумирования. Сырая нефть поступает в РВС-6/1,2, 7/1,2 при помощи распределительного трубопровода (маточника). Нефть, поступая в резервуар, проходит через постоянно опресняемую водяную подушку высотой до 2,5 м. Далее происходит процесс статического, гравитационного отстаивания нефти в резервуарном парке. Вход нефти в резервуары осуществляется на уровне 0,6 м. Выход из резервуаров предусмотрен на уровнях 0,6 м, 5 м и 7 м. Откачка товарной нефти из РВС-6/1,2 и РВС-7/1,2 осуществляется насосами товарной нефти Н-5/1...5 и насосом Н-11 на прием насосов внешнего транспорта Н-1/5...9. Для обеспечения откачки товарной нефти по нефтепроводу УПН-1–ГС–ПСП предусмотрены насосы внешнего транспорта Н-1/5…9 с производительностью 250 м3/ч. От насосов внешнего транспорта Н-1/5…9 товарная нефть под давлением до 6,3 МПа поступает на ОУУН. С ОУУН товарная нефть под давлением подается в нефтепровод внешнего транспорта на ПСП. Откачка подтоварной воды осуществляется насосами Н-10/1, 2 на УППВ. 6.10. Дренажные емкости. Для приема дренажей трубопроводов оперативного узла учета нефти, а также БМ-1,2 предусмотрена ЕД-4 объемом 12,5 м3. В ЕД-4 предусмотрен замер температуры и уровня с показаниями по месту и регистрацией на АРМ. Также предусмотрена сигнализация предельных значений. ЕД-4 оснащена полупогружным насосом НП-4. На нагнетании полупогружного насоса НП-4 предусмотрен замер давления 0,6…0,98 МПа с показаниями по месту и на АРМ, с сигнализацией предельных минимального 0,6 МПа и максимального 0,98 МПа значений на АРМ. Включение и выключение полупогружного насоса НП-4 предусмотрено по месту и дистанционно. Продукт из ЕД-4 полупогружным насосом НП-4 подается в линию подачи нефти на концевые сепараторы С-3/5,6,7. Для сбора дренажей трубопроводов и остатка продукта при зачистке РВС-6/1,2, 7/1,2, а также приема дренажей трубной обвязки насосов товарной нефти Н-5/1…5, насоса внутрипарковой перекачки Н-11 и насосов возврата некондиции Н-10/1,2 схемой предусмотрена ЕД-7 объемом 63 м3. В ЕД-7 предусмотрен замер температуры и уровня с показаниями по месту и регистрацией на АРМ. Также предусмотрена сигнализация предельных значений. Предусмотрен замер температуры теплоносителя на выходе из ЕД-7 с показаниями по месту. ЕД-7 оснащена полупогружным насосом НП-7. На нагнетании насоса НП-7 предусмотрен замер давления 0,4…0,98 МПа с показаниями по месту и на АРМ, с сигнализацией предельных минимального 0,4 МПа и максимального 0,98 МПа значений на АРМ. Включение и выключение полупогружного насоса НП-7 предусмотрено по месту и дистанционно. Дренажные стоки из ЕД-7 подаются насосом в РВС-6/1,2, 7/1,2. Прием дренажей и утечек от насосов внешнего транспорта Н-1/1...5 осуществляется в ЕД-9 объемом 12,5 м3. В ЕД-9 предусмотрен замер температуры и уровня с показаниями по месту и регистрацией на АРМ. Также предусмотрена сигнализация предельных значений. Предусмотрен замер температуры теплоносителя на выходе из емкости с показаниями по месту. ЕД-9 оснащена полупогружным насосом НП-9. На нагнетании насоса НП-9 предусмотрен замер давления 0,4…0,98 МПа с показаниями по месту и на АРМ, с сигнализацией предельных минимального 0,4 МПа и максимального 0,98 МПа значений на АРМ. Включение и выключение насоса НП-9 предусмотрено по месту и дистанционно. Дренажные стоки из емкости ЕД-9 подаются насосом в РВС-6/1,2, 7/1,2. 6.11. Площадка налива нефти в автоцистерны. Насосная налива нефти Н-4. Площадка налива нефти предназначена для отпуска нефти в автоцистерны с проведением товаро-коммерческих операций. Пункт налива включает в себя: Комплекс налива в автоцистерны 101-СН-1,2; 101-ЕД-21с полупогружным насосом 101-НП-21; 101-ЕД-22 с полупогружным насосом 101-НП-22; Операторная. Для подачи товарной нефти на площадку налива нефти в автоцистерны используется насосная налива нефти Н-4, расположенная на УПН-1 (ОРН). Насосная оснащена двумя насосными агрегатами ЦНС 60-99 Н-4/1, 4/2. Управление насосной и выкидными электрозадвижками. 101-XV-061(выкид Н-4/1), 101-XV-062 (выкид Н–4/2) осуществляется с операторной площадки налива. Пункт налива оборудован двумя комплексами налива в автоцистерны производительностью 75 м3/ч. Комплексы налива представлены блочно-комплектной установкой «слива – налива» - АТ модель 31А2(Н)1СВ производства ООО Производственная компании «Аргоси», в количестве двух установок налива. Управление системой осуществляется дистанционно с использованием контролера управления БИУ АТ-8870/1,а так же с помощью АРМ, расположенного в операторной пункта налива. Подробная работа системы изложена в руководстве по эксплуатации завода изготовителя АРБШ 2.833.751.00 РЭ. 101-ЕД-21 объемом 12,5 м3 оснащенная полупогружным насосом НЦСГ-Е-12,5-60 предназначена для приема промливневых стоков и разливов нефти с технологической площадки налива. Раскачка ЕД-21 предусмотрена в передвижную автоцистерну. 101-ЕД-22 объемом 40 м3 в комплекте с полупогружным насосом НЦСГ-Е-40-60 предназначена для приема дренажей нефти от пункта налива нефти в автоцистерны. Так же существует возможность приема нефти в ЕД-22 от автоцистерн. Раскачка емкости производится в коллектор Ду 80 на комплексы налива нефти в автоцистерны. Системой автоматизации для каждой емкости 101-ЕД-21, 101-ЕД-22 предусмотрено: сигнализация аварийного высокого уровня; измерение текущего уровня с сигнализацией предупредительно низкого и высокого значений и аварийного низкого уровня; измерение текущего значения температуры с сигнализацией предупредительного низкого и высокого значений; измерение текущего давления на нагнетании полупогружных насосов 101-НП-21,101-НП-22 с сигнализацией аварийных низкого и высокого значений; состояние полупогружного насоса (работает, неисправность); дистанционное (оператором АРМ) управление (стоп) полупогружного насосом; сигнализация о пожаре в укрытии емкостей; измерение и сигнализация загазованности и температуры в укрытии емкостей. На площадке налива нефти в автоцистерны предусмотрен контроль концентрации паров углеводородных газов (прекращения налива, запрет запуска двигателей автомобилей при превышении концентрации паров более 20 % НКПРП). | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||