Основы подготовки нефти к переработке  - конспект - Химия - Часть 2, Конспект из Химия
zaycev_ia
zaycev_ia21 June 2013

Основы подготовки нефти к переработке - конспект - Химия - Часть 2, Конспект из Химия

PDF (678.5 KB)
25 страница
454количество посещений
Описание
I.M. Sechenov Moscow Medical Academy. Реферат по химии. Описание технологического процесса установки подготовки нефти (УПН) Описание технологической схемы Резервная схема работы Схема приготовления и закачки реагента...
20очки
пункты необходимо загрузить
этот документ
скачать документ
предварительный показ3 страница / 25
это только предварительный показ
консультироваться и скачать документ
это только предварительный показ
консультироваться и скачать документ
предварительный показ закончен
консультироваться и скачать документ
это только предварительный показ
консультироваться и скачать документ
это только предварительный показ
консультироваться и скачать документ
предварительный показ закончен
консультироваться и скачать документ

33

Освобождение от нефти сепараторов С4-С6, электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферных емкостей БЕ3-БЕ4, насосов ЦНС 300х120 № 6-10 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземные емкости ЕП10, ЕП11 по отдельной дренажной системе.

Освобождение от нефти змеевиков печей-нагревателей ПТБ-10 осуществляется:

 ПТБ-10 № 1-2 в подземную емкость ЕП-1;  ПТБ-10 № 3-4 в подземную емкость ЕП-9. Освобождение от жидкости газосепаратора ГС-4 осуществляется в

подземную емкость ЕП-8.Освобождение от нефти газосепараторов ГС1, ГС2 осуществляется:

 ГС-1 в подземную емкость ЕП-4;  ГС-2 в подземную емкость ЕП-12. Освобождение от газового конденсата газосепаратора ГС-3 производится

в подземную емкость ЕП-13. Дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов ЦНС 180х170 №1-№3 и освобождение насосов от жидкости для проведения ремонтных работ производится в подземные емкости ЕП 5.

Освобождение резервуаров от жидкости РВС-10000 №1-№4 осуществляется в систему дренажных колодцев по которым жидкость попадает в подземные емкости ЕП14, ЕП15

Установка стандартных заглушек на нефтегазосепаратрах, газосепараторах, печах, электродегидраторах, резервуарах, буферных емкостях и насосах, после освобождения от жидкости, осуществляется на приемо-раздаточных патрубках аппаратов. Схема дренажных трубопроводов, с нумерацией запорной арматуры, установленной на них, совмещена с технологической схемой установки.

Схема установки заглушек и пропарки аппаратов, а также схема дренажной канализации установки прилагается к регламенту.

3.2. Регламент работы установки подготовки нефти

3.2.1. Общая характеристика цеха УПН

Годы строительства: I очередь- 1987-1988 гг. II очередь - 1989-1990 гг. Годы ввода в эксплуатацию: I очередь - 1989 г. II очередь - 1990 г. Строительство осуществлялось по проекту института “Гипровосток-нефть”

г.Самара. Генподрядчики: СУ-81 треста “Сургутнефтепромстрой”, Субподрядчики: СУ-4 треста “Тюменьнефтегазмонтаж”,

МУ-6 треста “Сургутнефтегазэлектромонтаж”, ПМК-3 объединения “Сибкомплектмонтаж”, СУ-7 треста “Газмонтажавтоматика”, СУТиР треста “Спецнефтегазстрой”.

Производительность УПН по обезвоженной нефти – 8,0 млн. т/год. На установке предусматривается:

33

 обезвоживание и обессоливание поступающей нефти до содержания в ней воды 0,2% - 0,5% масс. и содержания солей не выше 40 мг/л;

 концевая ступень сепарации нефти при давлении до 0,0105 МПа и температуре свыше 40С;

 обеспечение суточного запаса сырья и товарной продукции, а также сбор некондиционной нефти;

 аварийный сброс и сжигание газов на факелах высокого и низкого давления.

Аппаратное оформление УПН. 1. Буферные емкости: V=100 м3 – 4 шт. 2. Печи-нагреватели: ПТБ-10 – 4 шт. 3. Электродегидраторы: ЭГ-200-10-09Г2С “ХЛ” – 4 шт. 4. Сепараторы концевой ступени сепарации: НГС-II-6-3000-09Г2С – 6 шт. 5. Резервуары: РВС-10000 – 4 шт. 6. Нефтяная насосная, блочная: ЦНС-300х120 – 10 шт. 7. Насосная внутрипарковой перекачки, блочная: ЦНС-180х170 – 3 шт. 8. Реагентное хозяйство: блок БР-25-У1 – 4 шт. 9. Емкости для хранения реагента :V=50 м3 – 3 шт. 10. Газосепараторы: V=16 м3 – 1 шт. 11. Газосепараторы :V=80 м3 – 2 шт. 12. Насосная пено-водотушения, блочная. 13. Емкость хранения пенообразователя: V=100 м3 – 2 шт. 14. Противопожарные резервуары: РВС-700 – 2 шт. 15. Компрессорная блочная: компрессора 4ВУ-5\9 – 2 шт. 16. Факельное хозяйство: факел низкого давления ФНД, факел высокого

давления ФВД.

Здания и сооружения: 1. Административно-бытовой корпус. 2. Операторная. 3. Склад пожарного инвентаря, блочный.

Резервуары установки оборудованы пенокамерами ГВПС-2000, кольцами орошения.

Установка оборудована стационарной системой пено-водотушения. Установка оборудована системой противопожарной сигнализации, на

вторичные приборы которой, выведена сигнализация о пожаре в БР, нефтяных насосных блоках, на РВС.

На установке имеется запас пенообразователя в объеме 100 м3.

3.2.2. Нормы технологического режима работы УПН

Нормы технологического режима работы установки подготовки нефти определены документами входящими в состав регламента. Нормы включают в себя все условия работы агрегатов и установок, а также технологических условий различных процессов условий (таб. 4).

33

Технологическая карта установки подготовки нефти. Таблица 4

№ п/п

Наименование процесса, аппаратов и параметров

Индекс аппарата (прибора

по схеме)

Ед. измер.

Допускаемы е

пределы (технологиче

ские параметры)

Требуе мый класс

точност и

прибор ов

Примечани е

1 2 3 4 5 6 7

1.

Производительность установки: по жидкости –"– т/ч 1375 7 по нефти –"– т/ч 950

2.

Сепараторы: С1-С3 давление –"– МПа 0,0-0,0105 МС-П2 уровень нефти –"– м 0,7-1,9 УБ-ПВ температура нефти –"– С 35-45 термометр обводненность нефти –"– % до 20

3.

Печи-нагреватели ПТБ-10 П1-П4 Температура нефти после печей –"– С 45-50 ТСМ-50М дымовых газов –"– С до 700 ТХА топливного газа на горелки –"– С 20-25 Давление –"– нефти на входе в печь –"– МПа 0,40-0,80 ЭКМ,МТП газа после РДБК –"– МПа 0,005-0,05 газа перед ГРУ –"– МПа 0,1-0,25 воздуха перед горелкой печи –"– мм.вод.ст. >500 ДН-400-11 воздуха на приборы КИП печи –"– МПа 0,25-0,6

Расход нефти через печь –"– м3/час >300 Норд-ЭЗМ Расход реагента-деэмульга. сепарол,R-11,дисольвана –"– г/т 15 ДПА, прогалита и др. –"– г/т 20-25

4.

Электродегидраторы: ЭГ1-ЭГ4 давление –"– МПа 0,3-0,8 МС-П2 уровень раздела фаз "в\н" –"– м 0,5-1,3 УБ-ПВ температура нефти –"– С 45-50 термометр обводненность нефти на выходе с ЭГ –"– % <0,5

5.

Сепараторы: С4-С6 давление –"– МПа 0,0-0,005 МС-П2 уровень нефти –"– м 0,7-1,7 УБ-ПВ температура нефти –"– С 35-40 термометр

6.

Буферные емкости: БЕ1-БЕ4 давление –"– МПа 0,05-0,2 МС-П2 уровень нефти –"– м 0,7-1,7 УБ-ПВ температура нефти –"– С 23-30

33

7.

Газосепаратор: ГС1-ГС2 давление –"– МПа 0,01-0,8 МТП предельно-допустимый уровень жидкости –"– м 1.8

8. Газосепаратор: ГС3 давление –"– МПа 0,15-0,3 МТП уровень жидкости –"– м 0,5-1,0 СУС-1

9. Газосепаратор: ГС4 давление –"– Мпа 0,15-0,3 уровень жидкости –"– м 0,5-1,0 УБ-ПВ

10.

Технологические резервуары (нефтяные) РВС-10000:

РВС2, РВС4

предельно-допустимая высота взлива –"– м 10.5 СУС-И

уровень водяной подушки –"– м 2,0-3,5 минимальный рабочий уровень –"– м. 5.3 УДУ-10

максимальная скорость наполнения и опорожнения –"– м

3/час 600

11.

Товарные резервуары РВС-10000:

РВС1, РВС3

предельно-допустимая высота взлива –"– м 10.5 СУС-И

уровень водяной подушки –"– м минимальный рабочий уровень –"– м 5.3 УДУ-10

максимальная скорость наполнения и опорожнения –"– м

3/час 600

12.

Подземные емкости: уровень жидкости ЕП1-4 м 0,5-1,8 УБ-ПВ

уровень жидкости ЕП5-8 м 0,5-1,5 УБ-ПВ,ДУЖЭ уровень жидкости ЕП9-12 м 0,5-1,8 УБ-ПВ уровень жидкости ЕП13-15 м 0,5-1,7 УБ-ПВ

13.

Технологическая (нефтяная) насосная ЦНС 300х120:

НН1-10

давление на приеме –"– МПа 0,03-0,05 МТП давление нагнетания –"– МПа 1