 |
Технологическая линия нефти
|
|
|
|
Общая характеристика технологического комплекса (производственного объекта) ЦППН-8
Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН-8) служит для подготовки нефти, т.е. удаления из поступающей эмульсии воды и солей, аварийного хранения обводненной и подготовленной нефти в резервуарах, очистки сточных и пластовых вод с последующей подачей их на КНС.
Дожимная насосная станция (ДНС) входит в состав сооружений ЦППН-8 Приобского месторождения и служит для подготовки нефти концевой и промежуточной ступеней сепарации к дальнейшему транспорту.
Проектная мощность, введённого в эксплуатацию в 2003г., ЦППН-8 по нефти–9,0 млн.т/год.
Максимальное количество поступающей на ЦППН-8 жидкости–28,5 млн.т/год.
Проектная мощность компрессорной станции низких ступеней КС по газу–120 млн.нм3/год.
Количество газа, поступающего на КС,–123,54 млн.нм3/год.
ЦППН-8 включает следующие основные технологические объекты:
-узел дополнительных работ (УДР);
- сепарационные установки (СУ, 2шт.);
-Воздушная компрессорная;
-резервуарный парк (РВС-10000м3, 6шт.);
-насосную нефти;
-узел учета нефти;
-вспомогательные объекты
Нефть от насосов внешней перекачки, пройдя узел учета нефти, направляться на насосную станцию НПС «Приразломное».
Весь газ с ЦППН-8 подается на транспортную КС и далее отправляется по системе газопроводов на Южно–Балыкский ГПЗ.
Вода после очистных сооружений подается в систему ППД.
ЦППН-8 выполнен в блочном и блочно–модульном исполнении с использованием импортного оборудования по предварительному и окончательному обезвоживанию нефти.
ЦППН-8 включает следующие технологические модули, блоки и отдельное оборудование:
-сепараторы I ступени С-1/1…С-1/5; С-3/1…С-3/5;
|
|
|
-буферы-сепараторы С-1/6…С-1/10; С-3/6…С-3/10;
-сепаратор газовый СГ-1/1; СГ-3/1;
-блоки запорно-регулирующие БЗРН №1…4, БЗРГ №1,2;
-блок учета газа БУГ-1,2;
-блок замера газа БЗГ-1;
-блоки узла улавливания конденсата БУУК-1, БУУК-2;
-установки предварительного сброса воды; УПСВ-1…УПСВ-8;
-установки подготовки нефти УПТН-1…УПТН-16;
-насосная нефти с насосами НВП-1…НВП-10, НВ-11;
-блоки фильтров насосов; БФН1, БФН2;
-модуль задвижек насосов МЗД1;
-модуль фильтров насосов МФН1;
-факельные установки ФНД, ФВД
-узел учета нефти (производитель США);
-реагентное хозяйство;
-подземные емкости;
-резервуары РВС10000 м3; РВС-1…РВС-6;
-резервуары РВС3000 м3; РВС-1…РВС-3;
-воздушная компрессорная станция.
-Вспомогательные объекты.
КС низких ступеней включает следующие технологические объекты:
-установку компрессорную с “ТАКАТ –50.07М2”;
-блоки управления;
-площадку наружных аппаратов;
-площадку емкостей масла;
-емкость конденсата.
Данный регламент описывает работу ЦПС-1 по полной технологической схеме. Конечным результатом производства является нефть в соответствии с ГОСТ Р51858-2002.
Капитальный ремонт, модернизация не проводилась. Технологический процесс разработан ОАО «Гипротюменнефтегаз».
Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и готовой продукции
В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002.
Сырьём и продуктом является сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворённый газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьём для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса.
Продуктом является товарная нефть – нефть, подготовленная к отправке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.
|
|
|
Таблица 1- Физико-химические свойства сырой нефти
| Показатель | Среднее значение |
| 1. Плотность, г/см3 при t=20°С, Р=атм | 0,9010 |
| 2. Плотность безводной нефти, г/см3 | 0,8662 |
| 3. Содержание воды, % | До 70 |
| 3. Вязкость динамическая при t =20°С | 26,00 |
| 4. Вязкость кинематическая | 29,19 |
| 5. Содержание серы, % вес | 1,23 |
| 6. Содержание парафина, % вес | 2,51 |
| 7. Содержание смол, % вес | 7,0 |
| 8. Содержание асфальтенов, %вес | 2,7 |
| 9. Газовый фактор, м3/м3 | |
| 10. Газ содержит: метана, %вес | 68,92 |
| 11. С3+высш, % вес | 19,9 |
Таблица 2 - Состав нефтяного газа
| Наименование показателя | Среднее значение | |
| Левобережная сторона | Правобережная сторона | |
| Плотность газа, кг/м³ | 0,97 | 0,897 |
| Состав газа (мольное содержание %) Углекислый газ Азот Метан Этан Пропан Изобутан Н бутан Изопентан Н пентан | 0,89 3,75 69,59 9,35 11,78 0,98 3,14 0,23 0,25 | 0,71 1,69 75,89 9.68 9,4 0,56 1,83 0,11 0,12 |
| Молекулярная масса | 23,39 | 21,57 |
| Теплотворная способность, ккал/м3 | 10631,72 | 10118,00 |
Таблица 3 - Группы нефти по ГОСТ Р 51858-2002
| Наименование показателя | Норма для нефти группы | Метод испытания | ||
| 1 Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 | По ГОСТ 2477 и ГОСТ Р 51858-2002 |
| 2 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | По ГОСТ 21534 и ГОСТ Р 51858-2002 | |||
| 3 Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | По ГОСТ 6370 | ||
| 4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | 66,7 (500) | 66,7 (500) | По ГОСТ 1756 и ГОСТ Р 51858-2002 |
| 5 Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ppm) | Не нормируется. Определяется обязательно | |||
| Примечание – Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому – к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером. |
Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта
Технологическая линия нефти
Нефтяная эмульсия с обводненностью в пределах 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 в пределах 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. Далее основной поток газа в объёме в пределах 50…70 тыс. м3/ч под собственным давлением до 0,65 МПа, через регулирующие клапаны направляется в компрессорную станцию КС-2. Часть газа отбирается до регулирующих клапанов на выходе из газовых сепараторов на собственные нужды (котельная, газ на розжиг факелов, затворный газ в ФВД, ФНД). На установку предварительного сброса воды нефтяная эмульсия поступает по двум трубопроводам. Нефтяная эмульсия с сепараторов С-1…С-4 может направляться как на отстойники О-1…О-4, так и на О-5…О-8. Обвязка сепараторов С-5…С-8 выполнена аналогичным образом. Эмульсия с первой ступени сепарации с температурой в пределах 40...80 °С и давлением до 0,7 МПа поступает в сепараторы-водоотделители (отстойники) О-1…О-4, О-5…О-8.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-водоотделителей О-1…О-4, О-5…О-8 применяются аппараты НГСВ-2-1.0-3400-И объемом 200 м3 производства ОАО «Уралтехнострой-Туймазыхиммаш».
|
|
|
Сепараторы-водоотделители представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные устройством ввода, успокоительной перегородкой, струнным каплеотбойником для очистки газа. Сепараторы-водоотделители теплоизолируются. Подтоварная вода (до 2600 м3/ч) отделяется в сепараторах-водоотделителях и по двум трубопроводам Ду 720 мм, под собственным давлением направляется на очистные сооружения РО-1,2, РБ-1 (V=5000м3). Предусмотрена возможность работы только одного трубопровода. Для этого запроектирована перемычка между трубопроводами. Второй трубопровод будет запущен при увеличении обводненности эмульсии на входе ЦПС. Схемой технологического процесса предусмотрена возможность подготовки подтоварной воды в РВС-5,6 (V=10000м3). 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 в сепараторах-водоотделителях, сжигается на факеле низкого давления ФНД. В дальнейшем, после запуска 3 очереди поток газа будет переведен на компрессорную установку низких ступеней КУ-1…5 (ТАКАТ). Сепараторы-водоотделители оборудованы блоками предохранительных клапанов, газ от которых поступает на факел низкого давления ФНД. Опорожнение отстойников и трубопроводов осуществляется в подземные дренажные емкости АЕ-1…АЕ-5 объемом 40 м3 (поз. 9). Нефтяная эмульсия с обводненностью до 10% после сепараторов-водоотделителей по двум трубопроводам Ду 530 мм направляется в концевые сепараторы СК-1...СК-4 и СК-5...СК-8, где при давлении не более 0,05 МПа происходит сепарация остаточного газа (до 10 000 м3/ч). При работе ЦПС по полной схеме газ из концевых сепараторов будет направляться на компрессорную установку низких ступеней сепарации (КУ-1…5). Для аварийного сброса нефти и опорожнения сепараторов, трубопроводов используются подземные дренажные емкости АЕ-1…АЕ-5 V = 40 м3. Газ из емкостей направляется на факел (ФНД), а нефть откачивается в линию поступления нефти на вход в РВС-10000. Резервуары РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6 емкостью 10 000 м3 предназначены для хранения и подготовки частично обезвоженной нефти. Резервуары оснащены предохранительной и дыхательной арматурой, а также газоуравнительной системой с огневыми предохранителями. Резервуары РВС 1-6 обеспечивают 12-ти часовой запас по сырью согласно ВНТП 3-85 п. 2.48.
|
|
|
Рисунок - 2 Принципиальная схема ЦППН-8
Реагентное хозяйство
С целью обеспечения более глубокого отделения подтоварной воды перед сепараторами первой ступени осуществляется постоянная дозированная подача реагента-деэмульгатора. Для этих целей предусмотрен блок реагентного хозяйства (БРХ). В качестве реагента применяется деэмульгатор ДИН-12А, с удельным расходом до 29 г/т нефти. Подача реагента-деэмульгатора осуществляется в блоке БД-1 с помощью дозировочных насосов 71НД-1…71НД-3. Для хранения деэмульгатора предусмотрены две емкости ЕД-1, ЕД-2 объемом 20 м3 каждая, в которые реагент закачивается от передвижных средств. Реагент из емкостей ЕД-1, ЕД-2 подается в бак внутри блока БД-1 с помощью шестеренных насосов 71НШ-1, 71НШ-2, входящих в комплект установки дозирования химреагентов. При поступлении деэмульгатора в бочках предусмотрен склад-навес и емкость разгрузки ЕР-1. Закачка реагента из бочек в бак внутри блока БД-1 производится с помощью шестеренных насосов 71НШ-1, 71НШ-2. Для борьбы с солеотложениями перед входом на сепарационную установку СУ №1, 2 предусмотрена постоянная дозированная подача ингибитора солеотложения SCW25037 с удельным расходом до 28 г/м3 подтоварной воды или ингибитор солеотложения Акватек-511М с удельным расходом до 50 г/ м3 подтоварной воды. Для подачи ингибитора солеотложения используется блок БИК-1. Для создания резервного запаса реагента (1 месяц) в проекте предусмотрена емкость ЕИС-1 для хранения ингибитора солеотложения объемом 20 м3. При поступлении ингибитора в бочках закачка реагента производится в бак внутри блока БИК-1 с помощью насоса 71НШ-3. Дозированная подача ингибитора солеотложения осуществляется насосами НД-7, 8, 9 расположенными в блоке БИК-1. На территории БРХ имеется блок БИС-1, который используется для подачи ударной дозы деэмульгатора насосами-дозаторами 71НД-4, 5, 6 во время сбоя технологического режима, а также во время проведений опытно-промышленных испытаний реагентов. Закачка реагента из бочек в бак внутри блока БИС-1 производится с помощью шестеренных насосов 71НШ-1, 71НШ-2. На площадке реагентов осуществляется дистанционный контроль уровней и местный контроль температуры в емкостях хранения реагентов, а также сигнализация нижнего уровня в емкости ЕР-1. В емкостях хранения реагента предусмотрен дистанционный контроль температуры, верхнего и нижнего аварийного уровня. На площадке БРХ установлены 5 датчиков загазованности QJISA 71121….71161. Расход реагента с блока БД-1 производится с помощью массомеров FQI 716-1 и FQI 716-2.
|
|
|
Узел учета нефти (УУН)
Узел учета предназначен для учета нефти, направляемой в нефтепровод на НПС «Приразломное» ЦППН-6.
Оперативный узел учета нефти выполнен в составе:
§ блока измерительных линий (БИЛ) на 7 линий;
§ блока качества нефти (БКН).
Оборудование поставки фирмы ОАО «ОЗНА».
Оборудование установлено на отдельно стоящей открытой площадке, блок контроля качества размещён в блок-боксе.Рабочая температура перекачиваемой нефти через узел учета нефти в пределах 200С…700С. Подготовленная нефть с выкида насосов внешней перекачки поступает на измерительную систему СИ. В состав измерительной системы входят: запорная арматура, фильтры, счетчики нефти. Пройдя измерительную систему, нефть направляется в систему внешнего транспорта. Имеется возможность, в случае необходимости, нефтяной поток транспортировать по байпасу, минуя узел учета нефти. Поверка рабочих счетчиков осуществляется по контрольному счётчику. Предусмотрена возможность поверки рабочих и контрольного счетчика через передвижную поверочную установку. Контроль качества нефти производится приборами, установленными в блоке качества. Проба нефти на анализ отбирается через пробозаборное устройство щелевого типа.
При работе УУН контролируются:
§ расход по каждой измерительной линии, м3/ч;
§ расход по каждой измерительной линии, т/ч;
§ расход по УУН, м3/ч;
§ расход по УУН, т/ч;
§ температура в каждой измерительной линии, 0С;
§ давление в каждой измерительной линии, МПа;
§ давление в БКН, МПа;
§ температура в БКН, 0С;
§ расход нефти по БКН, м3/ч;
§ плотность нефти в БКН, кг/м3;
§ содержание воды в нефти, % об.;
§ перепад давления на фильтрах, МПа;
§ давление на выходе с УУН, МПа;
§ температура на выходе с УУН, 0С.
Регулирование давления на УУН производится с помощью пневмоклапана КР-19.
Узел отпуска нефти (УОН)
Подготовленная нефть до поступления на узел отпуска нефти (УОН) со входного коллектора через задвижку Н-1/1, пневматический клапан КП, электроприводную задвижку Н-1 поступает в блок узла учета нефти. Электроприводная задвижка управляется по месту и дистанционно с АРМ в операторной УОН. Клапан КП управляется дистанционно через систему АСУ ТП ЦППН-8 в операторной цеха. Давление в трубопроводе не более 4,0 МПа регулируется задвижкой Н-1/2, направляя поток нефти на прием насосов 3Н-1…6. В блоке узла учета нефти имеются две линии, снабженные массомерами Rotamass, работающие в режиме индикации отпуска нефти. На линиях установлена запорная арматура и регуляторы расхода РР-1, 2. Далее нефть подается на наливные стояки АСН-5 №01 и №02.
3.2 Технологическая линия попутного нефтяного газа
Газ с сепараторов первой ступени С-1…С-8 направляется в сепараторы газовые СГ-1, СГ-2, где при давлении до 0,7 МПа от газа отделяется жидкая фаза, и отводится в каждую из линий выхода нефти из сепараторов С-1 - С-4; С-5 - С-8. Газ с сепараторов СГ-1, 2 направляется на компрессорную станцию КС-2.В технологическую схему подготовки газа включен сепаратор газовый СГ-4 с целью более полного извлечения конденсата. Отбор газа на собственные нужды осуществляется с первой ступени сепарации до регулирующих клапанов КР-9, КР-18 на выходе из сепараторов газовых СГ-1, СГ-2. На сепараторе газовом установлен блок предохранительного клапана, газ от которого поступает на факел низкого давления. Накопившийся конденсат сбрасывается (по уровню) через клапан запорный КЗ-1 в аварийные емкости АЕ-1…5 (поз. 9). На площадке СГ-4 установлены датчики загазованности QISA 6606…6608
Блок подготовки газа (БПГ)
Блок подготовки газа предназначен для подготовки газа, используемого на собственные нужды ЦППН-8 (топливный газ к котельной, запальный и затворный газ факельной системы). Блок подготовки газа представляет собой блочно-комплектное устройство полного заводского изготовления, и располагается в блоке размерами 3х6 м. Блок оборудован системами отопления, вентиляции, освещения, автоматизации и технологическим оборудованием. Электроосвещение и электрооборудование выполнено во взрывозащищённом исполнении. В блоке установлены датчики пожарной сигнализации, открывания двери, загазованности помещения, температура, давления газа до и после регулятора, температуры в блоке, манометры технические на всех четырёх выходных трубопроводах.
4 Сепаратор нефтегазовый НГСВ (Сепаратор-водоотделитель)
Сепаратор нефтегазовый со сбросом воды НГСВ — нефтегазовое оборудование, которое используется для разделения продукции скважин на нефть, газ и воду. Сепаратор нефтегазовый со сбросом воды представляет собой горизонтальный аппарат на условное давление от 0,6 до 4,0 МПа, расчетной температурой от минус 60°С до 100°С, объёмом от 25 до 200 м3, диаметрами от 2000 до 3400 мм.
Рисунок – 3 Трехмерная модель нефтегазового сепаратора (НГСВ)
Принцип работы
Сепаратор НГСВ представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость объёмом до 200 м3 снабженную технологическими штуцерами, перегородками из просечно-вытяжных листов, пеногасящей насадкой из секций Л-образных пластин, переливной перегородкой и струйными каплеотбойниками для очистки газа. Газожидкостная смесь вводится в сепаратор через штуцер, оборудованный устройством приёма газожидкостной смеси циклонного типа, в котором происходит выделение свободного газа. Отделившийся газ собирается в верхней части аппарата, проходит устройство улавливания капельной жидкости и выводится через штуцер выхода газа. Жидкость, проходя устройство в распределении и гидродинамической коалесценции, равномерно распределяется по всему сечению аппарата и вследствие разности удельного веса разделяется на нефть и воду. Отделившаяся вода скапливается в нижней части оборудования, откуда сбрасывается через штуцер выхода воды. Уровень раздела фаз определяется с помощью уровнемера и поддерживается с помощью регулирующего клапана путём изменения количества сбрасываемой воды. Общий уровень жидкости в аппарате поддерживается переливной перегородкой. Нефть поступает через перегородку, скапливается в нижней части камеры сбора нефти, откуда попадает на приём насоса. Уровень нефти в камере определяется с помощью уровнемера и автоматически поддерживается в заданном интервале с помощью регулирующего клапана, установленного после узла учета нефти. Как сосуд, работающий под давлением, сепаратор оборудуется контрольно-измерительными приборами, запорной и предохранительной арматурой. Схема включения сосуда – сепаратор-водоотделитель приведена в Приложении Б.
4.2 Основные преимущества приминения
Таким образом, предлагаемая технологическая схема УПСВ имеет следующие преимущества:
§ Использование существующего технологического и вспомогательного оборудования позволяет снизить затраты на оборудование и строительство;
§ Осуществление процесса при естественной температуре поступающего сырья без использования в технологии нагревателей повышает безопасность и надежность установки, упрощает ее обслуживание, снижает стоимость, уменьшает проблемы солеотложения;
§ Разделение нефти и воды в газонасыщенном состоянии при давлении первой ступени сепарации за счет присутствия в нефти растворенного газа снижает ее плотность и вязкость, позволяет повысить скорость расслоения фаз, качество получаемых нефти и воды;
§ Организация разделения газожидкостной смеси позволяет получить на каждом этапе более полное и качественное разделение фаз – газа, нефти и воды;
§ Применение специальной технологии дозирования деэмульгатора на вход в установку в виде раствора реагента в нефти обеспечивает быстрое и наиболее полное использование реагента, исключает непосредственное его попадание в водную фазу, где деэмульгатор не может проявлять свою деэмульгирующую активность. Это особенно важно в данном случае при обработке высокообводненных нефтей, когда необходимо разделить эмульсию с содержанием воды 60% и более, т. е. эмульсию типа «нефть в воде»;
§ Применение в отстойниках специальных секций коалесценции частиц дисперсной фазы, выполненных в виде пакетов пластин из нержавеющей стали, также способствует повышению качества разделения нефти и воды;
§ Система контроля и управления обеспечивает автоматический контроль и поддержание заданного режима работы оборудования, предупредительную и аварийную сигнализацию, противоаварийную защиту установки, автоматическое ведение журнала событий.
5 Насосы центробежные полупогружные
Агрегаты электронасосные типа НВД предназначены для перекачивания нефтепродуктов и сильно загрязненных дренажных вод, смешанных с нефтепродуктами, из подземных дренажных емкостей, с твердыми включениями размером до 10 мм и концентрацией до3%, плотностью не более 1000 кг/м3, кинематической вязкостью до 70 10-6 м 2/с (70 сСт). Температура перекачиваемой жидкости от минус 60 °С до плюс 80 °С.
Область применения: топливно-энергетический комплекс, химическая, нефтехимическая, нефтеперерабатывающая, металлургическая, пищевая и другие отрасли промышленности, использующие химически активные жидкости с указанными выше свойствами.
Агрегат изготавливается в различных конструктивных исполнениях (моделях) в зависимости от условий эксплуатации. Материалы погружной и проточной частей указаны в паспортах НВД.062628.050 ПС
и НВД.062628.051 ПС.
Климатическое исполнение агрегатов У и УХЛ, категория размещения 2 по ГОСТ 15150-69.
Для эксплуатации во взрыво - и пожароопасных помещениях агрегат НВД комплектуется взрывозащищенным электродвигателем. Основные технические показатели агрегата приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические показатели агрегата
| Тип | Обозначение по ИСО | Подача, м³/ч | Напор, м |
| НВД 50/50 | 80-50-200 |
5.1 Устройство и принцип работы
Агрегат типа НВД представляет собой насос центробежный, полупогружной и электродвигатель переменного тока.
Агрегат смонтирован на опорной плите и устанавливается на крышке емкости, из которой он перекачивает жидкость.
Насос (Приложение В), конструктивно состоит из проточной части, которая отделена от ходовой части разделительной масляной полостью и двумя торцовыми уплотнениями. В состав проточной части входит корпус насоса с осевым входом и со спиральным отводом крыльчатка и торцевое уплотнение. Крыльчатка закреплена на конце вала ходовой части гайкой. Разделительная масляная полость образована корпусом уплотнения, подвеской и залита маслом для охлаждения внутреннего торцевого уплотнения. Ходовая часть включает в себя одну, две, три или четыре герметичные подвески (в зависимости от глубины погружения). В каждой из подвесок установлены валы на подшипниках качения. Смазка подшипников качения – консистентная, на все время службы (дополнительная смазка не требуется).
Валы ходовой части и электродвигателя соединены между собой полумуфтами с эластичными звездочками. Валы подвесок соединяются муфтами. Направление вращения ротора насоса - по часовой стрелке, если смотреть со стороны электродвигателя. На опоре электродвигателя нанесена стрелка, указывающая правильное направление вращения.
В полости нижней подвески установлен поплавковый датчик для контроля герметичности подвески. По требованию Заказчика для контроля температуры подшипников в подвесках могут быть установлены термопреобразователи сопротивления.
5.2 Техника безопасности
Агрегат НВД при его неправильном монтаже и эксплуатации представляет повышенную опасность из-за наличия узлов, вращающихся с высокими окружными скоростями.
5.2.1 Требования к монтажу и эксплаутации
- К монтажу и эксплуатации электронасосных агрегатов должны допускаться только квалифицированные механики и слесари, знающие конструкцию насосов, обладающие определенным опытом по обслуживанию и ремонту, сдавшие экзамен на право монтажа и обслуживания насосного оборудования и экзамен по технике безопасности, ознакомленные с настоящим руководством по эксплуатации.
- При монтаже и техническом обслуживании агрегата необходимо пользоваться подъемными приспособлениями с соблюдением правил строповки.
- Электрооборудование насосных агрегатов должно монтироваться в соответствии с действующими нормами СНиП (Строительными нормами и правилами), ПУЭ (Правилами устройства электроустановок) и эксплуатироваться в соответствии с Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей.
При эксплуатации не допускается:
- перекачивание жидкостей, в которых стойкость материалов проточной части не
обеспечивает требуемого срока эксплуатации.
- ремонт, подтягивание болтов на трубопроводах, находящихся под давлением.
Агрегат НВД при эксплуатации должен быть:
- снабжен арматурой и контрольно-измерительными приборами, обеспечивающими полную безопасность его работы;
- заземлен согласно ГОСТ 21130-75. Для заземления применяется болт М10 (с шайбами), который ввинчивается в плиту опорную.
- расположение агрегата на рабочем месте должно гарантировать безопасность и удобство его обслуживания и соответствовать требованиям по технике безопасности и нормам промсанитарии.
6 Блок дозировочный регулируемый БДР Д для подачи деэмульгаторов
Блок дозировочный регулируемый для подачи деэмульгаторов предназначен для дозированного ввода жидких деэмульгаторов в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки нефти с целью осуществления внутритрубопроводной деэмульсации нефти.
Рисунок 4 - Общий вид БДР Д для подачи деэмульгаторов
Состав оборудования блока и варианты его размещения определяет Заказчик в соответствии с опросным листом,или заданием на проектирование.
В общем случае всё оборудование блока размещается в теплоизолированном блок-боксе со съёмной крышей и разделённым на два изолированных друг от друга отсека – технологического и аппаратурного.
В технологическом отсекесмонтированы:
- ёмкость технологическая безнапорная для хранения и подогрева реагента, оснащённая электрическим обогревателем, визуальным указателем уровня с мерной линейкой, датчиками предельных уровней, заправочной горловиной с фильтром и дыхательным отверстием;
-ёмкость мерная для измерения расхода химреагента (размещена в технологической ёмкости); насос шестерёнчатый, осуществляющий заполнение технологической ёмкости химреагентом и периодическое его перемешивание по программе;
-агрегаты электронасосные дозировочные, плунжерные или мембранные, осуществляющие непрерывное объёмное дозирование химреагента.
Возможны варианты комплектации БДР с ёмкостью для смешения химреагентов, с оборудованием для одновременного дозирования двух химреагентов, с дублированием насосов-дозаторов.
В аппаратурном отсекесмонтирован шкаф управления и электронагреватель. Оборудование шкафа управления обеспечивает объём автоматизации и контроля для работы без постоянного присутствия обслуживающего персонала с возможностью дистанционного контроля и управления:
-заполнение технологической ёмкости химреагентом и автоматическое отключение шестерёнчатого насоса при заполнении ёмкости, снижении уровня химреагента ниже минимума, превышении давления в нагнетательной линии выше или ниже допустимых значений;
-циклическое перемешивание химреагента и поддержание его температуры в заданных пределах;
-местный контроль давления и температуры химреагента;
-ручное местное управление насосами-дозаторами, вентилятором, электрическими нагревателями, освещением;
- автоматическое отключение насосов-дозаторов при повышении давления и минимальном уровне химреагента в технологической ёмкости;
- поддержание температуры воздуха в отсеках блок-бокса в заданных пределах;
- индикацию аварийного состояния технологического оборудования;
- защиту эл. цепей освещения технологического и аппаратурного отсеков от короткого замыкания;
- контроль и управление технологическим оборудованием в различных вариантах исполнения с возможностью дистанционного управления и подключения блока к АСУТП верхнего уровня.
Для подключения оборудования БДР Д к электропитанию на внешней стороне блока расположено распределительное устройство.
Заключение
ООО «РН-Юганскнефтегаз» – крупнейшее нефтедобывающее предприятие НК «Роснефть». Оно было основано в 1977 г. и ведет деятельность на 30 лицензионных участвках, расположенных на территории Ханты-Мансийского автономного округа в Западной Сибири. В начале 2005 г. предприятие было полностью интегрировано в состав основной производственной базы Роснефти.
Основная часть доказанных запасов Юганскнефтегаза (84%) сосредоточена на Приобском, Мамонтовском, Малобалыкском и Приразломном месторождениях. Месторождения региона имеют серьезный потенциал для увеличения запасов и добычи углеводородов за счет детальной доразведки нижележащих и пропущенных на ранних этапах освоения Западно-Сибирской нефтегазовой провинции пластов. Коэффициент обеспеченности Юганскнефтегаза доказанными запасами нефти равен 24 годам, что значительно превышает средний мировой показатель по отрасли.
Среди месторождений, разрабатываемых Юганскнефтегазом, есть сравнительно новые, такие как Приобское и Приразломное. Они отличаются низкой степенью выработанности запасов, и их разработка осуществляется с использованием наиболее современных и эффективных методов. Данные месторождения обеспечивают значительную часть органического прироста добычи нефти НК «Роснефть». Кроме того, применение современных методов повышения нефтеотдачи пластов позволяет Юганскнефтегазу наращивать добычу и на месторождениях с высокой степенью выработанности.
Месторождения, разрабатываемые Юганскнефтегазом, интегрированы в региональную транспортную инфраструктуру. Поставки нефти на экспорт и внутренний рынок осуществляются по магистральному трубопроводу Усть-Балык – Омск, принадлежащему АК «Транснефть».
В 2013 г. «Роснефть» продолжила вовлечение в разработку запасов месторождений Юганскнефтегаза. Объем эксплуатационного бурения Компании в регионе составил 2 194 тыс. м, что на 18,3% превысило уровень 2012 г. В добычу из эксплуатационного бурения было введено 700 скважин. Средний дебит новых скважин составил 439 барр./сут (60 т/сут), что почти в 2 раза превышает средний показатель по России. Средний дебит действующих нефтяных скважин в регионе сохранился на уровне 2011 г. 162 барр./сут (22,2 т/сут). Высокая продуктивность скважин в сочетании с высокой степенью концентрации запасов позволяет успешно контролировать удельные затраты на добычу.
Всего на месторождениях Компании в регионе было добыто 483,2 млн барр. (66,06 млн т) нефти и 2,6 млрд куб. м газа (после сжигания на факеле), что соответствует 57% и 21% от суммарной добычи Компании.
Список использованной литературы:
1. Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности (ВУПП-88). - Миннефтехимпром СССР.- М., 1989.
2. Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств (ПБ 09-563-03). - Сер. 9. - Вып.7/Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003. - 56 с.
3. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (ПБ 09-540-03). - Сер. 9. - Вып. 11/Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России, 2003. - 112 с.
4. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 03-576-03). - Сер. 3. - Вып. 24/Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003. - 192 с.
5. Шарафиев, Р. Г. Программа производственных практик и правила оформления курсовых проектов и работ, отчетов о практике и пояснительной записки выпускной квалификационной работы / Р. Г. Шарафиев, Р. Г. Ризванов – Изд-во УГНТУ, 2009. – 47 с.
Приложение А
Приложение Б
Таблица штуцеров
Приложение В
Приложение Г
|
|
|
