Сбор и подготовка высокообводненных нефтей

Конструкция внутренних устройств: Нефтегазоводоразделитель состоит из секции подогрева с жаровыми трубами, узлом входа и распределения смеси и секции механической коалесценции. В нижней части аппарата расположена система очистки от механических примесей, которая включает в себя коллекторы промывочной воды с инжекционными соплами для размыва мехпримесей, расположенные по всей длине аппарата и в зоне жаровых труб, и лотки для мехпримесей в секции подогрева. В целях снижения объемов промывочной воды для очистки без остановки аппарата система очистки в секции подогрева разделена на отдельные секции. Каждая секция имеет патрубок для подачи промывочной воды и отдельный выводной патрубок для пульпы.

Конструкцией аппарата предусмотрено  антикоррозионное внутреннее лакокрасочное  покрытие и анодная защита открытых металлических поверхностей. В качестве анодов по всей длине аппарата на фланцевых  соединениях установлены штыри  из специальных сплавов, которые  расположены в слое воды. Секция механической коалесценции отделена от секции подогрева перегородкой.

Секция подогрева: В секции подогрева установлены две жаровых трубы. Для обеспечения монтажа и демонтажа жаровых труб предусмотрены специальные устройства (подвески), установленные внутри аппарата. Узел входа и распределения смеси служит для ввода, направления и первичного разделения смеси. Конструкция узла предохраняет жаровые трубы от попадания непосредственно на них свободной холодной воды.

Секция коалесценции: Секция коалесценции включает в себя набор рифленых полипропиленовых пластин, установленных вертикально в центральной части вдоль оси аппарата. В правой части по ходу потока сверху на перегородке имеется окно для выхода газа, в которое установлен блок каплеуловителей для очистки газа от капельной жидкости. На правом днище расположен сборник нефти. Аппарат теплоизолируется. К жаровым трубам на левом днище присоединяются газовые горелки с системой автоматического розжига и дымовые трубы. К торцу аппарата справа устанавливается на фланце бокс арматурного блока, в котором размещены линии выхода нефти, газа, воды, регулирования и подачи топливного газа и контрольно-измерительные приборы. Для обслуживания технологических штуцеров, предохранительного клапана и КИП сверху аппарата предусмотрены площадки обслуживания, которые устанавливаются на месте монтажа.

Бокс арматурного блока: Бокс арматурного блока предназначен для размещения трубопроводных систем с установкой запорно-регулирующей арматуры и первичных приборов К и А. Конструкция бокса обеспечивает возможность транспортировки, проведения грузоподъемных операций и ремонта. Бокс оборудуется инженерными системами отопления и вентиляции, электроосвещения, заземления, автоматической пожарной сигнализацией.

В состав блока НГВРП входит программно-технический  комплекс, включающий:

• шкаф управления на базе терминал-контроллера;
• автоматизированное рабочее место оператора (АРМ - оператора);
• шкаф искрового розжига;
• источник бесперебойного питания.

Программно-технический комплекс размещается в операторной.

 

 

Блок нефтегазоводоразделителя с  прямым подогревом НГВРП-1,0-115-ПС Лист 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Назначение	Для предварительного сдроса воды на установках подготовки нефти
Параметр				Значение
Производительность по нефтяной змцльсии, т/сцт, не долее				10000
Производительность по неф	ти, т/сцт			1000.3000
Производительность по вод	е, т/сцт			7000.9000
Производительность по газц, нм/сцт				50400., 150000
Расчетная одводненность  нефтяной змцльсии, постцпающей в  аппарат, % вес				20.90
Одводненность нефти на вы	ходе из аппарата %	вес	не долее	5.10*
	радочее			0,3.0,8
Давление, МПа	расчетное			1,0
	продное при гидроиспытании			1,3
			в корпцсе	45
	радочая среды, не Во/	ее	в подогревателе	400
	расчетная стенки		в корпцсе	100
Температцра °С			в подогревателе	400
	минимально допустимая стенки злементов длока, находящихся под  давлением			минцс 60
	средняя температцра наидолее холодной пятидневки			минцс 45
Среда	в корпцсе	нефть, пластовая вод		1а попцтный газ
	в подогревателе	продцкты сгорания попцтного  газа
Характеристика среды	токсичная, класс опасности -3 по ГОСТ 12.1.007-76, категория взрывоопасности-HA по ГОСТ Р 51330.11-99, грцппа взрывоопасной смеси-Т3 по ГОСТР 51330.5-99, пожароопасная.
Вместимость, м3				110
Грцппа аппарата по ОСТ26 291-94				1
Расчетный срок слцжды, лет				20
Сейсмичность, далл по шкале  MSK-64, не долее				6
Расчетное число циклов наг	рцжения за весь срок	сл	цжды, лет	1000
Материал основных деталей		Сталь 09Г2С-8 ГОСТ 5520-79
Масса длока при гидроиспыт	шии, кг, не долее			160000

*

 

 

 

 

 

 

Нефтегазоводяная смесь поступает  через входной штуцер см рис. 1 сверху аппарата и попадает в узел входа  и распределения смеси (секция подогрева), где происходит первичное разделение газа и жидкости, а также «свободная»  вода направляется прямо вниз в водяную  фазу потока. Это предохраняет жаровую  трубу от попадания холодной воды непосредственно на нее.

Нагревание смеси при ее прохождении  вокруг жаровых труб вызывает быстрое  коагулирование капель воды и разделение смеси.

Температура в жаровых трубах поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося  из потока входящей смеси, или от альтернативного  источника, поступающего по линии подачи топливного газа к основным и запальным  горелкам.

Контроль за пламенем и температурой обеспечивается КИП и запорно-регулирующей арматурой.

Далее нефтеводяная смесь поступает  в секцию коалесценции через переливную перегородку, при этом происходит дополнительное разделение на нефть и воду.

 

Удаление мехпримесей

. нефть вода ■ газ

- нефтегазоводяная смесь

1. - жаровая труба;
2. - дымовая труба;
3. - система размыва осадка;
4. - переливная перегородка;
5. - коалесцер;

TI- датчик температуры

6. - сборник нефти;
7. - каллеуловитель:
8. - регулятор уровня жидкости
9. - регулятор уровня нефти;
10. - горелка

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Схема технологического процесса

В секции коалесценции нефтеводяная смесь проходит через набор рифленых полипропиленовых пластин, расположенных  близко друг к другу и создающих  большую коагуляционную поверхность. Укрупненные капли нефти поднимаются  вверх, а вода под действием гравитации оседает в нижней части аппарата. Выход нефти из секции коалесценции осуществляется через перегородку  в сборник нефти, расположенный  на выходе из аппарата. Из сборника нефть поступает через штуцер в линию выхода нефти. Вода, выделившаяся из смеси вблизи жаровых труб и в секции коалесценции, соединяется со «свободной» водой в нижней части аппарата и выводится через штуцер на правом днище в линию выхода воды. Отделенный газ поднимается наверх и в конце аппарата проходит через блок каплеуловителей и поступает через штуцер в линию выхода газа. Часть газа из линии выхода поступает в линию регулирования и подачи топливного газа, проходит через фильтр-влагоотделитель для очистки газа от капельной жидкости, редуцируется и подается на горелки. В случае необходимости, предусмотрено соединение линии регулирования и подачи топливного газа с альтернативным источником.

 

 

 

5. Охрана труда и окружающей  среды

 

5.1 Промышленная безопасность и противопожарные мероприятия

 

Наиболее опасные места на территории цеха:

• резервуарный парк: РВС №1-8;
• насосные внутренней и внешней перекачки нефти, насосные реагентного и метанольного хозяйства;
• площадки нефтегазосепараторов;
• площадка отстойников;
• площадки печей нагрева ПТБ-10;
• площадки узлов учета нефти, газа и подтоварной воды;
• склад хранения деэмульгатора;
• канализационная система.

УПН «Снежное» относится к категории взрывопожароопасных производств. При нарушении правил техники безопасности, правил эксплуатации оборудования, норм технологического режима могут возникать ситуации, приводящие к авариям и травмам.

Основное сырье и продукт  установки – нефть, которая является легковоспламеняющейся жидкостью, состоящей из смеси углеводородов. Вследствие довольно высокого содержания легких газовых фракций, особенно в  сырой нефти, и способности их быстрого выделения в атмосферу  возможно образование взрывоопасных  смесей. Это особенно важно, так как  обычное горение возникает и  развивается только в паровой (газовой) фазе, и именно к этой фазе относятся  показатели пожарной опасности нефтепродуктов.

Основные причины, которые могут  привести к аварии:

• отступление от норм технологического регламента;
• нарушение инструкций безопасного производства работ;
• несвоевременная ревизия и ремонт трубопроводов, аппаратов, насосов, арматуры;
• некачественная подготовка трубопроводов и другого оборудования после ремонта;
• неисправность средств автоматизации;
• отключение электроэнергии и воды;
• коррозия аппаратов и трубопроводов.

В случае возникновения на объектах аварийной ситуации, обслуживающий  персонал должен быть готов к действиям  по ликвидации последствий без ущерба для своего здоровья. Для этого  каждой рабочий должен иметь закрепленный за ним противогаз, содержать его  в исправности и уметь им пользоваться. Главная задача при борьбе с пожарами - локализация, которая достигается  путем ограничения времени истечения  и объема вытекающего газа. Для  локализации небольших загораний  персонал УПН до прибытия передвижных  средств пожаротушения должен использовать первичные средства тушения.

 

В качестве первичных  средств пожаротушения рекомендуется  использовать: ручные огнетушители, полотна  грубошерстяные, асбестовые, песок, пожинвентарь (лопаты, ведра, багры), азот. На каждой площадке установки подготовки нефти  устанавливаются пожарные щиты, оснащенные первичными средствами пожаротушения. Согласно Правилам пожарной безопасности в Российской Федерации. Тип пожарного  щита площадок категории пожароопасности  А-ЩП-В.

Пожаротушение УПН определено из условия  тушения и охлаждения резервуаров  и емкостного оборудования передвижными и стационарными средствами. Система  пенного пожаротушения - автоматическая. Тушение резервуаров принято  воздушно-механической пеной средней  кратности.

Для практического использования  пределы воспламенения могут  быть приняты равными: нижний – 2% об. или 40 г/м³, верхний – 10 % об. или 200 г/м³. Нефти способны при горении прогреваться в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость выгорания их 9-12 см/час, скорость нарастания прогретого слоя при выгорании 24-36 см/час, температура прогретого слоя и пламени соответственно 130-160 и 1100°С.

Деэмульгаторы, используемые на установке, являются пожароопасными и токсичными веществами.

Метанол, применяемый для ввода  в газопроводы, является техническим  сильнодействующим ядом.

Для уменьшения вероятности возникновения  взрыво- и пожароопасных ситуаций на объекте, проведение огневых и  газоопасных работ осуществляется после оформления нарядов-допусков, согласно актуальным инструкциям с  стандартам общества, в которых подробно описаны меры безопасности при подготовке и проведении работ. Действия обслуживающего персонала при возникновении  аварий регламентируются Планом ликвидации возможных аварий на объектах  УПН «Снежное». Оповещение об аварии (пожаре) пожарной службы, РИТС (Региональная инженерно-техническая служба), руководства, сторонних организаций и т.д. осуществляется согласно схеме оповещения.

В случае возникновения на объектах аварийной ситуации, обслуживающий  персонал должен быть готов к действиям  по ликвидации последствий, согласно Плана  ликвидации аварий УПН «Снежное», утвержденного главным инженером ОАО «Томскнефть» ВНК без ущерба для своего здоровья. Для этого каждой рабочий должен иметь закрепленный за ним противогаз, содержать его в исправности и уметь им пользоваться.

Нефтепродукты, являясь в большинстве  случаев хорошими диэлектриками, сохраняют  электрические заряды в течение  длительного времени.

Газы, выделившиеся в процессе подготовки нефти, являются горючими и способны при утечках образовывать с воздухом взрывоопасные смеси.