Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения. Курсовая работа (т). Геология.
🛑 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Федеральное агентство по образованию
Самарский Государственный Технический Университет
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
«Компьютерные методы проектирования, анализ разработки и обустройство углеводородных месторождений»
.1 Назначение и производительность установки
.3 Разработчик технологии и проектировщик
. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции
.2 Характеристика готовой продукции
. Описание технологического процесса и технологической схемы установки
.1 Предварительный сброс пластовой воды
.2.1 Сепарация (разгазирование) нефти
.2.2 Транспортировка газонасыщенной нефти
.3 Отделение и утилизация пластовой воды
.3.1 Сепарация (разгазирование) пластовой воды
.3.2 Гравитационный отстой и транспортировка пластовой воды в систему ППД
.3.3 Улавливание остаточной нефти и конденсата
.4 Вспомогательные узлы и оборудование
. Нормы технологического режима работы установки
. Контроль технологического процесса
.1 Аналитический контроль технологического процесса
.2 Система сигнализации и блокировок
. Пуск и остановка установки комплексной подготовки нефти и газа
.3 Прием на установку энергоресурсов
.4 Продувка аппаратов и трубопроводов
.5 Последовательность пуска установки
.6 Нормальная длительная остановка установки
. Основные правила безопасности ведения технологического процесса
7.1Показатель пожароопасности и токсичности сырья, получаемых продуктов и
применяемых реагентов, а также жидких и газообразных отходов
.2 Опасные факторы, действующие на объекте
.3 Классификация взрывоопасных помещений, наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей
7.4Основные мероприятия по обеспечению безопасного ведения технологического процесса и защита организма работающих
7.5 Описание применения противопожарных средств. Способы пожаротушения
.6 Основные меры первой помощи пострадавшим
. Возможные неполадки технологического процесса и оборудования. Аварийная остановка установки
.1 Возможные неполадки технологического процесса и оборудования
.2.2 Разрыв трубопроводов, аппаратов, нарушение герметизации соединений
8.2.5 Отключение подачи сжатого воздуха для приборов КИПиА33
8.2.6 Отсутствие оборотного водоснабжения
9. Мероприятия по охране окружающей среды
9.1 Основные мероприятия по охране окружающей среды на установке
9.1.1 Герметизация технологического оборудования
9.1.2 Автоматизация технологических процессов
9.1.4 Сбор и максимальное использование попутного нефтяного газа
9.2 Выбросы в атмосферу дымовых газов потери от испарения, факельных сбросов
10. Мероприятия по обеспечению противопожарной защиты
10.1 Молниезащита и защита от статического электричества
11.1Краткая характеристика технологического оборудования
11.2 Эксплуатация компрессоров и насосов
11.3 Спецификация регулирующих клапанов
11.4 Краткая характеристика предохранительных клапанов
12. Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации
.1 Назначение и производительность установки
Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения предназначена для предварительного сброса пластовой воды, сепарации нефти и осушки газа, методом низкотемпературной конденсации с получением газа и нестабильной нефти с кондициями, обеспечивающими ее транспорт с подготовленной продукцией газоконденсатных пластов.
Сооружение на ПС обеспечивают подготовку: пластовой нефти 520 тыс.т./год; продукции газоконденсатных скважин в количестве 615 тыс.т./год.
Газовый конденсат и нестабильная нефть транспортируется на установку подготовки нефти Росташинского месторождения. Газ транспортируется на Староалександровскую компрессорную станцию.
В качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол.
На пункте сбора предусматриваются следующие сооружения:
- установка предварительной сепарации и сброса пластовой воды;
- установка комплексной подготовки газа, состоящая из трех сепарационных отделений;
установка сепарации нефти, обеспечивающая сепарацию продукции нефтяных скважин при 1,1 - 1,6 МПа (11 - 16 кг/см 2 );
насосная нестабильной нефти и конденсата, предназначенная для перекачки нестабильной нефти на установку подготовку нефти Росташинского месторождения;
площадка аварийных емкостей, обеспечивающая двух часовой аварийный прием нестабильной нефти и конденсата;
узел замера газа и конденсата на пункте сбора;
установка очистки пластовых вод перед закачкой в пласт;
.3 Разработчик технологии и проектировщик
Разработчик технологии и проектировщик - институт «Гипровостокнефть», г. Самара.
Ввод в эксплуатацию установки - 1987 год.
2. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции
Сырьем установки комплексной подготовки нефти и газа на пункте сбора является продукция скважин Зайкинского, Зоринского газоконденсатных месторождений, а также газожидкостная смесь Вишневского месторождения.
Состав продукции нефтяных скважин представлен в таблицах № 1, 2.
Таблица №1 Физико-химические свойства нефти
НаименованиеПласт ДЗПластовая нефть Плотность, г/см3 0,5180 Вязкость, МПа*с 0,22 Рабочий газовый фактор, м3/т 456,4 Разгазированная нефтьПлотность, г/см3 0,7951 Вязкость, МПа*с 3,00 Содержание серы, % масс. 0,17 Содержание смол, % масс. 1,2 Содержание парафина, % масс. 8,7
Характеристика пластовой смеси, отсепарированной жидкости, выделившегося газа из газоконденсатных пластов даются по результатам исследования глубинных проб.
В составе газовой фазы преобладает метан (75,1 % мольн), этан (12,04 % мольн.) и пропан (5,62 мольн.).
Отсепарированная жидкость плотностью 0,7932 г/см 3 содержит (в масс %) смол силикагелевых - 0,69; асфальтенов - 0,27; парафинов - 9,3; серы - 0,14.
Таблица №2. Компонентный состав пластовой нефти
Компоненты% мольн.% масс.Углекислый газ 0,60 0,48 Азот 0,53 0,27 Метан 51,40 14,95 Этан 13,86 7,56 Пропан 8,25 6,60 Изо-бутан 0,91 0,96 П-бутан 3,03 3,20 Изо-пентан 1,09 1,42 П-пентан 1,65 2,16 Гексан 2,3 3,6 Гептан 1,85 3,36 Остаток 14,53 55,44
Молекулярная масса пластовой смеси равна 35. Компонентный состав продукции газоконденсатных пластов приведен в таблице №3.
Компоненты, % мол.Значения для пластовД4-1Д4-2Д5-1Д5-2в среднемАзот + редкие 0,43 0,51 0,48 0,35 0,42 Углекислый газ 1,52 0,82 1,34 1,5 1,33 Метан 67,89 72,81 67,44 64,63 66,94 Этан 13,14 10,85 10,93 12,25 11,57 Пропан 5,56 4,57 5,2 5,76 5,37 Изобутан 0,75 0,59 0,72 0,80 0,74 Н-бутан 1,94 1,63 1,93 2,08 1,95 Изопентан 0,73 0,57 0,69 0,79 0,72 Н-пентан 0,91 0,71 0,95 1,02 0,95 Гексаны 1,19 0,92 1,58 1,49 1,43 Гептаны 1,08 0,60 1,49 1,30 1,25 Октаны 0,53 0,46 0,99 0,87 0,84 Остаток 4,33 4,96 6,26 7,16 6,49 Средняя молекулярная масса 33 31 37 39 35
2.2 Характеристика готовой продукции
Продукцией установки комплексной подготовки нефти и газа является:
- газ с давлением 1,7-3,6 МПа, с точкой росы +11 ° С;
- смесь нестабильной нефти и нестабильного конденсата с давлением насыщения до 1,6 МПа.
Составы газа и смеси нестабильной нефти с нестабильным конденсатом получены расчетным путем и представлены в таблицах № 4 - 6.
Таблица №4 Компонентный состав товарного газа
Компоненты% мольн.% часе.Азот 0,26 0,73 Углекислый газ 0,44 1,8 Метан 0,16 19,19 Этан 0,30 12,72 Пропан 0,44 4,21 Н-бутан 0,58 0,74 Изобутан 0,58 0,32 Н-пентан 0,72 0,13 Изопентан 0,72 0,14 Гексан + выше 0,88 0,02
Продукцией установки комплексной подготовки нефти и газа является газ Р=1,7-3,4 МПа, с точкой росы - +11 Си смесь нестабильной нефти с нестабильным конденсатом.
Компоненты% мол.Азот 0,61 Углекислый газ 1,34 Метан 82,42 Этан 11,34 Пропан 3,30 Н-бутан 0,24 Изобутан 0,52 Н-пентан 0,09 Изопентан 0,09 Гексан + выше 0,05 Итого 100
Таблица №6. Состав смеси нестабильной нефти и нестабильного конденсата
Компоненты% мол.Азот 0,03 Углекислый газ 0,70 Метан 14,09 Этан 14,12 Пропан 13,16 Н-бутан 2,17 Изобутан 6,54 Н-пентан 2,64 Изопентан 3,74 Гексан + выше 42,81 Итого 100
Внешний вид - бесцветная, прозрачная жидкость, легко подвижная, летучая жидкость. С водой и спиртом смешивается в любых соотношениях. Метанол горюч, взрывопожароопасен, является сильным ядом.
Применяется для подачи в трубопроводы газа для предотвращения образования гидратных пробок.
Плотность при 20 °С - 900-990 кг/м 3 .
Температура воспламенения - +262 °С.
Внешний вид - однородная темно-коричневая жидкость, обладает обволакивающим действием, резко выраженным местно-раздражающим действием при попадании на слизистую оболочку глаза, а также аллергическими действиями при попадании на кожу.
Применяется для подачи в нефтепроводы для предотвращения углекислой коррозии.
Таблица №7. Физико-химические свойства попутных пластовых вод
Наименование показателяЗначение показателя1. Плотность по ГОСТ 3900-85, кг/м' 1027 2. Показатель активности водородных ионов - рН 6,06 3. Ионный состав воды по ГОСТ 39-071-78 г/дм 3 СГ-28,82 СО 4 -0,3164 НС0 3 -0,4636 Са++3,1664 м§++0,4862 Ма+, К+ 4. Минерализация, г/дм 3 47
3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки
Установка комплексной подготовки нефти и газа предназначена для сепарации нефти, газа и отделения пластовой воды.
На УКПНГ осуществляются следующие процессы:
. Предварительный сброс пластовой воды.
. Сепарация (разгазирование) нефти и ее транспорт.
. Отделение и утилизация пластовой воды.
.1 Предварительный сброс пластовой воды
Обводненная газонасыщенная нефть от скважин, по выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам поступает на блок входных ниток (БВН) №1,2, где собирается в общий коллектор и направляется в трехфазный сепаратор С-100 с давлением 20-52 кг/см 2 и температурой 18-25°С. В зимнее время, при снижении температуры продукции скважин, газожидкостная смесь после БВН-2 подогревается в печах ПТ 16x150/1-2 до температуры 24-35°С, с целью создания в сепараторе С-100 температуры летнего периода. В этом сепараторе осуществляется сброс пластовой воды и первичная сепарация нефти. На установке предусмотрено три нитки УНТС, работающих параллельно, сепаратор С-100 является общим для всех ниток.
Сепаратор С-100 представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, объем V=18 м 3 , с перегородкой и пеногасящей насадкой внутри.
Сепаратор С-100 для защиты от превышения давления оснащен предохранительными клапанами, сброс газа с предохранительных клапанов на факел.
Обводненная нефть поступает в первую секцию сепарации, вода как более тяжелая фаза скапливается на дне первой секции, нефть как более легкая фаза перетекает через перегородку и накапливается во второй секции, выход воды и нефти осуществляется в специальную буферную зону, представляющую собой горизонтальный цилиндрический сосуд с глухой перегородкой внутри.
Уровень раздела фаз нефть-вода, контролируемого в буферной зоне первой секции С-100, в пределах 70-90% замеряется уровнемером, регулируется прибором LRCA-200b и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода пластовой воды. Отделившаяся вода поступает в разделители жидкости Е-101/2,4,6.
Уровень нефти во второй секции замеряется уровнемером, регулируется прибором LRCF-100a регулирующим клапаном, установленном на выходе нефти из сепаратора С-100 нефть поступает в сепаратор С-103/1-3.
Давление газа в сепараторе С-100 поддерживается в заданных пределах регулятором РIRК-140 и регулирующим клапаном, установленном на линии входа газа в сепаратор С-101/1-3, схемой предусмотрен контроль температуры и давления в С-100 по месту прибором РI-100, ТL-100.
На период технического освидетельствования сепаратора С-100 и в аварийных случаях газонасыщенная смесь и газовый конденсат поступает по байпасу в сепаратор С-101/1-3 через дросселирующее устройство PIRC-140.
Осушка, выходящего на сепаратор С-100, природного и нефтяного газа не осуществляется, т.к. с вводом в эксплуатацию Зайкинского ГПП давление в системе сбора снижено до 20-23 кг/см 2 . Улавливание паров влаги и капельной жидкости из газовой фазы производится в сепараторе С-102/1-3.
Для предотвращения образования гидратов при осушке газа и связывания паров воды, выносимых вместе с газом, используется метанол, который дозируется насосом ПТ-1х250. Ввод метанола производится в линию газа из сепаратора С-100, в линию газа на вход сепараторов С-101/1-3 и теплообменники Т-101/1-3. Расход метанола составляет 1,5 кг на 1000 м 3 газа.
Выходящий из сепаратора С-100 газ поступает тремя параллельными потоками в сепараторы С-101/1-3 с давлением 20-52 кг/см 2 и температурой 18-25 ° С. В сепараторах С-101/13 происходит улавливание капель нефти и конденсата, уносимых вместе с газом, а также метанольный раствор воды.
Сепаратор С-101 - горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объем 25 м 3 , для защиты от превышения давления на сепараторе имеется спаренный предохранительный клапан.
Уловленная нефть, газовый конденсат и насыщенный водой метанол отводятся из С-101 в сепаратор С-103.
Уровень конденсата в С-101 поддерживается автоматически в заданных пределах 50-60 % прибором IIRСКА-185 и регулирующим клапаном, установленном на линии отвода конденсата, предусмотрен дублирующий прибор контроля уровня в сепараторе по прибору LSA-152, при достижении максимального уровня срабатывает сигнализация.
Давление в С-101 контролируется по техническим манометрам, при превышении давления в С-101 срабатывает сигнализация от прибора LSA-142.
Из сепаратора С-101 газ поступает в кожухотрубчатый теплообменник Т-101 (в трубное пространство), где охлаждается холодным газом из сепаратора С-102, который попадает в межтрубное пространство.
Из теплообменника Т-101 газ поступает через дросселирующее устройство в сепаратор С-102. В летнее время роль дросселя выполняет эжектор ЭГ-101 используемый для отсоса низконапорных газов из емкости Е-01/1-6 и Е-104.
При дросселировании давление газа снижается до 17-36 кг/см 2 и происходит снижение температуры до 12-14 °С, что способствует конденсации тяжелых компонентов газовой фазы. Улавливание конденсата осуществляется в сепараторе С-102.
Сепаратор С-102 - вертикальный цилиндрический аппарат, объемом 4 м 3 , снабженный двумя спаренными предохранительными клапанами, из которых один рабочий, а другой резервный.
В сепараторе С-102 контроль и регулирование уровня в пределах 58-60 % осуществляется регулятором LС-101 и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода конденсата.
Контроль загрузки сепарационного отделения по газу осуществляется по оперативному узлу учета на каждой нитке НТС. Максимальная загрузка сепарационного отделения - 50 тыс. м 3 газа в час.
Дальнейшая осушка газа до требований ОСТ51-43-90 осуществляется на Зайкинском газоперерабатывающем предприятии.
.2.1 Сепарация (разгазирование) нефти
Нефть после первой ступени сепарации из сепаратора С-100 и смесь метанольной воды с нефтью и газовым конденсатом из сепаратора С-101 поступает во вторую ступень сепарации в сепаратор С-103.
Сепаратор С-103 - горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, объемом 25 м 3 .
Для защиты от превышения давления на сепараторе С-103 установлен спаренный предохранительный клапан, сброс газа с ППК на факел. Давление замеряется по техническому манометру РI-153.
Газ из С-103 поступает в сепаратор С-102, где смешивается с основным потоком газа из сепаратора С-101. Давление в С-103 не регулируется и определяется давлением в сепараторе С-102.
Уровень в С-103 поддерживается в заданных пределах регулятором LRСКА-193 и регулирующим клапаном, установленным на линии выхода жидкой фазы в разделитель жидкости Е-101/1-3-5.
Давление в С-103 замеряется техническим манометром РI-153, превышение уровня контролируется прибором ISА-195 с сигнализацией на ЦПУ.
Пластовая нефть и газовый конденсат насыщенный метанолом из С-103 поступает в разделитель жидкости Е-101/1-3-5, где происходит окончательное отделение воды от нефти и частичная ее сепарация до давления 16-25 кг/см 2 . Газ направляется на газорегуляторный пункт, вода - на установку очистки пластовых вод.
Разделитель жидкости Е-101 - горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, с перегородками внутри, объемом 40 м 3 .
Для защиты от превышения давления Е -101 установлен предохранительный клапан. Сброс с предохранительного клапана на факел.
При превышении давления в Е-101 срабатывает на ЦПУ сигнализация от прибора РSА-161. Давление в Е-101 поддерживается в заданных пределах регулятором РIRСК-165 и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода газа.
В первой секции Е-101 собирается нефть и газовый конденсат, которые отводятся в буферную емкость Е-104/1. Уровень в первой секции поддерживается в заданных пределах 60-70 % регулятором LIRСК-195 и регулирующим клапаном, установленном на линии отвода органической фазы в Е-104.
Во второй секции разделителя Е-101 собирается пластовая вода со следами органической фазы, уровень во второй секции поддерживается в заданных пределах регулятором LIRСКА-199 и регулирующим клапаном, установленном на линии отвода пластовой воды.
При превышении давления в Е-101 до 30 кг/см 2 на ЦПУ срабатывает сигнализация от прибора РЗА-161.
.2.2 Транспортировка газонасыщенной нефти
Частично отсепарированная нефть из разделителя жидкости Е-101/1-6 поступает в буферную емкость Е-104/1.
Емкость Е-104 - горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, объемом 100 м 3 , для защиты от превышения давления на емкости установлены спаренные предохранительные клапаны, сброс с ППК на факел.
Давление газа в Е-104 поддерживается в заданных пределах регулятором Р1КСК-54 и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода газа. В емкости предусмотрена сигнализация превышения давления в Е-104 свыше 18 кг/см 2 . Выделившийся газ в Е-104 подается на газораспределительный пункт, а в летнее время на эжектор Э-101. В случае необходимости газ может сбрасываться на факел.
Уровень нефти контролируется и регулируется прибором LIКСА-65 и регулирующим клапаном, установленном на линии возврата нефти из нефтепровода в емкость Е-103. Предусмотрена сигнализация при превышении и понижении уровня.
Для транспортировки нефти применяется центробежный насос типа НПС-200/700.
Контроль давления на приеме и нагнетании насосов осуществляется по прибору РISА-38, при отклонении давления выше или ниже нормы следует сигнализация и блокировка с отключением насоса.
При повышении температуры подшипников насоса Н-101 до 80°С следует сигнализация и блокировка от прибора ТISА-35 с отключением насоса.
Расход газонасыщенной нефти на узле замера контролируется и регистрируется расходомером FQR-101/1/а,б.
.3 Отделение и утилизация пластовой воды
.3.1 Сепарация (разгазирование) пластовой воды
Газонасыщенная пластовая вода с содержанием нефти и конденсата до 300-400 мг/л из разделителей Е-101/1-6 поступает на узел редуцирования Р-1, где происходит снижение давления с 20-30 кг/см 2 до 2-3 кг/см 2 . После чего вода поступает в сепаратор С-110, где происходит дегазация воды.
Сепаратор С-110 - горизонтальный цилиндрический сосуд, объемом 25 м 3 , имеющий систему внутренних перегородок для улавливания нефти и работающий как трехфазный сепаратор.
Давление газа в С-110 регулируется в заданных пределах регулятором РIRСК-54 и регулирующим клапаном. Газ сбрасывается в факельную линию.
Уровень воды в первой секции аппарата не регулируется и остается постоянным, определяемый высотой перегородки. Секция служит для накапливания нефти.
Уровень воды во второй секции аппарата контролируется прибором LIRСА-65 и регулирующим клапаном на линии выхода воды.
.3.2 Гравитационный отстой и транспортировка пластовой воды в систему ППД
Частично раз газированная пластовая вода из сепаратора С-110 поступает в массообменную секцию аппарата очистки сбрасываемых вод (АОСВ) и движется вдоль неё.
По всей длине массообменной секции расположены цилиндрические насадки с профилированными соплами, через которые с высокой скоростью истекает очищенная вода.
За счет струйного барботажа и выделения из воды остаточного газа происходит флотация (всплытие) остаточной нефти по всей длине верхней и нижней массообменных секций АОСВ.
Всплывшая нефть в виде нефте-газо-водяной эмульсии отбирается винтовыми насосами 2ВВ 10/16-6/0,3 и подается в сепаратор С-110.
Очищенная вода отводится в сборник пластовой воды РВС-700.
РВС-700 - стальной вертикальный резервуар объемом 700 м 3 , оборудованный стояком 6 м, для улавливания отстоявшейся нефти и отвода ее в емкость Е-114.
Уровень пластовой воды в РВС контролируется и регистрируется по прибору LIRА-700.
Транспортировка пластовой воды в систему ППД осуществляется насосами К-65/160. Контроль давления на выкиде насосов осуществляется техническими манометрами. Расход пластовой воды контролируется и регистрируется прибором FQR-101, установленным на линии откачки.
.3.3 Улавливание остаточной нефти и конденсата
Нефть и газовый конденсат уловленный в первой секции сепаратора С-110 отбирается через заборный патрубок, расположенный выше водяной перегородки в подземную емкость Е-110. Откачка нефти производится в ручном режиме по графику с интервалом 5-6 суток.
Контроль за уровнем нефти ведется визуально по пробоотборному крану.
Нефть из Е-110 совместно с дренажными сбросами откачивается в емкость Е-104/1-3.
.5 Вспомогательные узлы и оборудование
В качестве вспомогательных систем и оборудования на ПС используются:
- компрессорная установка для создания необходимого запаса сжатого воздуха для приборов КИПиА;
дренажные емкости для сбора утечек нефти от сальников насосов, а также сбора нефти при опорожнении аппаратов и трубопроводов во время подготовки их к ремонту.
4. Нормы технологического режима работы установки
№ п/пНаименование стадий процессов аппаратов и параметровИндекс прибора на схемеЕд. изм.Допуст. пределы технол. парамет.Требуемый класс точности приборовПримечание12345671. Печь подогрева нефти ПТ 15x150 1.1. Давление в змеевике печи РIМПа кг/см2,3-7,0 23-701,5Показание по месту. 1.2. Температура нефти на выходе из печи ТI°С30-421Показание, регистрация 1.3. Давление топливного газа PIМПа кг/см20,4-0,6 4-61,5Показание по месту 2. Трехфазный сепаратор С- 100 2.1. Температура нефти в сепараторе ТI 100°С18-24Цена деления 1°СТо же 2.2. Давление газа в сепараторе РI 100МПа кг/см22,0-5,2 20-521,5То же 2.3. Уровень нефти в сепараторе LIRCAh 100a% шкала прибора30-401,0Показание, регистрация, регулирование, сигнализация 2.4. Уровень пластовой воды в сепараторе LIRСА 1006% шкала прибора80-901,0То же 3.Сепаратор С- 10 1/1-3 3.1. Температура в сепараторе ТI 116°С18-240,5Показание по месту 3.2. Давление газа в сепараторе РI 142МПа кг/см22,0-5,2 20-521,0Показание, сигнализация 3.3 Уровень жидкости в сепараторе LIRCAh 185а% шкала прибора20-401,51. Показание, регистрация, регулирование, сигнализация. 2. Сигнализация, блокировка по закрытию клапана 185б по минимальному уровню. 4. Теплообменник Т-101/1-3 4.1. Давление газа на входе в трубное пространство РI 144МПа кг/см22,0-5,2 20-521.0Показание по месту 4.2. Температура газа на выходе из трубного пространства ТI 117°С16-220,5То же 4.3. Давление газа на выходе из трубного пространства теплообменника РIRС 117МПа кг/см22,0-5,2 20-521,5Показание, регулирование, сигнализация 5. Сепаратор газовый С-102 5.1. Температура газа ТI°С12-180,5Показание, регистрация 5.2. Уровень конденсата LC 101% шкала прибора0-401,5Открытие клапана при максимуме, закрытие при минимуме 5.3. Давление газа РI 140МПа кг/см21,6-3,6 16-361,0Показание по месту 6 Узел учета газа технологической нитки 6.1 Расход газа FR 100м3/час17272-50000 (на 1 нитку)Показание, регистрация расхода с коррекцией по давлению 6.2 Давление газа МПа кг/см21,6-3,6 16-36Показание по месту 7 Сепаратор второй ступени сепарации С-103 7 1 Температура в сепараторе ТI 116°Сне регламентируется0,5Показание по месту 12345677.2 Давление газа в сепараторе РRСАнМПа кг/см21,6-3,6 16-361,0Регистрация, сигнализация 7.3 Уровень конденсата в сепараторе LRСFн 195в% шкала прибора30-501,5Регистрация, регулирование, сигнализация 8 Емкость разделитель Е-101-1-6 8.1 Температура в емкости TI 116°Сне регламентируется0,5Показание по месту 8.2 Давление газа в емкости РRС 165МПа кг/см21,5-3,0 15-301,5Регистрация, регулирование 8.3 Уровень конденсата в емкости LRСА 195б% шкала прибора0-501,0Регистрация, сигнализация, регулирование 8.4 Уровень воды в емкости LRСА 199в% шкала прибора40-801,5То же. Сигнализация, закрытие клапана 199г при минимуме 9 Буферная емкость Е- 103 9.1 Давление в емкости РRС 52МПа кг/см21,4-2,5 14-251,0Регистрация, регулирование 9.2 Уровень жидкости в емкости LRСАн 65% шкала прибора0-501,5Регистрация, сигнализация 10 Насос подачи нефтеконденсата в трубопровод внешнего транспорта Н-101/1-3 10.1 Давление на всосе РSА 38,39,40МПа кг/см21,0-1,6 10-161,0Показание по месту 10.2 Давление на выкиде РISА 41,42,43МПа кг/см22,0-5,2 20-521,0Показание по месту, сигнализация, остановка при min и max 10.3 Температура подшипников TIАн 35, 36, 37°СНе >750,5Показание, сигнализация 10.4 Подача нефти в трубопровод FIQ 101а, бм3/час65-1201,0Показание, суммирование 11 Давление газа на передавливание после регулятора прямого действия РС-155 РI 156МПа кг/см21,6-2,0 16-201,5Показание по месту 12 Емкость Е- 104/1 12.1 Уровень жидкости LRА%от объема аппарата30-601,5регистрация, регулирование, сигнализация 12.2 Давление в емкости МПа кг/см21,0-1,6 10-161,5То же 13 Ем кость Е- 104/2-3 13.1 Уровень жидкости LRА% от объема аппарата0-951,5Регистрация, сигнализация 13.2 Давление в емкости PRCК 54-56МПа кг/см202,-1,6 2-161,5Показание, регистрация 14 Сепаратор С- 104 14.1 Уровень жидкости LRА%шкалы прибора0-501,5Регистрация, сигнализация 14.2 Давление в сепараторе РSАМПа кг/см20,01-0,2 0,1-21,5Показание по месту 15 Сепаратор С-108 15.1 Уровень жидкости LRА%шкалы прибора0-501,5Регистрация, сигнализация 15.2 Давление в сепараторе РSАМПа кг/см20,01-0,2 0,1-21,5Показание по месту 16 Сепаратор С- 109 16.1 Уровень жидкости LRА%шкалы прибора0-501,5Показание, сигнализация 16.2 Давление в сепараторе РRСКМПа кг/см21,0-1,6 10-161,5Показание, регистрация, регулирование 17 Дренажные емкости Е- 105, Е-110,Е-11,Е-112 123456717.1 Уровень жидкости LRА% от объема аппарата0-951,5Показание, сигнализация 17.2 Давление в емкости РSАМПа кг/см20,01-1,8 0,1-181,5Показание на месте 18 Сепаратор С-1 10 18.1 Уровень воды во второй секции LRСН%шкалы прибора30-601,5Регистрация, регулирование 18.2 Давление в сепараторе РRСКМПа кг/см20,2-0,3 2-31,5Показание, регулирование, регистрация19 Аппарат АОСВ 19.1 Давление в аппарате МПа кг/см20,01-0,07 0,1-0,71,5Показание по месту20 Насосы винтовые 2ВВ 10/16-6/6,3 20.1 Давление в линии нагнетания МПа кг/см20,2-0,3 2-31,5Показание, сигнализация, отключение21 Циркуляционные насосы 21.1 Давление в линии нагнетания МПа кг/см20,1-0,5 1-51,0Показание, сигнализация22Резервуар отстойник РВС-700/122.1. Уровень воды м. от днища резервуара2-61,0Регистрация 22.2. Уровень зеркала жидкости м. от днища резервуара3-7,51,0Регистрация, сигнализация 23. Насос подачи пластовой воды 23.1 Давление на всосе МПа кг/см2Гидростатическое1,0Показание по месту 23.2 Давление на выкиде РIМПа кг/см20,3-0,7 3-72,5Показание по месту 24 Насос подачи ингибитора гидратообразования 24.1. Давление нагнетания МПа кг/см23,0-10,0 30-1001,5Остановка насоса при max давлении 25 Эжектор утилизации газа низкого давления 25.1. Давление рабочего газа РIRС 101МПа кг/см22,0-5,2 20-521,5Показание, регистрация, регулирование 25.2 Давление пассивного газа МПа кг/см21,0-1,6 10-161,5Показание по месту 25.3. Расход пассивного газа FК 102м3/чачне регламентируется1,5Регистрация
5. Контроль технологического процесса
.1 Аналитический контроль технологического процесса
№ п/пНаименование операции, процесса, продуктаМесто отбора пробКонтролируемые параметрыМетод контроля (методика), ГОСТЧастота (периодичность)1234561.Углеводородный газ Узел учета газаКомпонентный составХроматографический ГОСТ 2378 1-871 раз в месяц 2.Нефтеконденсат Из линии выхода конденсата из С-100Содержание водыГОСТ 2477-83 по требованию 3.Нефтеконденсат Из линии на приеме насоса Н-1011. Содержание воды. 2. Плотность 3. Содержание солейГОСТ 2477-83 ГОСТ 3900-85 ГОСТ 2 1534-7612 раз в сутки 6 раз в сутки 1 раз в сутки накоп. проба4.Пластовая вода1. Из линии выхода воды из С-100Содержание нефтепродуктаУнифицированные методы исследования качества вод. Часть I. Методика хим анализа вод. М.1977. 931с. ГОСТ 3900-85По требованию 4 раза в сутки 2. Из линии на выходе из Е-101То же То же По требованию 4 раза в сутки3 . Из линии на выходе из АОСВТо же То же То же 4. Выход с насоса подачи в систему ППД1. То же 2. КВЧТо же Методика ФЭК4 раза в сутки 1 раз в сутки
5.2 Система сигнализации и блокировок
НомерТехнологический параметр, аппарат или узел схемы, единица измеренияСигнализацияБлокировкаminmaxminmaxLIRCA 100aУровень нефти в сепараторе С-100. % от шкалы прибора 3040--LIRСА 185а Уровень нефти в сепараторе С-101. % от шкалы прибора 2045--ISА 1856бУровень нефти в сепараторе % от шкалы прибора --10-LIPSH 187 Уровень конденсата в сепараторе С-102. -40--PRCA 154 Давление газа в сепараторе С-103, кг/см2 2830--РСА 193в Уровень жидкости в сепараторе С-103. % от шкалы прибора 2060--ISА 193е То же --20-ISА 199г Уровень воды в емкости Е-101. % от шкалы прибора --20-РSА 38, 39, 40 Давление нефти на всосе насоса Н-101/1-3, кг/см2 9188-РSА 41, 42, 43 Давление нефти на всасе насоса Н-101/1-3, кг/см2 30522953ТSА 35, 36, 37 Температура подшипников насосов Н-101/1-3, °С -75-80LSА Уровень нефти в С-104/-3. % от шкалы прибора -95--РSА Давление метанола на выкиде насосов ПТ 1x250, кг/см2 ---100РSА Давление на выкиде винтовых насосов 2ВВ 10/1 6-6/6,3, кг/см2 ---6РSА Давление на выкиде насосов рециркуляции очищенной воды на УОСВ, кг/см ---10
6. Пуск и остановка установки комплексной подготовки нефти и газа
В соответствии с «Правилами безопасности при эксплуат
Похожие работы на - Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения Курсовая работа (т). Геология.
Дипломная работа по теме Анализ механизмов обеспечения социальной защиты инвалидов Департаментом социальной защиты населения Вологодской области
Реферат На Тему Известные Ученые Латинисты
Реферат по теме Сюрреализм
Эссе Обществознание Примеры Откуда
Организационная Культура В Управлении Проектом Реферат
Реферат: Крещение Руси 15
Реферат по теме Управление техническими системами (лекции)
Реферат по теме О бухарских евреях
Предмет Права Реферат
Курсовая работа по теме Анализ состоянии системы мотивации на предприятии
Слова Связки В Сочинении
Реферат: Новороссийская республика
Реферат Биосфера Человек Космос
Реферат На Тему Музыка И Ее Место В Системе Дворянского Образования В Xix Веке В России
Реферат по теме Системы управления электронным документооборотом
Реферат: Анализ археологических памятников Кардымовского района
Дипломная Работа На Тему Учет И Анализ Финансовых Результатов На Примере Предприятия Ооо "Родонит"
Война Народная Сочинение
Сочинение Про Медицину На Английском
Сочинение по теме Философия любви в цикле И. А. Бунина «Темные аллеи»
Реферат: Яким чином захистити своє репродуктивне здоров я
Похожие работы на - Расчет теплового технологического оборудования 'Фритюрница'
Похожие работы на - Башкирский танец