Отчет по производственной практики цппн-8

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА 3
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, 
   РЕАГЕНТОВ, ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ ПРОДУКЦИИ 6

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ 12
2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕАГЕНТОВ-ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ 19

3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И 
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА 20

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 20
2. ВОДОСНАБЖЕНИЕ 30
3. КАНАЛИЗАЦИЯ 31

     3.4. НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА 31

4. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ ЦПС ПРИ 
НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ 46

1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ 46
2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ

(ОСОБЕННОСТИ  ПУСКА В ЗИМНИЙ ПЕРИОД) 47

Пуск  ЦПС 48

4.3. ОСТАНОВКА ЦПС В НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ 54

5. БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА 57

1. Прекращение подачи электроэнергии 59
2. Прекращение подачи нефти на ЦПС 60
3. Прорыв горючих газов и нефти 60
4. Пожар 61
5. Нарушение санитарного режима 61

6. ВОЗМОЖНЫЕ НЕПОЛАДКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И 
ОБОРУДОВАНИЯ 62

1. Причины организационного характера 62
2. Причины технического характера 62
3. Причины технологического характера 63

4. Возможные виды аварийного состояния производства и способы их 
   ликвидации 65

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО

ОБЪЕКТА

 

Комплекс сооружений центрального пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС-2) служит для подготовки нефти, удаления из поступающей эмульсии воды и солей, аварийного хранения обводненной  и подготовленной нефти в резервуарах, для очистки сточных и пластовых  вод с последующей подачей  их на КНС, для компримирования газа концевой и промежуточных ступеней сепарации.

Проектная мощность ЦПС-2    по нефти - 9,0 млн. т/ год

Количество поступающей на ЦПС-2 жидкости - 27,0 млн. т/ год. Предусматривается резерв территории для расширения ЦПС-2. Строительство ЦПС-2 разбито на пусковые комплексы:

• I пусковой комплекс;
• II пусковой комплекс;
• III пусковой комплекс.

В I пусковой комплекс включены сепарационные установки (ДНС) с вспомогательными объектами.

Во II пусковой комплекс включены установки предварительного сброса воды (ЦПС) с очистными сооружениями и вспомогательными объектами.

Оставлен резерв территории для III пускового комплекса под установку подготовки товарной нефти (УПН), под компрессорную станцию низких ступеней сепарации (КС) и вспомогательные объекты.

Отсепарированная нефть перекачивается на левый берег на ЦПС-1 «Приобского  месторождения», где предусмотрены  сооружения для приема, хранения и  дальнейшего транспорта нефти правобережной  и левобережной частей Приобского месторождения.

Часть газа ЦПС-2 используется на собственные нужды, а основная часть газа под собственным давлением отправляется на левый берег. В дальнейшем газ будет подаваться на транспортную компрессорную станцию, расположенную в районе ЦПС-2, дожиматься и транспортироваться на левый берег.

На левом берегу газ  поступает на транспортную компрессорную  станцию (проект института ОАО «Гипротюменнефтегаза»). Подготовленный на КС газ совместно с газом левого берега отправляется по системе газопроводов на Южно-Балыкский ГПЗ.

Сточные и пластовые воды после  очистки подаются на КНС2, КНСЗ, КНСЗА, КНС4 для закачки в пласт с  целью поддержания пластового давления.

В первом пусковом комплексе  запроектированы следующие основные технологические объекты:

• Сепарационные установки (СУ1, СУ2);
• Резервуарный парк;
• Насосную нефти;
• Узел учета газа;
• Оперативный узел учета нефти;

 

Вспомогательные объекты.

Второй пусковой комплекс состоит из следующих основных технологических сооружений:

• Площадка сепараторов со сбросом воды V 200 м³

(СВ1/1…. 4, СВ2/1…. 4) (2 площадки);

• Площадка печей (П1…. П6) (2 площадки);
• Резервуары нефти (Р3, Р4);
• Реагентное хозяйство в составе:

 

• емкость ингибитора солеотложения V 20 м³ (ЕИС1);
• емкость деэмульгатора V 20 м³ (ЕД1, ЕД2);
• емкость ингибитора коррозии и бактерицида V 20 м³ (ЕИК1, ЕИК2);
• емкость разгрузки (ЕР1)
• установка дозирования ингибитора солеотложения 2НД4Р (БИС1);
• установка дозирования деэмульгатора 2НД4Р (БД1);
• установка дозирования ингибитора коррозии и бактерицида УДХ 3П 
  (БИК1);
• склад-навес;

 

• Площадка сепаратора газового (СГ3);
• Конденсатосборник газоуравнительной системы V 12,5 м³ (Е11);
• Аварийная емкость V 12,5 м³ (Е10);
• Блок подготовки газа (БПГ2, БПГ3).

При строительстве  второго пускового комплекса  в две очереди:

• Резервуар-отстойник пластовой воды РВС-5000 (РО-1*, РО-2*); (РВС-5000 3 шт.**)
• Резервуар-буфер РВС-5000 (РБ-1*);
• Насосная подачи очищенных стоков на КНС (Н10_*…Н14*;Н14  _{* *} …,Н20** );
• Емкость уловленной нефти V 16 м³ (ЕН1*,ЕН2*);
• Насосная шлама V 25 м³ (НШ*);
• Гидроциклон (ГЦ*)

• Первая очередь строительства 
** Вторая очередь строительства

Технологическая схема ЦПС-2 представлена двумя комплектами чертежей: 6951/1-Ц2-СХ-ТР, лист 1...4 (технологический регламент ДНС); 6951/1-Ц2-СХ-ТР1, лист 1...7 (технологический регламент ЦПС).

На ЦПС-2 Приобского месторождения  построена и действует ДНС.

 

Данный регламент описывает  работу установки предварительного сброса воды по полной технологической схеме. Промежуточным результатом производства является нефтяная эмульсия 10% обводненности.

Для получения нефти товарного  качества предусмотрен резерв территории для УПН.

Обогрев трубопроводов объектов ЦПС - электрический, обогрев оборудования от теплосетей.

 

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО  СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, РЕАГЕНТОВ, ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ

ПРОДУКЦИИ

В соответствии с рекомендациями по подготовке нефти, при выполнении расчетов по выбору оборудования и составления регламента работы ЦПС, приняты следующие технологические параметры работы:

• температура поступающей жидкости, °С +10.. .+60;
• температура нагрева жидкости на первой ступени

обезвоживания, °С 20...30;

• время отстоя, мин. не менее 30
• остаточное содержание воды в нефти после предварительного сброса, %    10;
• подача деэмульгатора, г/т нефти 40;
• подача ингибитора солеотложения, г/т воды 7;
• подача ингибитора коррозии и бактерицида, г/т воды 20.. .200;
• содержание в очищенной пластовой воде, мг/л:

 

• нефтепродуктов , не более 50
• мехпримесей, не более 40 
  Общий газовый фактор, м³/т нефти                                              50,43.. .70,07 
  Характеристика рабочих сред, применяемых на ЦПС, приведена в таблице 2.1.

Готовой продукцией ЦПС  является нефтяная эмульсия 10% обводненности  с температурой 20°С.

Состав и параметры 10% нефтяной эмульсии уходящей с ЦПС  приведен в таблице 2.1.5.

Характеристику  применяемых реагентов смотри таблицу 2.8

 

ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО  СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, РЕАГЕНТОВ, ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ  ПРОДУКЦИИ Таблица 2.1.

 

№ № п /п

Наимено вание сырья, материалов, реагентов

Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации

Показатели качества, обязательные для проверки

Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП,ТУ

Область применения изготовляемой продукции

 

1	2	3	4	6	7
Сырье
1	Нефтяная эмульсия	компонентный состав см. табл.2.4	Обводненность, %, температура °С давление МПа	До 70 +10… 60 0,8
Продукты
2	Нефтяная эмульсия	компонентный состав см. табл .2.1.5	Обводненность, %, Температура, °С Давление, МПа	10 +20…60 6	Откачивается   на   ЦПС-1 «Приобского  месторождения»
3	Попутный нефтяной газ	Требование Заказчика	Давление, МПа Температура, °С	0,5 +10… 60	направляется на ГПЗ

 

1	2	3	4	6	7
		компонентный	Компонентный состав
		состав см.
		табл .2.1.5
4	Газ на ФНД		Давление, макс. Изб МПа Температура, °С (макс.t)	0,05 20…60	аварийный сброс
5	Газ на ФВД		Давление, макс. Изб МПа Температура, °С (макс.t)	0,1 20…60	аварийный сброс
6	Пластовая вода наКНС	Содержание, мг/л: СГ   5000-8000 HCO3-   700-1000 Ca2+   150-350 Общая минерализация- 8000-14000 рН   6,5-7,5 плотность г/см3 1,05-1,2	Давление, МПа (макс.) Температура, °С (макс.) содержание в  очищенной пластовой воде, мг/л: - нефтепродуктов , не более - мехпримесей, не более	3,0 40 50 40	Закачка в систему ППД
Материалы, реагенты и катализаторы

 

1	2	3	4	6	7
7	Деэмульгатор Separol WF-41 (Сепарол-ФЛЭК-WF-41)	Стандарт «Baker-Petrolite» (ТУ 2483-004-24084384-02)	Плотность при 20 ОС, кг/м3 ГОСТ 3900-85	930-950	Обезвоживание и обессоливание нефти. Подается на перед первой ступенью сепарации
				Вязкость кинематическая при 20 ОС, мм2/с ГОСТ 33-82		не более 80
				Температура застывания,   ОС ГОСТ 20287-91		не выше —45
				Температура вспышки в закрытом тигле, ОС ГОСТ 6356-75		25-27
8	Ингибитор солеотложения ПАФ-13	ТУ 6-02-08-80	Плотность при 20 ОС, кг/м3 ГОСТ 3900-85	1100	Ингибирование отложений солей на внутренней поверхности жаровых труб нагревателей нефти. Подается перед печами
				Вязкость кинематическая при 20 ОС, мм2/с ГОСТ 33-82		не более 20
				Температура застывания,   ОС ГОСТ 20287-91		не выше -50

 

 

 

1	2	3	4	6	7
9	Ингибитор коррозии и бактерицида «Кемеликс 1117Х	Смесь солей четырехзамещен ного аммония и поверхностно-активных веществ в растворителе (ксилол или метанол)	Плотность Температура вспышки Температура застывания	893кг/м3 +22 °С -40°С	В трубопровод пластовой воды для подавления коррозии и СВБ.
10	Воздух КИПиА	ГОСТ 17433-80, ГОСТ 24484-80	Давление, не ниже МПа Температура, °С	от 0,5МПа макс. 0,8МПа от минус-50 до +30	к приборам КИП иА
Полупродукты
11	Топливный газ к печам	ГОСТ 5542-87	Теплота            сгорания низшая при 20°С и 101,325Кпа, МДж/м3, не менее Область значения числа Воббе (высшего), МДж/м3	31,8 41,2-54,5 ±5 0,02	Является топливом для        печей        нагрева нефтяной эмульсии (готовится в блоках поз. 68, 69)
						Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более