Описание технологической схемы ПСП

I этап строительства

Доставка товарной нефти на ПСП на 1-м этапе строительства от УПН нефтегазоконденсатного месторождения предусмотрена автоцистернами.

Для приема товарной нефти предусмотрен герметизированный слив от автоцистерн на площадке АЦ через узел наполнения (УН) в дренажные емкости ЕП-4, ЕП-5, с последующей откачкой в резервуары товарной нефти Р-1, Р-2.

В случае снижения температуры нефти в Р-1,Р-2 ниже +20 °С осуществляется ее подогрев до температуры +30…+40 °С, за счет циркуляции жидкости в РВС через подогреватели П-1, П-2 с помощью насосов внутренней перекачки Н4, Н5.

В качестве основной схемы учета нефти на период 1-го этапа строительства на ПСП предусматривается применение системы учета установленной в каждом резервуаре товарной нефти Р-1,2.

Насосами внешней откачки товарная нефть из резервуаров Р-1,Р-2 подается через площадку регулирования давления под давлением 1,7 МПа в трубопровод на НПС №2.

II этап строительства

Работа ПСП на 2-м этапе строительства возможна по нескольким основным режимам работы:

  • прием нефти после фильтров ФГ-1,2 в один из резервуаров товарной нефти с последующей перекачкой насосами внешней откачки Н-1,2 через СИКН на НПС;
  • нагрев нефти после фильтров ФГ-1,2 в подогревателях П-1, П-2 и прием ее в один из резервуаров товарной нефти с последующей перекачкой насосами внешней откачки Н-1,2 через СИКН на НПС;
  • транспорт нефти после резервуаров насосами внешней откачки Н-1,2,3 для дополнительного нагрева через печи П-1, П-2 и далее через СИКН на НПС.

Для быстрого отключения всех технологических площадок в аварийном режиме установлена быстродействующая электроприводная запорная арматура, согласно приказа Ростехнадзора от 11.03.2013 № 96 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств».

Нефть, по нефтепроводу от УПН нефтегазоконденсатного месторождения поступает на вход площадки ПСП.

Температура поступающей на ПСП нефти при рабочем режиме нефтепровода составляет  от +20 до  +40 °С(температура +40 °С поддерживается электрообогревом на линейной части), рабочее давление на входе ПСП 0,5 МПа (изб.), давление на закрытую задвижку на входе в ПСП до 6,3 МПа,  обводненность 0,5 %.

На входном коллекторе ПСП 273х8мм проектной документацией предусмотрена установка площадки фильтров грязеуловителей ФГ-1,2 с узлом предохранительных устройств, для защиты приборов и оборудования от превышения давления, улавливания грязи и посторонних примесей. На площадке установлены два фильтра-грязеуловителя ФГ-1,2 (1 рабочий, 1 резервный) DN 250, PN 1,6 МПа типа ФГГ-250-1,6-Б-О-П-С0-Т-УХЛ1-Ф-З по ТУ 3683-650-05754941-2012 (или аналог).

Узел предохранительных устройств установлен до фильтро-грязеуловителей для защиты технологических трубопроводов и оборудования от превышени рабочего давления. На узле установлены одиночные пружинные предохранительные клапаны СППК5Р-100-16 ХЛ1,  PN=1,6 МПа, 17лс7нж DN100. (2 раб, 1 резерв.). Давление полного открытия клапана составляет 0,8 МПа (изб.). Аварийный сброс нефти с узла предохранительных устройств осуществляется в незаполненный нефтью (порожний) резервуар Р-1(или Р-2, Р-3).

Конструкция обвязки фильтров-грязеуловителей предусматривает возможность чистки одного из них без остановки перекачки нефти. Для дренажа нефти с обвязки фильтров-грязеуловителей предусмотрена емкость ЕП-1, объемом 63 м3.

При поступления нефти на ПСП с температурой выше  +20 °С, нефть минуя подогреватели с площадки фильтров поступает в один из резервуаров товарной нефти Р-1,2,3.

В случае поступления нефти на ПСП с температурой ниже  +20 °С, поток жидкости поступает в подогреватели с промежуточном теплоносителем П-1,2 (поз.8), типа ПП-4В(1 раб.+ 1 резерв.), где нагревается до температуры +30…+40 °С и затем направляется в один из резервуаров товарной нефти Р-1,2,3.

При невозможности приема нефти на площадке НПС предусмотрен резервуарный парк состоящий из трех РВС, объемом 4500 м3 Р-1,2,3 рассчитанный на 2-х суточную пропускную способность нефтепровода от УПН нефтегазоконденсатного месторождения.

Из резервуаров Р-1,2,3 нефть поступает на прием насосов внешней откачки Н-1, Н-2, Н-3 (2 рабочих и 1 резервный) и далее перекачивается через узел учета нефти (СИКН) на НПС.

В качестве насосов внешней откачки нефти Н-1, Н-2, Н-3  приняты агрегаты, рассчитанные на производительность 45…120 мЗ/ч, с напором 200 м на номинальном режиме и не более 250 м при работе на закрытую задвижку.

Насосы внешней откачки нефти оборудованы частотным регулированием привода (ЧРП), для регулирования производительности. Система автоматизации насосов Н-1…Н-3 с ЧРП обеспечивает остановку насосов в случае превышения давления  на выходе  свыше 2,1 МПа.

Для дренажа нефти с обвязки насосов предусмотрена емкость ЕП-1, объемом 63 м3.

Насосами внешней откачки нефть подается в блок системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН. Суммарные потери давления на СИКН в рабочем режиме составляют не более 0,2 МПа, в режиме поверки не более 0,4 МПа.

Нефть, поступая на СИКН, проходит через блок фильтров (БФ), где происходит тонкая очистка жидкости от механических примесей. Блок фильтров оснащен одной рабочей и одной резервной линиями. После БФ нефть поступает на входной коллектор блока измерительных линий(БИЛ). БИЛ состоит из трех линий (2 рабочих, 1 контрольно-резервная), коллекторов входа/выхода нефти. Отбор нефти в блок измерений показателей качества (БИК) проводится через пробозаборное устройство, установленное на входном коллекторе в БИЛ. В состав блока СИКН входит стационарная поверочная установка (ПУ).

Блок СИКН оснащен закрытой раздельной системой дренажа учтенной и неучтенной нефти.

После СИКН товарная нефть через площадку регулирования давления поступает под давлением 1,7 МПа в трубопровод на НПС.

Проектной документацией, согласно РД 153-39.4-113-01 предусмотрена площадка регулирования давления. На площадке установлен регулятор давления «после себя» (1раб., 1 резерв.) для поддержания заданной величины давления 1,7 МПа на выходе ПСП методом дросселирования.  Отключающая запорная арматура предусмотрена с электроприводом во взрывозащищенном исполнении с дистанционным управлением из операторной.

Для сбора учтенной нефти предусмотрена дренажных емкость ЕП-2, объемом 12,5 м3. Откачка из емкости учтенной нефти ЕП-2 осуществляется погружным насосом с давлением 2,0 МПа в линию нефти после СИКН на НПС.  Дренаж неучтенной нефти после СИКН направляется в емкость ЕП-1, объемом 63 м3.

На 2-м этапе строительства ПСП, система учета нефти, установленная в каждом резервуаре Р-1,2,3 используется в качестве резервной на период устранения отказа блока СИКН.

Откачка из дренажных емкостей ЕП-1,3,4,5 осуществляется полупогружным насосом с давлением 0,8 МПа в коллектор Н52 на вход резервуаров товарной нефти. Откачка предусматривается периодическая по мере наполнения емкостей.

 

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: