Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

 

Производительность УПН  по обезвоженной нефти – 8,0 млн. т/год.

На установке УПН  предусматривается:

- обезвоживание и обессоливание  поступающей нефти до содержания  в ней воды 0,2% - 0,5% от массы, и содержания солей не выше 40 мг/л;

- концевая ступень  сепарации нефти при давлении  до Р=0,0105МПа и температуре свыше 40°С;

- обеспечение суточного  запаса сырья и товарной продукции,  а также сбор некондиционной  нефти;

- аварийный сброс и  сжигание газов на факелах  высокого и низкого давления.

Аппаратное оформление УПН-1, 2:

- буферные емкости: V-100 м³ – 4 шт.;

- печи-нагреватели: ПТБ-10 – 4 шт.;

- элекдродегидраторы: ЭГ-200-10-09Г2С  «ХЛ» – 4 шт.;

- сепараторы концевой  ступени сепарации: НГС-П-6-3000-09Г2С  – 6 шт.;

- резервуары: РВС-10000 м³ – 4 шт.;

- нефтяная насосная, блочная: 10 блоков ЦНС-300х120;

- насосная внутрипарковой перекачки, блочная: 3 блока ЦНС-180x170;

- реагентное хозяйство: 4 блока БР-25-У1;

- емкости для хранения  реагента: V-50 м³ – 3 шт.;

- газосепараторы: V-16 м³ – 1 шт., V-80 м³ – 2 шт.;

- насосная пенотушения,  блочная;

- емкость хранения пенообразователя: V-100 м³ – 2 шт.;

- противопожарные резервуары: РВС-700 м³ – 2 шт.;

- компрессорная блочная; 2 компрессора 4ВУ-5/9;

- факельное хозяйство:  факел низкого давления ФНД;  факел высокого давления ФВД.

- административно-бытовой  корпус;

- операторная;

- склад пожарного инвентаря,  блочный.

На установке УПСВ «Б» предусматривается:

- сбор нефти со скважин  ЦДНГ-1 Лянторского, Маслиховского, Назаргалиевского, Санинского, Занадно-Камынского, Селияровского месторождения;

- сепарация нефти и  транспортировка газа на Сургутский ГПЗ под давлением 1 ступени сепарации;

- обезвоживание и обессоливание  нефти путем гравитационного  отстоя с применением химического  и термического методов разрушения  эмульсии и последующая подача  ее на УПН;

- подготовка подтоварной воды до соответствующих стандартов (норм) и откачка ее на КНС.

Аппаратное оформление УПСВ «Б»:

- сепараторы 1 ступени  сепарации: НГС-1-10-3000-09Г2С – 3 шт.;

- сепараторы 2 ступени  сепарации: НГС-2-6-3000-09Г2С – 3 шт.;

- отстойники: ОГД-200 –  4 шт.;

- печи-нагреватели: ПТБ-10 – 3 шт.;

- газосепараторы: ГСИ-16-800-2И  – 2 шт.;

- резервуары: РВС-5000 м³ – 6 шт.;

- насосная внешней  откачки, блочная: 5 блоков, ЦНС-300х360;

- насосная подтоварной  воды: насосы 200Д90 – 3 шт., ЦНС-300x120 –  1 шт.;

- компрессорная блочная: 4ВУ-5/9 - 2 шт.;

- факельное хозяйство  высокого давления;

- операторная;

- склад реагентов-деэмульгаторов  и реагентное хозяйство: 4 блока  ВР-2Б-У1.

Резервуары установки  оборудованы пенокамерами типа ГВПС-2000, кольцами орошения. Установка оборудована  стационарной системой пенотушения и системой противопожарной сигнализации, на вторичные приборы которой выведена сигнализация о пожаре в реагентном хозяйстве, нефтяных насосных блоках и резервуарном парке. На установке имеется запас пенообразователя в объеме 200 м³.

Технология производства ЦППН заключается в следующем.

Сырая нефть с дожимных насосных станций (ДНС), поступает по трубопроводам в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), который  состоит из следующих установок:

- установки предварительного  сброса воды (УПСВ);

- установки подготовки нефти №1 (УПН-1);

- установки подготовки нефти №2 (УПН-2).

Упрощенная схема технологических  процессов представлена                на рис. 2

2.1. Краткое описание технологического процесса УПН

Частично обезвоженная нефть (обводнённость до 30%, температура 35-45°С, под давлением Р = 0,14 - 0,2 МПа) по трубопроводам D 426 мм, с установки УПСВ «Б» через задвижки поступает в сепараторы С 1-3 (УПН-1) и С 4-6 (УПН-2), для разгазирования.

Сепараторы, объемом 100 м³ каждый, оборудованы приборами измерения уровня жидкости, давления. Пределы регулирования давления в сепараторах С 1-3 до Р ≤ 0,0105 МПа. Показания приборов дублируются на щите в операторной. Предупредительная сигнализация срабатывает при Р = 0,015 МПа, по уровню при H_min = 0,7 м и Н_mах = 1,9 м, а аварийная сигнализация по уровню срабатывает при Н_mах = 2,1 м.

Разгазированная в сепараторах  С 1-3 нефть через узел переключения задвижек по трубопроводам D 426 мм, под  давлением 0,01 МПа поступает в  технологические резервуары РВС-10000 м³ № 2, 4.

Резервуары оборудованы  приборами: замера уровня жидкости, контроля предельного верхнего уровня жидкости, межфазного уровня жидкости «вода-нефть». Предупредительная сигнализация срабатывает  при Н_mах = 10,5 м. Пределы регулирования межфазного уровня «вода-нефть» в пределах Н = 2,0 -3,5 м.

В резервуарах № 2, 4 происходит дальнейшее обезвоживание нефти  путём гравитационного отстоя. Отстоявшаяся в резервуарах нефть с обводненностью до 1% по трубопроводу (нефтяной стояк) с высоты Н = 4,5 м поступает на насосы.

В поток нефти из емкости для хранения реагентов (4 емкости по 6 м³ каждая), подаётся дозируемый расход реагента-деэмульгатора (сепарол) в количестве 20-35 г/т в зависимости от марки реагента.

Поступившая на насосы нефть  откачивается в общий коллектор  перед печами нагревателями ПТБ-10.

Нефть с установок  УПСВ «С» и УПСВ «2а» с обводнённостью до 15% , с температурой 20-30°С под давлением  до 0,8 МПа поступает в общий  коллектор перед печами ПТБ-10.

Поступившая в коллектор  нефть смешивается и равномерно распределяется по печам нагревателям, где нагревается до температуры Т = 45-50°С.

Нагретая в печах  нагревателях ПТБ-10 (№ 1-4) нефть до температуры 
Т = 45-50°С, поступает в электродегидраторы № 1-4, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти.

Обезвоженная нефть с обводнённостью до 1% и температурой 
Т = 44-49°С по трубопроводам D 530 мм поступает в сепараторы «горячей сепарации» С 4-6 для дальнейшего разгазирования.

Разгазированная нефть  из сепараторов С 4-6 поступает в  товарные резервуары РВС-10000 м³ № 1, 3 и РВС-5000 м³ № 5, 6 УПН, а также  
РВС-5000 м³ № 1,2 УПСВ «Б», откуда насосами откачивается на ЦКПН НГДУ «ФН»(цех комплексной подготовки нефти нефтегазодобывающего управления Федоровскнефть).

Газ после сепаратора С-3 УПСВ «Б» поступает в сепаратор  ГС-3, где происходит улавливание капельной жидкости и конденсата. Газосепаратор оборудован прибором контроля давления, уровня жидкости. По уровню 
H_min = 0,5 м и Н_max = 1 м.

Уловленный в газосепараторе конденсат и жидкость дренируются  в подземную ёмкость ЕП-13, откуда жидкость и конденсат откачиваются в автоцистерну. Газ из газосепаратора ГС-3 поступает в газосепаратор ГС-4, где происходит дополнительное отделение влаги от газа. Газосепаратор оборудован приборами для контроля давления и уровня. Пределы измерения уровня Н = 0,5-1 м. Пределы измерения давления Р = 0,15-0,3 МПа. Из ГС-4 газ по отдельным трубопроводам поступает на печи ПТБ-10 № 1-2 и ПТБ-10 № 3-4.

Уловленные в ГС жидкость и конденсат дренируются в  емкость ЕП-8. Газ из сепараторов  С 4-6 поступает на ГКС. При попадании конденсата и жидкости в трубопровод происходит сброс жидкости в подземные ёмкости ЕП-4, 12, объемом 16 м³ каждая. При остановке ГКС газ переводится на ФНД, где сжигается. Перед факелом устанавливается сепаратор расширитель С-8, из трубы диаметром 720 мм, длиной 8 м.

Газ с установки УПСВ «Б» через сепаратор расширитель  С-7 поступает на ФВД, где сжигается. Уловленная в С-7 жидкость дренируется  в ЕП-6. Подтоварная вода с ЕП-4 поступает в РВС-10000 м³ № 2, 4 УПН. При необходимости предусмотрена подача подтоварной воды из ЭГ 1-4 в очистные резервуары РВС-5000 м³ № 3, 8 УПСВ «Б».

Подтоварная вода с технологических  резервуаров РВС-10000 м³ УПН поступает на приём в РВС-5000 м³ № 3, 8 УПСВ «Б».

Жидкость с подземных  емкостей погружными насосами откачивается в трубопроводы выхода подтоварной воды с электродегидраторов, в технологические РВС-10000 № 1-4, сливается в илонакопитель установки УПСВ «Б». Газ с подземных емкостей поступает на факелы низкого или высокого давлений.

На рис. 2. представлена принципиальная схема технологического процесса установки подготовки нефти УПН 1,2.

 

Рис. 2. Принципиальная схема технологического процесса УПН 1, 2

 

Сущность работы резервуарного  парка заключается в следующем.

Резервуарный парк для  нефти включает 2 товарных резервуара РВС-10000 м³ и 2 товарных резервуара РВС-5000 м³.

Подготовленная нефть  на УПН-2 направляется в товарно-технологические  резервуары, в которых происходит ее отстой и отделение воды от нефти. Резервуары оборудованы “маточником” Ду 500мм, расположенным на высоте 0,5м от днища, с помощью которого нефть равномерно распределяется по всей площади резервуара, что способствует эффективному отстою.

Далее через стояки, которые  расположены на высоте h = 7 м, нефть перетекает в буферные резервуары, где также через “маточники” нефть равномерно распределяется по площади резервуара.

В буферных резервуарах  происходит более глубокий отстой, после которого через стояк h = 3,6 м подготовленная нефть направляется на насосы внешней перекачки.

По мере накопления водяной  подушки подтоварная вода с резервуаров откачивается через задвижки Ду 500мм с помощью насосов внутренней перекачки в очистные резервуары.

Резервуары оснащены задвижками Ду 500мм для откачки некондиционной нефти из резервуаров, сифонными задвижками Ду 150мм для опорожнения резервуаров и задвижками Ду 500мм, установленными на линиях газоуравнительной системы (ГУС).

Технологическая схема  резервуарного парка предусматривает  возможность:

- перекачки нефти из  одного резервуара в другой  насосами;

- перекачки нефти из  резервуара на повторную переработку теми же насосами.

РВС-2 – сырьевой резервуар, в данный резервуар может направляться некондиционная нефть с электродегидраторов  УПН-2, а также сырая нефть с  ДНС-1, расположенной на территории цеха.

РВС-1 постоянно подключен к приемному коллектору нефти Алехинского ЦПС.

Аварийным резервом емкостей резервуарного парка являются любые  незаполненные на данный момент резервуары.

По территории ЦППН проложен кольцевой противопожарный водопровод (диаметром 250 мм на УПН и диаметром 150 мм на УПСВ «Б»), на котором установлено 22 ПГ, из которых 15 находятся на территории УПН-1, 2, а 7 ПГ – на территории УПСВ «Б».

Постоянное давление в сети находится в пределах 0,6-0,8 МПа (6-8 атм.). При снижении давления в сети до 2 атм. автоматически срабатывают насосы повысители Д 320/70, установленные в насосной пожаротушения в количестве 2-х штук. Производительность насоса марки Д 320/70 составляет 320 м³/час (89 л/с). Насосы могут работать как по отдельности, так и параллельно друг другу. Максимально создаваемое насосами давление составляет 2 атм. Вода на прием в насосы поступает из двух пожарных водоемов (РВС-700) сообщающихся между собой трубопроводом диаметром 250 мм. Водоемы также оборудованы арматурой для подключения двух пожарных автомобилей.

За территорией цеха с левой стороны от дороги установлен пожарный водоем (РВС-400), который оборудован арматурой для подключения одного пожарного автомобиля. Запитывается водоем от пожарного кольца по трубопроводу диаметром 150 мм. В 300 м от резервуарного парка УПСВ «Б» в направлении г. Лянтора расположен Обский водоподъем, рядом с которым имеется естественный водоем. При въезде на территорию УПСВ «Б» имеется водозаборное устройство, установленное на магистральном водопроводе Обского водозабора, оборудованное соединительной головкой диаметром 150 мм.

Между резервуарными  парками УПН и УПСВ «Б» имеется  водозаборное устройство в виде двух гребенок с соединительными головками  Д = 77 и одной соединительной головкой Д = 150 мм, запитанное также от магистрального водопровода, давление в сети до 16 атм. Также от магистрального водопровода в пожарное кольцо идёт перемычка диаметром 200 мм для повышения давления в сети, задвижка находится в колодце, расположенном между РВС-10000 №4 и северным забором ЦППН. При открытой задвижке водоотдача пожарного кольца составляет 233 л/с. Диаметр трубопровода обского водозабора равен 730 мм. Также на территории цеха имеется пожарный водоем емкостью 100 м³.

РВС-10000 оборудованы стационарной системой орошения, состоящей из двух полуколец с трубой диаметром 100 мм. Водоотдача колец орошения составляет 64 л/с. Запитана система орошения от пожарного водовода. Узлы управления кольцами орошения находятся напротив каждого резервуара РВС-10000.

По территории цеха проложены  сети растворопровода пенообразователя на котором установлены 9 пенных пожарных гидрантов, расположенных вокруг резервуарного парка УПН. Стационарной системой пенотушения защищены РВС-10000 м³ № 1-4, РВС-5000 м³ № 5, 6, 10; блок-насосных по перекачке нефти УПН-1, 2, а также 4 блока химического реагента.