8. Контроль и автоматизация процесса
Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти, для определения обводненности, на входе на установку, выходе с отстойников или электродегидраторов, узла учета нефти (УУН) после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепродуктов после очистных резервуаров, на выкиде насосов 200Д90. Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газо-воздушной среды по производственным площадкам и помещениям.
Параметры аналитического контроля. Таблица 4
| № п/п | Наименование операции процесса, продукта | Место отбора | Контроли- руемые параметры | Метод контроля | Частота, периодичность контроля |
| 1 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1. | Отбор проб нефти | На входе на установку | Содержание воды в нефти | ГОСТ 2477-65 | Каждые 2 часа |
| 2. | Отбор проб нефти | На выходе с электродегидратора | Содержание воды в нефти | ГОСТ 2477-65 | Каждые 2 часа |
| 3. | Замер загазованности | Площадка электродегид раторов | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 4. | Замер загазованности | Площадка печей | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 5. | Замер загазованности | Блоки нефтяных насосов | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 6. | Замер загазованности | Каре резервуаров | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 7. | Замер загазованности | Блоки БРХ | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 8. | Замер загазованности | Площадка буферных емкостей | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 9. | Замер загазованности | Площадка нефтесепараторов С1-С6 | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
В связи с непрерывностью технологического процесса на установке первичной подготовки нефти предусмотрена система контроля и сигнализации. Система сигнализации и контроля обеспечивает безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров. В таблице 5 приведены технологические параметры, аппараты и узлы, за которыми ведется непрерывный контроль, а система контроля производит срабатывание сигнализации или блокировку процесса при возникновении условий, которые также перечислены в этой таблице.
Граничные параметры системы сигнализации и контроля. Таблица 5
| № п/п | Технологический параметр аппарат или узел схемы | Сигнализация | Блокировка | ||||
| Предупредительная | Аварийная | ||||||
| Min | max | min | max | min | max | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1. | Сепараторы С1-С3 | ||||||
| давление, МПа | 0.015 | ||||||
| уровень жидкости, м | 0.7 | 1.9 | 2.1 | ||||
| 2. | Буферные емкости БЕ1-БЕ4 | ||||||
| давление, МПа | 0.05 | 0.2 | |||||
| уровень жидкости, м | 0.7 | 1.7 | 0.6 | 2 | |||
| 3. | Печи ПТБ-10 П1-П5 | ||||||
| температура нефти после печей, °С | 60 | 60 | |||||
| температура дымовых газов, °С | 700 | 700 | |||||
| давление нефти в выходящем нефтепроводе, МПа | 0.4 | 0.8 | 0.4 | 0.8 | |||
| Давление газа после РДБК, Мпа | 0.005 | 0.05 | 0.005 | 0.05 | |||
| Давление воздуха на горелки печи, мм.вод.ст. | 200 | 200 | |||||
| давление воздуха на приборы КИПиА печи, МПа | 0.1 | 0.1 | |||||
| расход нефти через печь, м3\час | 300 | 300 | |||||
| давление масла в гидроприводе, МПа | 1 | 1 | |||||
| 4. | Электродегидраторы ЭГ1-4 | ||||||
| давление, МПа | 0.8 | 0.8 | |||||
| уровень раздела фаз "в\н", м | 1.3 | ||||||
| электроток во внешних фазах цепи, А | 240 | 240 | |||||
| давление воздуха на приборы КИПиА, МПа | |||||||
| 0.1 | 0.1 | ||||||
| 5. | Сепараторы С4-С6 | ||||||
| давление, МПа | 0.005 | ||||||
| уровень жидкости, м | 0.7 | 1.7 | 2 | ||||
| 6. | Газосепаратор ГС1-ГС2 | ||||||
| уровень жидкости, м | 1.8 | ||||||
| давление, МПа | |||||||
| 7. | Газосепаратор ГС-3 | ||||||
| уровень жидкости, м | 0.5 | 1 | |||||
| давление, МПа | |||||||
| 8. | Газосепаратор ГС-4 | ||||||
| уровень жидкости, м | 1 | ||||||
| давление, МПа | |||||||
| 9. | Технологические резервуары(нефтяные) РВС-10000 № 2,4 | ||||||
| уровень жидкости, м | 10.5 | ||||||
| 10. | Товарные резервуары(нефтяные) РВС-10000 № 1,3 | ||||||
| уровень жидкости, м | 10.5 | ||||||
| 11. | Подземные емкости ЕП 1-15уровень жидкости, м: | ||||||
| ЕП1-ЕП4 | 0.5 | 1.8 | |||||
| ЕП-5 | 0.5 | 1.5 | |||||
| ЕП6-ЕП7 | 1.5 | ||||||
| ЕП9-ЕП12 | 0.5 | 1.8 | |||||
| ЕП14-ЕП15 | |||||||
| 12. | Технологические насосыЦНС 300х120 № 1-10 | ||||||
| давление нагнетания, МПа | 0.9 | 1.3 | 0.9 | 1.3 | |||
| температура подшипников, °С | 70 | 70 | |||||
| уровень жидкости в "стакане", м | 0.1 | 0.1 | |||||
| 13. | Внутрипарковые насосы ЦНС 180х170 №1-3 | ||||||
| давление нагнетания, Мпа | 1.4 | 1.9 | 1.4 | 1.9 | |||
| температура подшипников, °С | 70 | 70 | |||||
| уровень жидкости в "стакане", м | 0.1 | 0.1 | |||||
| 14. | Воздушная компрессорная ВК1-ВК2 | ||||||
| давление в ресивере, МПа | 0.22 | 0.6 | |||||
| температура I ступени, °С | 165 | 165 | |||||
| температура II ступени, °С | 165 | 165 | |||||
| 15. | Блок реагентного хозяйства БР1-БР4 | ||||||
| давление нагнетания насоса НД-25\40, МПа | 2 | 2 | |||||
| давление нагнетания насоса НД-1000\10, МПа | 0.9 | 0.9 | |||||
Заключение
Нефть — уникальное и исключительно полезное ископаемое. Продукты его переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и многое другое.
Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов – перегонка нефти.
Нефть подготавливается к переработке в 2 этапа — на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе с целью отделения от нее попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.
Перегонка (фракционирование) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или t) кипения.
Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости.
Список использованной литературы
1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти/ Под ред. О.Ф.Глаголевой и В.М. Капустина. – М.: Химия, КолосС, 2007. стр. 257-275
2. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – стр. 188-199
3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 – стр. 233-247