Пожарная безопасность резервуарного парка цеха подготовки и перекачки нефти НГДУ «Лянторнефть»

- 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 Hmin = 0,7 м и Нmах = 1,9 м, а аварийная сигнализация по уровню срабатывает при Нmах = 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 Нmах = 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 
Hmin = 0,5 м и Нmax = 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.

Сети растворопровода запитываются от насосной пенного тушения, в которой установлены два насоса марки Д 320/70. Суммарный расход насосов составляет 178 л/с, а максимально создаваемое давление 1,2 МПа (12 атм.) Раствор пенообразователя на прием в насосы-повысители поступает по трубопроводам диаметром 150 мм из двух горизонтально стоящих резервуаров ёмкостью по 100 м3 каждый. РГС-100 м3 расположены в 15 метрах от насосной пенного тушения.

Для постоянного перемешивания раствора пенообразователя в РГС-100 м3 в насосной пенотушения установлены два электронасоса для осуществления циркуляции 6 % раствора пенообразователя.

Для проверки качества раствора пенообразователя из насосной пенотушения выходят два патрубка (от каждого насоса по одному), диаметром 80 мм, к которым подключаются ГПС-600. Общий запас пенообразователя на объекте составляет 200 м3 (6 % раствора ПО-6К).

Побудительная система срабатывает от датчиков ТРВ-2 расположенных на крышах РВС-10000 м3 и РВС-5000 м3 УПН, в блоках насосных перекачки нефти и химического реагента. Сигнал выводится на пульт операторной УПН. Запуск насосов-повысителей можно производить как из операторной УПН, так и из насосной пенного тушения (дистанционно с помощью электрозадвижек).

Подача пены в РВС-10000 м3 производится путем открывания задвижек, расположенных в блоках управления задвижками. БУЗ находится напротив каждой группы РВС-10000 м3. Подача пены в блоки насосных по перекачке нефти УПН-1, 2 производится путем открывания (вручную) задвижек, расположенных с правой стороны установок. Подача пены в блоки химического реагента производится путем открывания (вручную) задвижек расположенных справа от сепараторов УПН-1, 2 (задвижки выкрашены в желтый цвет). На РВС-10000 м3 установлены ГПСС-2000 - по 3 на каждом, на РВС-5000 м3 - по 2 ГПСС-2000, а в блоках нефтенасосных и химического реагента - по 1 ГПС-600 в каждом блоке.

 

Таблица 1

Сведения по резервуарам ЦППН НГДУ “Лянторнефть”

Резервуар	Дата введения в эксплуатацию	Объем, м3	Дыхательные клапаны	Кол-во ДК	Предохранительные клапаны	Кол-во ПК
ТРВС-1	август 1982 г	10000	НДКМ-350	1	КПГ-250	2
ТРВС-2	май 1983 г	10000	НДКМ-350	1	КПГ-250	2
ТРВС-3	сентябрь 1983 г	10000	НДКМ-350	1	КПГ-250	2
ТРВС-4	октябрь 1983 г	10000	НДКМ-350	1	КДС	2
ОРВС-5	март 1997 г	5000	КДС	1	КДС	1
ОРВС-6	октябрь 1987 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-7	октябрь 1984 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-8	октябрь 1984 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-9	август 1988 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-10	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-11	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-11	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-13	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-14	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1