Материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления пользователям Интернета и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
© 2018 - 2024
Возможные неполадки технологического процесса. Таблица 7
| Возможные неполадки | Причина возникновения неполадок | Способ предупреждения и устранения неполадок |
| 1 | 2 | 3 |
| 1.Ухудшается анализ нефти на выходе с отстойников (большой процент обводненности) | 1.1. Изменение расхода нефти на установку, неравномерная нагрузка отстойников. 1.2. Понижение температуры нефти после печей. 1.3. Недостаточный расход реагента на подготовку, прекращение подачи реагента. 1.4. Повышенное содержание газа в нефти, поступающей в отстойники 1.5. Высокий уровень раздела фаз “вода-нефть” в отстойниках. | 1.1.1. Отрегулировать расход нефти на каждый отстойник. 1.2.1. Повысить температуру нагрева нефти 1.3.1. Включить подачу реагента на установку, отрегулировать расход реагента согласно норме. 1.4.1. Отрегулировать работу сепараторов I и II ступеней сепарации. 1.4.2. Повысить уровень раздела фаз “нефть-газ” в сепараторах. 1.5.1. Понизить уровень раздела фаз “вода-нефть” в отстойниках приоткрыв байпасы. 1.5.2. Проверить работу и исправность регулирующих клапанов на линии выхода воды. |
| 2. Ухудшаются анализы нефти на выходе с электродегидраторов | 2.1. Пункты 1.1 - 1.5. 2.2. Не работает система колебаний токами высокой частоты. | 2.1.1. Пункты 1.1.1.-1.5.2. 2.2.1. Вызвать электрика и устранить неисправность. |
| 3. Ухудшается анализ воды на выходе с отстойников и электродегидраторов | 3.1. Низкий уровень раздела фаз “вода-нефть”. 3.2. Отсутствует четкая граница раздела фаз “вода-нефть”. | 3.1.1. Приподнять уровень раздела фаз “вода-нефть” (водную подушку) уменьшив расход воды на выходе с аппарата. 3.2.1. Проверить температуру нефти на входе в аппарат. 3.2.2. Проверить подачу реагента. 3.2.3. Увеличить расход регента (удельную норму). |
| 4. Ухудшается анализ подтоварной воды на выходе очистных РВС (повышенное содержание нефтепродуктов) | 4.1. Низкий уровень воды в очистных резервуарах. | 4.1.1. Уменьшить откачку воды с резервуаров на КНС. 4.1.2. Поднять уровень воды в резервуарах. 4.1.3. Слить (дренировать) нефть с резервуаров в подземные емкости. |
| 5. Уменьшение (увеличение) поступления жидкости на установку УПСВ | 5.1. Остановка нефтяных скважин, ДНС. | 5.1.1. Усилить контроль за поддержанием уровней жидкости в сепараторах I ступени. 5.1.2. Отрегулировать температуру нагрева нефти согласно технологической карте. 5.1.3. Отрегулировать удельный расход реагента, согласно норме. |
| 6. Отсутствие воздуха на приборы КИПиА | 6.1. Компрессор не развивает необходимого давления. 6.2. Отсутствие напряжения в компрессорной. 6.3. Порыв воздуховода. | 6.1.1.Включить в работу резервный компрессор. 6.1.2.При необходимости перейти на ручной режим работы. 6.2.1. Перейти на ручной режим управления технологическим процессом. 6.3.1. Перейти на ручной режим управления технологическим процессом. 6.3.2. Найти место порыва и устранить его. |
| 7. Порыв корпуса сепараторов I и II ступени сепарации, отстойников, электродегидраторов. | 7.1. Превышение давления в аппарате выше допустимого. | 7.1.1. Вывести аппарат из работы, перекрыв задвижки по входу и выходу жидкости из аппарата. 7.1.2. Освободить аппарат от жидкости в ЕП. 7.1.3. Локализовать место аварии. |
| 8. Порыв нефтяного коллектора от УПС”є и УПСВ-2а до УПН | 8.1. Коррозия металла трубопроводов. | 8.1.1. Перевести поступление нефти с нефтесепараторов II ступени в технологические РВС-5000 № 1-2. 8.1.2. Прекратить откачку нефти на УПН. остановив нефтяные насосы ЦНС 300х300 и ЦНС 300х360 8.1.3. Отключить поврежденный участок трубопровода, перекрыв его задвижками. |
| 9. Порыв газопровода после УУГ УПСВ. | 9.1. Коррозия металла трубопровода. | 9.1.1. Перевести сброс газа с сепараторов I ступени сепарации на факел. 9.1.2. Закрыть задвижки на УУГ (отключить поврежденный участок газопровода) 9.1.3. Усилить контроль за ведением технологического режима. |
| 10. Пожар печей ПТБ-10 | 10.1. Прогар змеевика печей. | 10.1.1. Действовать согласно ПЛВА. |
Аварийная остановка УПН
Аварийная остановка технологических линий №1 и №2 (УПН-1 и УПН-2) установки подготовки нефти осуществляется в следующем порядке:
1. Аварийная остановка УПН-1.
1.1. Останавливаются печи-нагреватели ПТБ-10 № 1-2. Закрывается вход и выход жидкости из печей.
1.2. Закрывается подача газа на печи ПТБ-10 №1-2.
1.3. Останавливаются электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2.
1.4. Открывается сброс жидкости из змеевиков печей в ЕП-1.
1.6. Открывается сброс жидкости из электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2 в ЕП-3.
2. Аварийная остановка УПН-2.
2.1. Останавливаются печи-нагреватели ПТБ-10 №3-4. Закрывается вход и выход жидкости из печей.
2.2. Закрывается подача газа на печи ПТБ-10 №3-4.
2.3. Останавливаются электродегидраторы ЭГ3-ЭГ4.
2.4. Жидкость переводится через электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2.
2.5. Открывается сброс жидости из змеевиков печей ПТБ-10 №3-4 в подземную емкость ЕП-9.
2.6. Открывается сброс жидкости из электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4 в ЕП-11.
Дата: 2019-05-29, просмотров: 236.