Neftegazovoe_stroitelstvo_2005

364 ЧастьII. Объектыисооруженияподготовкиитранспорта

При необходимости такие ГРС могут использоваться попарно, при этом их производительность составит 15—18 тыс. м3/ч.

11.2. ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И УСТАНОВКИ

11.2.1. Принципиальная схема газорегуляторного пункта Газорегуляторные пункты предназначены для снижения давления

газа, поступающего к потребителю, до необходимого и автоматического его поддержания постоянным независимо от расхода газа и колебания его давления до ГРП. Принципиальная схема ГРП приведена на рис. 11.2.1. Кроме того, на ГРП осуществляют очистку газа от механических примесей, контроль за входным и выходным давлением и температурой, учет расхода (в случае отсутствия специального пункта измерения расхода), предохранение от возможного повышения или понижения давления газа в контролируемой точке газопровода сверх допустимых пределов.

В зависимости от входного давления различают ГРП среднего (свыше 0,005 до 0,3 МПа) давления и высокого (от 0,3 до 1,2 МПа) давления. По назначению ГРП могут быть общегородскими, районными, квартальными и объектовыми.

11.2.2. Состав оборудования газорегуляторного пункта В соответствии с назначением в состав ГРП входят следующие эле-

менты:

•регулятор давления (РД), понижающий давление газа и поддерживающий его на заданном уровне;

•предохранительное запорное устройство (ПЗУ), прекращающее подачу газа при повышении или понижении его давления после регулятора сверх заданного;

•фильтр для очистки газа от механических примесей;

•контрольно-измерительные приборы (КИП) для измерения давления (манометры), перепада давления на фильтре (дифманометры), учета расхода газа (расходомеры), температуры газа (термометры);

•импульсный и сбросной трубопроводы;

•запорные устройства (задвижки, краны);

•обводной газопровод (байпас) для снабжения газом потребителей в период ревизии оборудования и ремонта. На байпасе предусматривается монтаж последовательно двух отключающих устройств. Для ГРП с входным давлением более 0,6 МПа и пропускной способностью более 5000 куб. м вместо байпаса дополнительно монтируется резервная нитка.

Рис. 11.2.1. Принципиальная схема ГРП: 1 — фильтр газовый; 2,3 — регуляторы давления; 4 — клапан предохранительный сбросный; 5 — клапан запорно-предохранительный; 6 — клапан предохранительный ПП; 7 — газовый отопительный аппарат АОГВ

Прикомпоновкеоборудования ГРПобеспечиваетсявозможностьдоступа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта. Расстояние между параллельными рядами оборудования в свету должно быть неменее 0,4 м; ширинаосновного проходав помещении ГРП и со стороны обслуживания ГРУ — не менее 0,8 м. При размещении оборудования на высоте более 1,5 м устраиваются площадки с лестницами.

В ГРП предусматриваются продувочные и сбросные трубопроводы, которые выводятся наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеяния газа, но не менее чем на 1 м выше карниза здания. Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20 мм; диаметр сбросного, отводящего газ от ПСК (предохра- нительно-сбросной клапан), равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах

366 ЧастьП. Объектыисооруженияподготовкиитранспорта

трубопроводов предусматриваются устройства, исключающие попадание в них атмосферных осадков.

11.2.3. Компоновочные решения газорегуляторных пунктов

В зависимости от назначения и технической целесообразности ГРП размещаются:

•в отдельно стоящих зданиях, как правило, в блок-боксах;

•в пристройках к зданиям;

•встраиваются в одноэтажные производственные здания или котельные;

•в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий или на отдельно стоящих опорах из негорючих материалов;

•напокрытияхгазифицируемыхпроизводственных зданий I и И степени огнестойкости с негорючим утеплителем;

•на открытых огражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий, если климатические условия позволяют обеспечить нормальную работу технологического оборудования и приборов КИПиА.

Устанавливать ГРП в подвальных и цокольных помещениях зданий любого назначения, а также встраивать и пристраивать к жилым и общественным зданиям не допускается.

Для обеспечения нормальной работы регулирующего оборудования и приборов КИПиА внутри помещений ГРП должна быть положительная температура. Отопление ГРП может быть водяным или паровым как от центрального источника тепла, так и от индивидуальной отопительной установки. При устройстве в ГРП местного отопления отопительная установка размещается в изолированном помещении, имеющем самостоятельный выход и отделенном от технологического, а также от других помещений ГРП глухими газонепроницаемыми и противопожарными стенами. Помещение ГРП оборудуется постоянно действующей вентиляцией, обеспечивающей 3-кратный воздухообменв час, электроосвещением, молниезащитойизаземляющимустройством.

По числу линий регулирования давления различают две группы ГРП' •1-я группа — одна линия регулирования с одним регулятором давления (одноступенчатое регулирование) или с двумя последовательно расположенными регуляторами давления (двухступенча-

тое регулирование);

• 2-я группа — две параллельно расположенные линии регулирования с одним регулятором давления на каждой линии. Эта группа подразделяется на две подгруппы:

—две линии регулирования с одним регулятором давления на каждойлинии, но с одним выходным газопроводом из ГРП. Одналиния является резервной для подачи газа одномупотребителю;

— две линии регулирования с одним регулятором давления на каждой линии для подачи газа двум потребителям.

РЕЗЮМЕ

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для подачи газа потребителю в обусловленных количествах, с определенным давлением, степенью очистки и одоризации.

Газорегуляторные пункты предназначены для снижения давления газа, поступающего к потребителю, до необходимого и автоматического его поддержания постоянным независимо от расхода газа и колебания его давления до ГРП.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.В чем состоит различие ГРС и ГРП?

2.Какие технологические операции производятся на ГРС?

3.Охарактеризуйте технологическую схему ГРС.

4.Какие технологические операции производятся на ГРП?

5.Назовите основные технологические элементы ГРП.

ЛИТЕРАТУРА

1. Газонаполнительные и газораспределительные станции: Учеб.

пособие / Л.Я. Федорова, Г.Г. Васильев, Ю.Д. Земенков и др. — Тюмень: Вектор Бук, 2003.

2.Газораспределительные станции: Учеб. пособие для спец. 0907.01

/Ю.Д. Земенков, Л.Я. Федорова, Е.О. Антонова. — Тюмень: Тюмен. гос. нефтегаз. ун-т, 1999.

3.Данилов АЛ. Автоматизированные газораспределительные станции. АГРС: Справ. — С-Пб.: Химиздат, 2004.

4.Сооружение и реконструкция распределительных систем газоснабжения: Учеб. пособие / С.А. Горелов, Ю.А. Горяинов, Г.Г. Васильев и др. — М.: Недра, 2002.

М ОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ТРАНСПОРТУ

12.1. Основные сооружения и технологическое оборудование систем сбора и подготовки продукции нефтяных скважин

12.1.1.Конструктивные особенности различных систем сбора нефти

12.1.2.Технологический комплекс системы промыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин

12.2.Центральные пункты сбора нефти

12.2.1.Основные характеристики ЦПС

12.2.2.Генеральный план ЦПС

12.2.3.Технологический комплекс сооружений ЦПС

Резюме

Контрольные вопросы и задания Литература

12.1. ОСНОВНЫЕ СООРУЖЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ

ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ

ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

12.1.1. Конструктивные особенности различных систем сбора нефти

В главе 1 п. 2.3 описаны технологические особенности различных систем сбора продукции нефтяных скважин. С конструктивной точки зрения системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях называется совокупность трубопроводов и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Продукция нефтяных скважин, представляющая собой смесь нефти, газа, воды и различных примесей, является сырьем. Для получения товарных продуктов (нефти и нефтяного газа) необходимо собрать продукцию всех скважин, рассредоточенных по площади нефтяного месторождения, разделить нефть и газ, удалить воду и побочные примеси.

Универс альной системы сбора нефти, газа и воды, приемлемой для использования на любом нефтяном месторождении, не существует, поскольку каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природно-климатическими условиями, размещением сква-

Глава 12. Объекты и сооружения сбора и подготовки нефти ктранспорту 369

жин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Однако оборудование и сооружения любой системы сбора нефти, газа и воды должны обеспечить возможность:

•измерять продукцию (дебит) каждой скважины (в отдельных случаях группы скважин участка месторождения);

•транспортировать продукцию скважин за счет энергии пласта или давления, создаваемого скважинными насосами, до пунктов подготовки нефти, газа и воды (при недостаточном давлении на устье скважин продукцию скважин доставляют на пункты подготовки с использованием насосов и компрессоров на промежуточных сборных пунктах);

•отделить газ от нефти и транспортировать газ до пункта его подготовки или до потребителей;

•отделять от продукции скважин свободную воду (при добыче высокообводненной нефти);

•раздельно собирать и транспортировать продукцию скважин, существенно отличающуюся по обводненности, физико-хими- ческим свойствам (например по содержанию сероводорода и других агрессивных компонентов), давлению, если смешение разносортной продукции нецелесообразно по технико-экономи- ческим соображениям;

•подогревать продукцию скважин в случае невозможности ее сбора и транспортирования при обычных температурах.

Примерный состав сооружений магистрального трубопровода приведен в главе 3 п. 3.2 (рис. 3.2.2). Принципиальные технологические схемы различных систем сбора нефти представлены в главе 2 п. 2.3 (рис.2.3.13—2.3.15).

Рассмотрим далее современные системы с точки зрения их конструктивных особенностей, состава и компоновки сооружений и оборудования.

Начнем с ранее широко распространенной, а теперь существующей только на старых промыслах самотечной системы, основанной на принципе индивидуального разделения (сепарации) продукции каждой скважины. Принципиальная технологическая схема самотечной системы приведена на рис. 2.3.13, а принципиальная схема соору- жений—на рис. 12.1.1.

Наибольшее распространение получила напорная герметизированная система сбора нефти и газа (рис. 12.1.2) и высоконапорная герметизированная система сбора нефти и газа (рис. 12.1.3). Принципиально новым и главным в этих системах является способ транспортирования газонасыщенной нефти.

различаются по рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин. Наибольшее распространение получили блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник», главная отличительная особенность которых — блочное исполнение и комплектная поставка.

Таблица 12.1.1

Технические характеристики групповых замерных установок

Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа обеспечивают разделение продукции на газовую и жидкую фазы, измерение количества жидкости и газа, бескомпрессорную подачугаза на газоперерабатывающий завод или другим потребителям, а также подачу нефти с оставшимся в ней растворенным газом поддавлением установки или насоса на центральный пункт подготовки нефти, газа и воды.

Основные технологические процессы сепарации и принципиальные схемы сепараторов приведены в главе 2 п. 2.3.

Применяемые нефтегазовые сепараторы, как правило, выполняются в блочном исполнении и их можно классифицировать по следующим основным признакам:

•расположению основных элементов — на вертикальные и горизонтальные;

•конструктивному исполнению — на одноемкостные (все секции заключены в одной емкости) и двухъемкостные (секции размещены в двух емкостях, расположенных одна под другой;

•технологическому назначению — на двухфазные (разделяют продукцию скважин на жидкую и газовую фазы), трехфазные — разделяют поток на нефть, газ и воду.

Для окончательной сепарации нефти, поступающей на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды и для предварительного сброса пластовой воды применяются концевые совмещенные

Глава 12. Объекты и сооружения сбора и подготовки нефти к транспорту 375

сепарационные установки КССУ (рис. 12.1.5). Пропускная способность этих установок по нефти составляет 1000, 2000 и 5000 м3/сут.

Нефтегазоводяная смесь поступает на установкучерез приемный патрубок (6) и попадает в раздаточный коллектор (5), в котором имеются отверстия, пропускающие одинаковое количество жидкости за счет увеличения их диаметра по длине коллектора. Из этих отверстий нефтегазоводяная смесь с большой скоростью поднимается через водяную подушку, в которую в необходимых случаях добавляют поверхностноактивные вещества (ПАВ). Происходит разделение смеси на нефть, газ и воду, которые по отдельным линиям (2,11 и 12) отводятся из сепаратора.

12.2. ЦЕНТРАЛЬНЫЕ ПУНКТЫ СБОРА НЕФТИ

12.2.1. Основные характеристики ЦПС Центральные пункты сбора нефти являются заключительным зве-

ном в каждой системе сбора нефти и газа. В каждом нефтедобывающем районе, как правило, располагается один пункт сбора и подготов-

376 Часть II. Объекты и сооружения подготовки и транспорта ...

ки нефти, газа и воды. При соответствующем технико-экономическом обосновании возможна организация двух и более центральных пунктов при наличии нескольких направлений магистрального транспорта или больших месторождений.

Система подготовки нефти на ЦПС включает в себя комплекс технологического оборудования и сооружений, предназначенных для получения товарной нефти, ее учета и дальнейшего транспорта, для очистки сточных вод, первичной подготовки газа концевых ступеней сепарации к транспорту.

Как правило, центральные пункты сбора размещают на базовом месторождении, добыча на котором составляет 40% и более общей добычи района в период его максимального развития, независимо от направления магистрального транспорта нефти. При отсутствии в районе базового месторождения ЦПС размещают на месторождении, ближайшем к начальной точке магистрального нефтепровода.

12.2.2. Генеральный план ЦПС

Генеральный план ЦПС приведен на рис. 12.2.1.

12.2.3. Технологический комплекс сооружений ЦПС

В состав ЦПС входят объекты производственного и вспомогательного назначения. Технологический комплекс объектов состоит из трех основных подкомплексов:

•подготовки и транспорта нефти;

•подготовки воды;

•подготовки газа.

Технологические процессы промысловой подготовки подробно описаны в главе 2 п. 2.3.

В состав вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания технологических объектов ЦПС, входят:

•административно-бытовой корпус с узлом связи;

•пожарное депо;

•котельная;

•сооружения производственного и противопожарного водоснаб-

жения, резервуары для хранения противопожарного запаса воды, противопожарный водоем, блок-боксы противопожарной насосной станции.

Для ЦПС разработана полная номенклатура необходимых блоков технологического назначения, определена номенклатура необходимых

Рис. 12.2.1. Генеральный план ЦПС: факельное хозяйство: 1 — факел высокого давления; 2 — факел низкого давления; 3 — блок подземной емкости; Зона производственных сооружений: 5 — площадка аварийной емкости печи с воздушником; 6— площадка печей; 7— площадка технологической аппаратуры (каплеобразователей, теплообменников, отстойников, электрогидратов; 9 — площадка коалесцирующих фильтров-отстойников; 10— блок очистки бытовых стоков; 11 — насосная станция перекачки пластовой воды; 12 — блок управления и сигнализации БУС-10; 13 — площадка емкости буфера-дегазатора; 14 — блок-бокс дозирования ингибитора коррозии; 15 — блок очистки бытовых стоков с насосной подкачкой; 16 — насосная станция перекачки пресной воды; 17 — площадка емкости пресной воды; 19 — площадка печей для сжигания шлама; 20 — шламовая площадка; 21 — площадка очистных сооружений дождевых промстоков; 22 — площадка емкости пластовой воды; 23 — насосная станция перекачки нефти и воды; 24 — площадка сепараторов первой ступени; 25 — площадка технологической аппаратуры; 26 — блочно-комплектная газовая компрессорная; 27 — блок ПДП-ЦРП; 28 — узел учета товарной нефти; 29 — блок компрессорной воздушной; 30 — блок реагентного хозяйства; Зона вспомогательных сооружений: 4; 39 — противопожарный водоем; 31 — насосная станция над артскважиной; 32 — блок котельной; 33 — блок лаборатории со складом проб; 34 — блок-бокс водотушения; 35 — блок-бокс пенотушения; 36 — блок пожарного депо; 37 — административно-бытовой блок с узлом связи; 38 — резервуары для хранения противопожарного запаса воды; Зона резервуарного парка: 8 — площадка узла управления резервуарами; 18 — резервуары

изделий вспомогательного и общего назначения. Наиболее характерным по производительности для ЦПС является диапазон от 1 до 9 млн. т/год нефти, а именно 1,3,6и9 млнт/год. Существуют два основных варианта схем ЦПС:

•транспорт нефти через сооружения установки подготовки нефти (УПН) за счет энергии пласта или установок механизированной добычи;

•транспорт нефти через УПН с применением сырьевых насосов. Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации неф-

ти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена в главе 2 на рис. 2.3.19.

Основные показатели генпланов ЦПС представлены в табл. 12.2.1. Таблица 12.2.1

Основные показатели генпланов ЦПС

РЕЗЮМЕ

С конструктивной точки зрения системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях называется совокупность трубопроводов и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Центральные пункты сбора нефти являются заключительным звеном в каждой системе сбора нефти и газа. В каждом нефтедобывающем районе, как правило, располагается один пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Глава 12. Объекты и сооружения сбора и подготовки нефти к транспорту 379

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1. Охарактеризуйте основное назначение систем сбора и подготовки нефти.

2.Назовите и охарактеризуйте основные системы сбора нефти.

3.Назовите и охарактеризуйте состав технологических комплексов системы сбора и подготовки нефти на промыслах.

4.Каково основное предназначение дожимных нефтеперекачивающих станций?

5.Для чего производится сепарирование продукции скважин?

6.Какие объекты и технологические комплексы входят в состав ЦПС?

ЛИТЕРАТУРА

1. Ишмурзин АЛ. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды: Учеб. пособие / А.А. Ишмурзин, Р.А. Храмов. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.

2. Коршак АЛ. Основы нефтегазового дела. Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Учеб. пособие / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. — 2-е изд. — Уфа, 2000.

3.Лаптев АЛ. Методология организации управления проектами строительства наземных объектов магистральных трубопроводов. — Тюмень: Слово, 2003.

4.Основы нефтегазового дела: Учебник / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. — 2 изд., доп. и испр. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

5.Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учеб. пособие / ММ. Карибов, О.А. Гумеров. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.

6.Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. — Казань: Фэн

2000.

7.Трубопроводный транспорт нефти / Под общ. ред. СМ. Вайнштока. — Т. 1. —2002.

8.Трубопроводный транспорт нефти / СМ. Вайншток, В.В. Новоселов, А.Д. Прохоров и др. Т. 2. — М., 2004.

ГЛАВА 13. НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ

13.1.Основное технологическое оборудование и сооружения НПС

13.1.1.Основныетипы нефтеперекачивающих станций

13.1.2.Основные технологические процессы на НПС

13.1.3.Состав объектов и сооружений НПС

13.1.4.Насосные агрегаты и сопутствующее оборудование

13.1.5.Дизельная резервная электростанция

13.2.КонструктивныерешенияНПС

13.2.1.Архитектурно-планировочныерешенияНПС

13.2.2.Теплоснабжение

13.2.3.Вентиляция

13.2.4.Водоснабжение и пожаротушение

13.2.5.Канализация

13.2.6.Электроснабжение

13.2.7.Автоматизация

13.2.8.Связь и сигнализация

13.2.9.Электрохимическая защита от коррозии

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

13.1.ОСНОВНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СООРУЖЕНИЯ НПС

13.1.1. Основные типы нефтеперекачивающих станций Нефтеперекачивающие станции предназначены для транспор-

тирования нефти от месторождений до потребителя. НПС магистральных нефтепроводов разделяются на головные и промежуточные.

Головные НПС предназначены для приема нефти с установок по ее подготовке, замера и перекачки ее из резервуаров в магистральный трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на рис. 13.1.1.

Она включает в себя подпорную насосную (1), площадку фильтров и счетчиков (2), магистральную насосную (3), площадку регуляторов давления (4), площадку пуска скребков (5) и резервуарный парк (6). Нефть с промысла направляется на площадку (2), где сначала очищается в фильт- рах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее

Рис. 13.1.1. Технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции: 1 — подпорная насосная; 2 — п,\ощадка фильтров и счетчиков; 3 — основная насосная; 4 — площадка регуляторов; 5 — площадка пуска скребков; 6 — резервуарный парк

количеством. Далее онанаправляется в резервуарный парк (6), где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная (1) и магастральная (3) насосные. По пути нефтьпроходитчерез площадку фильтров и счетчиков (2) с целью оперативного учета, а также

площадку регуляторов давления (4) с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода. Площадка (5) служит для запуска в нефтепровод очистных устройств —скребков.

Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе. Промежуточные НПС размещают по трассе нефтепровода в соответствии с гидравлическим расчетом через 50—200 км. Технологическая схема промежуточной НПС приведена на рис. 13.1.2.

Рис. 13.1.2. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции: 1 — основная насосная; 2 — помещение с регулирующими клапанами; 3 — устройство приема и пуска скребка; 4 — площадка с фильтрами-грязеуловителями

Для обеспечения достаточно надежного уровня синхронной работы смежных НПС магистральные трубопроводы разбивают на эксплуатационные участки, среднюю длину которых принимают в пределах 400—500 км. Расстояния между НПС определяются гидравлическим расчетом в зависимости от рабочего давления и пропускной способности нефтепровода при соблюдении нормативных разрывов от границ НПС до зданий и сооружений населенных пунктов, вахтенных поселков и промышленных предприятий.

Общий вид (панорама) НПС приведена на рис. 13.1.3 (см. цветную вклейку).

13.1.2. Основные технологические процессы на НПС

Технологической схемой НПС предусматриваются следующие

технологические процессы:

•перекачка нефти по схеме «из насоса в насос»;

•автоматический переход на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу мимо станции в случае ее остановки;

•обратная перекачка нефти по магистральному нефтепроводу;

•прием и пуск средств диагностики без остановки станции;

•сброс нефти от ударной волны в резервуар-сборник нефти;

•сбор утечек от насосов, опорожнение самотеком фильтров-гря- зеуловителей и приемных трубопроводов блока системы сглаживания волн в резервуар-сборник нефти;

•откачка нефти из резервуара-сборника вертикальным насосным агрегатом в приемный трубопровод основных насосов;

•опорожнение наземных участков трубопроводов нефтеперекачивающей станции от нефти при ремонтных работах;

•при достижении аварийного уровня нефти в резервуарах-сбор- никах нефти предусматривается отключение насосных агрегатов, а затем отключение от магистрального трубопровода;

•размыв парафина в резервуаре-сборнике нефтью при помощи вертикального насосного агрегата;

•оперативный учет нефти, поступающей на НПС, а также контроль крупных утечек с помощью ультразвукового счетчика.

На НПС предусмотрены следующие основные функциональные системы:

•технологическая;

•электроснабжения;

•водоснабжения;

•канализации;

•вентиляции;

•теплоснабжения;

•пожаротушения;

•технологической связи, автоматизации;

•ремонтообеспечения;

•жизнеобеспечения вахтенного персонала.

13.1.3. Состав объектов и сооружений НПС

В состав НПС входятследующие основные ивспомогательныеустановки и сооружения:

•магистральная насосная;

•маслохозяйство;

•сборник нефти сброса ударной волны утечек и дренажа;

•емкость для аварийного сбора нефти;

•насосы погружные высоконапорные;