Возможные неполадки технологического процесса.

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.