Козловского месторождения

68

Консорциум н е д р а

69

Консорциум н е д р а

70

Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Характеристика исходного сырья

Консорциум н е д р а

71

Сырьем установки № 2 является полностью разгазированная и обезвоженная до 2 % объемных нефть, проходящая с установки № 3/2.

Характеристика готовой продукции

Готовой продукцией на установке № 2 является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002, транспортируемая на установку № 3/2. При стабилизации нефти выделяется широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ

38101524-93. Выделившийся при стабилизации нефти газ направляется на газокомпрессорную станцию. В качестве вспомогательных материалов на установки № 2 используется пресная вода для осуществления процесса обессоливания, а также газ (сухой, попутный нефтяной), используемый в качестве топлива для печей. На установке № 2 имеется реагентное хозяйство, предназначенное для хранения реагента и подачи его в поток сырой нефти, приходящей на установку № 3/2. Степень подготовки нефти определяется показателями, приведенными в табл. 5.3.

Консорциум н е д р а

Характеристика применяемых материалов – деэмульгаторов ингибиторов коррозии

В качестве вспомогательных материалов на установке № 2 применяются газ, используемый в качестве топлива, пресная вода для осуществления процесса обессоливания, химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними.

Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий на установку № 3/2 подаются следующие реагенты – деэмульгаторы с установки № 2: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490,

Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-СТХ-1, ДИН-4.

Консорциум н е д р а

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум н е д р а

73

Описание технологического процесса УПН-2

На установке комплексной подготовки нефти № 2 производится процессы глубокого обезвоживания, обессоливания, а также стабилизация нефти.

На установке № 2 имеются два технологических блока (блок № 1 и блок № 2), работающих параллельно. На блоке № 1 осуществляется обессоливание и полное обезвоживание нефти. На блоке № 2 осуществляется обессоливание, полное обезвоживание и стабилизация нефти.

Товарная нефть с установки № 2 подается в резервуары товарной нефти на установку № 3.

Дренажная эмульсия с установки № 2 подается на установку № 3/2. Выделившийся при стабилизации нестабильный бензин после нейтрализации направляется на пункт налива гексановой фракции. Газ при подготовки нестабильного бензина направляется через газосепаратор на ГКС-2.

Подготовка нефти на блоке № 2 установки № 2

Нефть, прошедшая предварительную подготовку на установке № 3 поступает на блок № 2 установки № 2 через задвижку № 500 под давлением не более 16,0 кгс/см2 и с температурой не более 45 °С. Давление жидкости во входном коллекторе контролируется местно с помощью технического манометра.

Количество поступающей жидкости на блок № 2 должно составлять 200 – 800 м3/час. Загрузка блока контролируется по показаниям расходомера. Температура во входном коллекторе контролируется по прибору (TE-300и).

Консорциум н е д р а

74

Нефть через задвижки № 501, 502 подается в два параллельно работающих ряда теплообменников Т-1/13, Т-1/14,

Т-1/15, Т-1/16, Т-1/17, Т-1/18, Т-1/19, Т-1/20, Т-1/21, Т-1/22, Т-1/23, Т-1/24.

Сырая нефть проходит по трубному пространству теплообменников через задвижки №№ 510, 511, 526, 528, 542, 544, 560, 562, 576, 578, 592, 594, 518, 520, 534, 536, 550, 552, 568, 570, 584, 586, 600, 602 и нагревается до температуры не более 100 °С.

Подогретая до 100 °С сырая нефть под давлением 5,0 – 7,0 кгс/см2 поступает через задвижки №№ 610, 619, 621, 623, 611, 632, 633, 635 в отстойники ОШ-1/3, ОШ-1/4. Для контроля за величиной давления перед ОШ-1/3, ОШ-1/4

установлен манометр. На линии подачи нефти в отстойники ОШ-1/3, ОШ-1/4 для учета объема прокачиваемой нефти установлены расходомеры.

В отстойниках ОШ-1/3, ОШ-1/4 происходит горячий отстой нефти при давлении не более 7,0 кгс/см2. Давление контролируется по техническим манометрам. Уровень раздела фаз «нефть-вода» поддерживается автоматически в пределах 30 – 35 % от объема аппарата с помощью регулирующих клапанов, установленного на линии выхода воды и контролируется уровнемером. Согласно проектным решениям по установке допускается работа отстойников ОШ-1/3, ОШ-1/4 без уровня раздела фаз.

Вода с нижней части аппаратов через регулирующие клапаны 76-5, 75-4 и задвижки №№ 636, 637, 639, 644б, 624, 625, 627, 644, 647, 648а, 648, 645а, 1017, 1009 подается на установку № 3/2. Для учета объема сброшенной воды после каждого отстойника установлены расходомеры.

Далее нефть с верхней части ОШ-1/3, ОШ-1/4 через задвижки №№ 630, 640, 665, 659, 660, 661, 656, 674, 675, 676 направляется в электродегидраторы ЭДШ-1/3, ЭДШ-1/4.

Консорциум н е д р а

663, 666, 668, 558, 645, 645а 1017 подается на установку № 3/2. Для учета объема сброшенной воды после каждого

электродегидратора установлены расходомеры. Нефть с верхней части ЭДШ-1/3, ЭДШ-1/4 через задвижки №№ 671, 688, 650 направляется в емкость Е-1/2.

Емкость Е-1/2 служит буфером для насосов обессоленной нефти. Давление в Е-1/2 поддерживается не более

6,0 кгс/см2.. Уровень в Е-1/2 должен быть не менее 20 % от объема аппарата.

С емкости Е-1/2 нефть направляется через задвижки №№ 651, 708, 706, 703 на прием насосов обессоленной нефти НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6. Обессоленная нефть насосами НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6 под давлением 10,0 – 18,0

кгс/см2 через задвижки №№ 709, 707, 705, 700, 710 подается на теплообменники обессоленной нефти Т-2/7, Т-2/8, Т-

2/9, Т-2/10, Т-2/11, Т-2/12, Т-2/14. Давление в выкидной линии насосов контролируется по электроконтактным манометрам . Для предотвращения аварийного повышения давления на выкидной линии насосов НОН-2/4, НОН-2/5

Консорциум н е д р а

76

дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/2. Давление во входном коллекторе теплообменников Т-2/7, Т-2/8, Т-2/9, Т-2/10, Т-2/11, Т-2/12, Т-2/14 не должно превышать 18,0 кгс/см2. Температура нефти на входе в теплообменники не должна превышать 100 °С. Нефть с насосов НОН-2/4, НОН-2/5, НОН-2/6 проходит по межтрубному пространству теплообменников через задвижки №№ 710а, 712, 714, 716, 718, 720, 722, 724, 726, 728, 730, 732, 734, 736, 738 и нагревается до температуры не более 180 °С. Давление на выходе нефти из межтрубного пространства каждого теплообменника контролируется с помощью технических манометров.

Нефть с межтрубного пространства теплообменников направляется через задвижки №№ 771, 772, 774, 846 на печи П-3, П-4.

Расход обессоленной нефти на одну печь должен составлять 160 – 600 м3/час. Давление в линии подачи нефти не должно превышать 18,0 кгс/см2.

Нефть через задвижки №№ 778, 780, 782, 784 проходит по четырем секциям (ниткам) печи № 3 и через задвижки №№ 838, 840 842, 844 проходит по четырем секциям (ниткам) печи П-4, нагреваясь до температуры не более 250 °С. Расход нефти по одной секции (нитке) печей П-3, П-4 должен быть не меньше 40 м3/час.Контроль за расходом нефти по каждой секции (нитке) осуществляется при помощи расходомера. Температура нефти на выходе из печей П-3, П-4 контролируется по приборам (TE-300а, TE-300б, TE-300в, TE-300г). Также необходимо следить за температурой промежутков печей. Для контроля за температурой промежутков печей установлены приборы (TE-

300д, TE-300е, TE-300ж, TE-300з). При работе печей необходимо следить за температурой дымовых газов, которая не должна превышать 800 °С. Для этого предусмотрены датчики.

Консорциум н е д р а