Карагайского месторождения
.pdf
89
Углеводородный состав |
|
|
|
|
Используется |
|
|
|
|
|
|
|
для |
|
|
Сумма углеводородов С1-С2 |
, |
3 |
5 |
- |
|
||
% массовый, не более |
|
|
|
|
последующей |
|
|
|
|
|
|
|
переработки |
|
|
Пропан, % массовый, не более |
|
15 |
- |
- |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Марка А |
Марка Б |
Марка В |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 6.3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Область |
|
Показатели качества, |
|
Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ |
применения |
|
|||
обязательные для проверки |
(заполняется при необходимости) |
изготовляемой |
|
||||
|
|
|
|
|
|
продукции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сумма углеводородов С4-С5 |
, |
45 |
40 |
35 |
|
|
|
% массовый, не более |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Сумма углеводородов С6 и |
11 |
25 |
50 |
|
|
||
выше, % массовый, не более |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Содержание |
сероводорода |
и |
0,025 |
0,05 |
0,05 |
|
|
меркаптановой |
серы, |
|
|
|
|
|
|
% массовый, не более |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Содержание взвешенной воды, |
отсутствие |
отсутстви |
отсутстви |
|
|
||
% массовый |
|
|
|
е |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Содержание |
щелочи, |
% |
отсутствие |
отсутстви |
отсутстви |
|
|
массовый |
|
|
|
е |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
90
Внешний вид |
Бесцветная, |
прозрачная, |
|
легколетучая жидкость |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Применяемые вспомогательные материалы
В качестве вспомогательного материала используется деэмульгаторы, ингибитор гидратоотложений и
нейтрализатор сероводорода и меркаптанов.
На УКПН для осуществления процессов обезвоживанияи обессоливания применяются реагенты – деэмульгаторы:
Реапон-4В, Диссолван -4490, Диссолван -4411, Дипроксамин-157-65-14, Прогалит НМ 20/40.
Для предотвращения замерзания газа и нефти применяется в качестве ингибитора гидратоотложений метанол.
Для нейтрализации сероводорода и меркаптанов применяется жидкий каустик.
Характеристика применяемых деэмульгаторов
Дипроксамин-157-65-14 применяется в качестве активной основы деэмульгаторов и ингибиторов
парафиноотложений для нефтяной промышленности.
Физико-химические свойства деэмульгатора Дипроксамин-157-65-14 приведены в табл. 6.4.
Таблица 6.4
Физико-химические свойства деэмульгатора Дипроксамин-157-65-14
Наименование показателей |
Норма |
|
|
Внешний вид |
Прозрачная вязкая жидкость от |
|
желтого до коричневого цвета |
|
|
Консорциум « Н е д р а »
91
Плотность при t=20 °С, г/см3 |
0,96 - 0,98 |
|
|
|
|
Массовая доля основного вещества, % |
50 |
± 5 |
вес: |
|
|
|
|
|
Вязкость при t=20 °С, сПз |
55 |
- 65 |
|
|
|
Температура застывания, °С |
Не выше минус 30 |
|
|
|
|
Температура кипения, °С |
Плюс 64 |
|
|
|
|
Растворимость: |
В воде не растворим, в нефти |
|
|
растворим |
|
|
|
|
Токсичность |
Токсичен |
|
|
|
|
Прогалит НМ 20/40 применяется для разрушения водонефтяных эмульсий. Реагент относится к неогеновым ПАВ,
пажароопасен.
Физико-химические свойства деэмульгатора Прогалит НМ 20/40 приведены в табл. 6.5.
Таблица 6.5
Физико-химические свойства деэмульгатора Прогалит НМ 20/40
Наименование показателей |
Норма |
|
|
Внешний вид |
Жидкость |
|
|
Плотность при t=20 °С, г/см3 |
0,975 – 0,995 |
|
|
Массовая доля основного вещества, % вес: |
65 ± 2 |
|
|
Консорциум « Н е д р а »
92
Продолжение таблицы 6.5
Наименование показателей |
Норма |
|
|
Вязкость при t=20 °С, сПз |
50,4 |
|
|
Температура застывания, °С |
не выше минус 20 |
|
|
Температура кипения, °С |
плюс 64 - 100 |
|
|
Растворимость: |
В воде растворим, в нефти не растворим |
|
|
Токсичность |
токсичен |
|
|
Характеристика ингибитора гидратоотложений
Для предотвращения замерзания газа и нефти применяется в качестве ингибитора гидратоотложений метанол.
Метиловый спирт, метанол СН3ОН является простейшим представителем предельных одноатомных спиртов При обычных условиях это бесцветная, легколетучая, горячая жидкость, иногда с запахом, напоминающим запах
этилового спирта. На организм человека метанол действует опьяняющим образом и является сильным ядом.
Физико-химические свойства ингибитора гидратоотложений метанола приведены в табл. 6.6.
Таблица 6.6
Физико-химические свойства ингибитора гидратоотложений метанола
Наименование показателей |
Норма |
|
|
Внешний вид |
Бесцветная жидкость без нерастворимых |
|
примесей |
|
|
Плотность при t=20 °С, г/см3 |
0,791 – 0,792 |
Массовая доля основного вещества, % вес: |
99,92 |
|
|
Консорциум « Н е д р а »
93
Плотность при t=20 °С, г/см3 |
0,791 – 0,792 |
|
||
Массовая доля основного вещества, % вес: |
99,92 |
|
|
|
|
|
|
||
Температура застывания, °С |
минус 97,5 |
|
||
|
|
|
||
Температура кипения, °С |
плюс 64 – 65,5 |
|
||
|
|
|
|
|
Массовая доля воды, % не более |
0,08 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Растворимость |
С |
водой |
смешивается в любых |
|
соотношениях, растворим в нефти |
||||
|
||||
|
|
|
|
|
Токсичность |
яд |
|
|
|
|
|
|
|
|
Характеристика нейтрализатора сероводорода и меркаптанов
Для нейтрализации сероводорода и меркаптанов применяется жидкий каустик (концентрация едкого натра 42 %).
Жидкий каустик - водный раствор смеси едкого натра, углекислого натрия и фенолятов. Получается в результате каустификации содовых растворов - отходов при производстве каменноугольных фенолов.
Физико-химические свойства нейтрализатора сероводорода и меркаптанов жидкого каустика приведены в табл. 6.7.
Таблица 6.7
Физико-химические свойства нейтрализатора сероводорода и меркаптанов жидкого каустика
Наименование показателей |
Норма |
|
|
Внешний вид |
Твердое вещество |
|
|
Плотность при t=20 °С, г/см3 |
1,43 – 1,44 |
|
|
Массовая доля основного вещества, % вес: |
63 - 45 |
|
|
Консорциум « Н е д р а »
94
Температура застывания, °С |
Плюс 13,6 |
|
|
Температура кипения, °С |
Плюс 106 |
|
|
Содержание хлористого натрия (NaCl), % |
3,8 |
|
|
Содержание углекислого натрия (Na2CO3),%, |
|
не более |
0,8 |
|
|
Растворимость |
В воде растворим, в нефти не растворим |
|
|
Токсичность |
токсичен |
|
|
Содержание хлористого натрия (NaCl), % |
3,8 |
|
|
Содержание углекислого натрия (Na2CO3),%, |
|
не более |
0,8 |
|
|
Растворимость |
В воде растворим, в нефти не растворим |
|
|
Токсичность |
токсичен |
|
|
Описание технологического процесса УКПН
Технологический процесс стабилизации нефти осуществляется на двух технологических установках подготовки нефти №1, №2, идентичных по составу и состоит из трех стадий: обезвоживание, обессоливание и стабилизации нефти.
Процесс обезвоживания проводится при температуре до 100оС и давлении до 6 атм. в теплообменниках Т-1/1-8.
Подогретая сырая нефть после теплообменников объединяется в один поток и подается в шаровые отстойники О-1, О-2,
где под воздействием температуры и деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отстой пластовой воды, в качестве отстойников используются шаровые аппараты объемом 600м3, по два на каждой установке.
Консорциум « Н е д р а »
95
На входе сырой нефти в отстойники О-1, О-2 подается пресная вода от насосов Н-8/1-2 для отмывки солей из нефти.
Пластовая соленая вода из отстойников сбрасывается в емкости третьей ступени сепарации или может сбрасываться в промышленную канализацию в пруды дополнительного отстоя на КНС-3 или может использоваться в подготовке ловушечной нефти перед подачей ее на установку.
Процесс обессоливания нефти происходит в шаровых электродегидраторах Э-1,Э-2 при обработке ее электрическим током промышленной частоты с напряжением 11-16 кВ при температуре 65-100оС и давлении до 5 атм.
Под действием сильного электрического поля в электродегидраторах происходит процесс разрушения центров эмульгации. В результате разрушения центров эмульгации и подачи пресной воды в электродегидраторах происходит основное обессоливание нефти, а также снижается кислотность.
Сброс воды из электродегидраторов осуществляется на УПСВ или в пруды дополнительного отстоя на КНС-3.
Обезвоженная,обессоленная нефть из верхней части электродегидратора поступает в промежуточную емкость Е-1,
служащую буферной емкостью для насосов Н-3/1-4, откуда подается во вторую группу теплообменников Т-2/1-8, где обессоленная нефть подогревается до температуры 120-185оС горячей стабильной нефтью из куба колонны К-1.
Процесс стабилизации нефти заключается в выделении из нефти широкой фракции легкокипящих, а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как азот, сероводород, углекислый газ.
Выделение из нефти ШФЛУ осуществляется методом ректификации в тарельчатой колонне К-1, внутри которой имеется 38 колпачковых тарелок.
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
96
Ректификация - это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящих на колпачковых тарелках за счет двух встречных потоков парообразной и жидкой фаз.
Движущей силой процесса ректификации является разность температур и давлений по высоте колонны. Для поддержания подобного режима в нижнюю часть колонны подается горячая нефть с температурой 200-290оС из печей подогрева, а в верхнюю часть колонны подается более холодная жидкая фаза-флегма с температурой до 40оС.
В качестве флегмы используется часть нестабильного бензина, сконденсированного в конденсаторах-
холодильниках.
Для наиболее полного извлечения нестабильного бензина в колонне стабилизации поддерживаются следующие параметры технологического режима:
-температура куба колонны – 160-250оС;
-давление в колонне 5-11кгс/см2;
-температура верха колонны-от 40-80оС;
-температура зоны питания колонны – 130-155 оС;
-расход сырой нефти на колонну – 300-900м3/час.
В качестве подогревателя нефти на установке используется радиантно-конвекционная печь ПБ-20-4шт. Нагрев нефти в печах осуществляется продуктами сгорания сухого нефтяного газа, поступающего с ГПЗ, природного газа Кулешовского месторождения или сырого газа, поступающего с I ступени сепарации.
Консорциум « Н е д р а »
97
Факельное хозяйство представляет собой: факельную свечу:-d=250 мм, H=22м, находящуюся в обваловке за территорией производства на расстоянии 200м от периметра ограждения.
Для откачки товарной нефти на установке имеются центробежные насосы Н-1,3,4,5 и Н-7,8,9; насосы Н-14 и Н-15
служат для внутрипарковой перекачки и циркуляции нефти. Группа насосов Н-1,3,4,5 и Н-7,8,9 предназначена для откачки стабильной нефти из резервуаров Р-3а,4а,1,2,3,4 в магистральный нефтепровод диаметром 500мм.
На узле учета № 234 регистрируется качество и количество нефти, сданной в Самарский РНУ.
На напорном трубопроводе каждого насоса откачки нефти установлен обратный клапан и манометр для замера давления.
Описание технологической схемы УКПН
Процесс подготовки нефти в ЦПНГ-5 включает следующие стадии:
-предварительный сброс пластовой воды;
-обезвоживание;
-обессоливание;
-стабилизация.
Предварительный сброс пластовой воды
Предварительный сброс пластовой воды проводится в технологических резервуарах РВС-5000 и на установке предварительного сброса пластовой воды УПСВ. Перед подачей сырой нефти на УПСВ в нефтяные коллекторы
Консорциум « Н е д р а »