КРИВОЛУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

пресная вода для осуществления процесса обессоливания, химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов при транспортировке газа и

гексановой фракции.

Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий на установке № 3/1 подаются следующие реагенты – деэмульгаторы с установки № 1:Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490,

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

Описание технологического процесса УПН-1

На установку комплексной подготовки нефти № 1 производится процессы глубокого обезвоживания, обессоливания, а также стабилизация нефти.

Товарная нефть с установки № 1 подается в резервуары товарной нефти на установку № 3.

Консорциум « Н е д р а »

102

Дренажная эмульсия с установки № 1 подается на установку № 4/1. Выделившийся при стабилизации нестабильный бензин направляется на пункт налива гексановой фракции. Газ при подготовки нестабильного бензина направляется на ОГПЗ.

Подготовка нефти на установке № 1

Нефть, прошедшая предварительную подготовку на установке № 3 поступает на установку № 1 через задвижки №№ 166, 168 под давлением 3,0 – 16,0 кгс/см2 и с температурой не более 40 °С.

Давление жидкости во входном коллекторе контролируется местно с помощью технического манометра.

Нефть, пройдя регулятор расхода № 167, поступает в теплообменники подогрева сырой нефти Т-1, Т-2, Т-3, Т-4.

Сырая нефть проходит по трубному пространству теплообменников через задвижки №№ 131, 130, 127, 126, 125, 124, 123, 122 и нагревается до температуры не более 80 °С. Температура сырой нефти на выходе из ряда теплообменников контролируется по прибору (TE-156б) с выводом показаний на АРМ оператора. Давление на выходе нефти из трубного пространства каждого теплообменника контролируется с помощью технического манометра.

Подогретая до 80 °С сырая нефть поступает через задвижки №№ 701, 662 в первую (КД-3) из трех последовательно работающих колонн деэмульсации. В колонне деэмульсации КД-3 происходит горячий отстой нефти при давлении не более 14,0 кгс/см2. Давление контролируется местно по техническому манометру. Уровень раздела фаз «нефть-вода» поддерживается автоматически в пределах 30 – 40 % от шкалы прибора с помощью регулирующего клапана № 63, установленного на линии выхода воды и контролируется уровнемером.

Из колонны деэмульсации нефть поступает через задвижки №№ 59, 60 во вторую (КД-2) из трех последовательно работающих колонн деэмульсации. В колонне деэмульсации КД-2 происходит горячий отстой нефти при давлении не

Консорциум « Н е д р а »

103

более 14,0 кгс/см2. Давление контролируется местно по техническому манометру. Уровень раздела фаз « нефть-вода» поддерживается автоматически в пределах 30 – 40 % от шкалы прибора с помощью регулирующего клапана № 75,

установленного на линии выхода воды и контролируется уровнемером.

Из колонны деэмульсации нефть поступает через задвижки №№ 71, 72 в третью ( КД-1) последовательно

установленной на линии выхода воды и контролируется уровнемером с выводом показаний на АРМ оператора. При

достижении предельных значений уровней срабатывает сигнализация на АРМ оператора.

Вода с нижней части аппаратов через регулирующие клапаны №№ 63, 75 и задвижки №№ 61, 62, 64, 73, 74, 76, 81,

146а подается на установку № 3/1.

Нефть из колонн деэмульсации через задвижки №№ 79, 340, 333, 334, 335, направляется в первый из двух

последовательно работающих электродегидраторов ЭДШ-1. Для учета объема жидкости на линии подачи нефти в электродегидратор установлен расходомер. Обвязкой предусмотрена подача жидкости из теплообменников Т-1, Т-2,

Консорциум « Н е д р а »

104

В электродегидраторе ЭДШ-4 происходит разрушение эмульсии и окончательное обезвоживание при давлении не

более 7,0 кгс/см2. Контроль за величиной давления осуществляется по техническому манометру местно, а также на АРМ оператора при помощи манометра с передачей данных. Уровень раздела фаз «нефть-вода» поддерживается автоматически в пределах 30 – 35 % от шкалы прибора с помощью регулирующего клапана № 664, установленного

на линии выхода воды и контролируется уровнемером.

Нефть с верхней части электродегидратора ЭДШ-4 поступает через задвижки №№ 330, 342, 345, 351, 353, 312 во второй (ЭДШ-1) из двух последовательно работающих электродегидраторов. В электродегидраторе ЭДШ-1

происходит разрушение эмульсии и окончательное обезвоживание при давлении не более 7,0 кгс/см2. Вода с нижней части аппаратов через регулирующие клапаны №№ 664, 659 и задвижки №№ 349, 658, 661, 331, 665, 669, 706 подается на установку № 3/1. Нефть с верхней части ЭДШ-1 через задвижки №№ 347, 706, 281, 282, 283, 300, 704, 284, 280 подается на прием насосов обессоленной нефти НОН-1, НОН-2, НОН-3, НОН-4.

Обессоленная нефть насосами НОН-1, НОН-2, НОН-3 НОН-4 под давлением 9,0 – 15,0 кгс/см2 через задвижки №№ 279, 276, 277, 278, 285, 288, 284, 301, 695, 202 подается на теплообменники обессоленной нефти Т-13, Т-14, Т-15.

Давление на приеме насосов НОН-1, НОН-2, НОН-3 НОН-4 должно быть не менее 1,0 кгс/см2. Контроль за величиной давления осуществляется местно при помощи технических манометров. Давление в выкидной линии насосов контролируется по электроконтактным манометрам. При давлении меньше 9,0 кгс/см2 и больше 15,0 кгс/см2

срабатывает сигнализация на АРМ оператора и блокировка насосного агрегата. Для учета прокачиваемой нефти на приемной линии каждого насоса установлены расходомеры с выводом показаний на АРМ оператора. Для предотвращения аварийного повышения давления на выкидной линии насосов НОН-1, НОН-2, НОН-3 установлено по

Консорциум « Н е д р а »

105

одному предохранительному клапану со сбросом давления на прием насосов. Для охлаждения подшипников насосов НОН-1, НОН-2, НОН-3 НОН-4 предусмотрена подача пресной воды с водонасосной станции УКПН-1.

Технологические утечки с сальников насосов НОН-1, НОН-2, НОН-3, НОН-4 направляются по дренажной линии в канализационный колодец и далее на установку № 4/1.

Обессоленная нефть с насосов НОН-1, НОН-2, НОН-3, НОН-4 проходит по межтрубному пространству

теплообменников Т-13, Т-14, Т-15 через задвижки №№ 236, 234, 233, 231, 230, 228 и нагревается до температуры не более 180 °С. Давление обессоленной нефти во входном коллекторе теплообменников Т-13, Т-14, Т-15 не должно превышать 15,0 кгс/см2.

Контроль за величиной давления осуществляется по элкетроконтактному манометру. Давление на выходе нефти из межтрубного пространства каждого теплообменника контролируется с помощью технического манометра Температура обессоленной нефти на входе в теплообменники Т-13, Т-14, Т-15 контролируется по прибору (TE-156е) с выводом показаний на АРМ оператора и не должна превышать 80 °С. Температура обессоленной нефти на выходе их теплообменников Т-13, Т-14, Т-15 контролируется по прибору (TE-156ж) с выводом показаний на АРМ оператора.

Нефть с межтрубного пространства теплообменников направляется через задвижки №№ 697, 265, 268, 266 на печи П-1, П-2, П-3.

Давление в линии перед печами не должно быть меньше 5,0 кгс/см2. Контроль за величиной давления осуществляется по манометрам с передачей данных на АРМ оператора. Нефть через задвижки №№ 430, 431, 432, 433 проходит по четырем секциям печи П-1, через задвижки №№ 434, 435, 436, 437 проходит по четырем секциям печи П-

2, через задвижки №№ 444, 445, 446, 447 проходит по четырем секциям печи П-3, нагреваясь до температуры не

Консорциум « Н е д р а »

106

более 260 °С. Расход нефти по одной секции печей П-1, П-2, П-3 должен быть в пределах 40 – 100 м3/час. Контроль за

расходом нефти по каждой секции осуществляется при помощи расходомера. Температура нефти на выходе из печей П-1, П-2, П-3 контролируется по приборам.

Контроль за величиной давления осуществляется по манометрам Топливом для печей П-1, П-2, П-3 служит сухой отбензиненый газ с Отрадненского газоперерабатывающего завода (ОГПЗ). При ремонтно-профилактических работах или в аварийной ситуации в качестве топлива может использоваться попутный нефтяной газ. Газ с ОГПЗ

проходит через задвижки №№ 950, 947, 951, электрозадвижку № 949 и направляется на печи П-1, П-2, П-3.

Электрозадвижка № 949 служит для прекращения подачи газа на печи П-1, П-2, П-3 при давлении в газопроводе

меньше 0,4 кгс/см2. Давление в газопроводе контролируется местно при помощи технического манометрами. Также на линии подачи газа установлен электроконтактный манометр. Газ, подаваемый на печь П-1 двумя потоками через

задвижки №№ 978, 197а, 360, 980, 197, 361, 979 регуляторы давления 357, 358 (по одному на каждый поток) подается на горелки. Давление газа, подаваемого на горелки поддерживается в пределах 0,4 – 3,5 кгс/см2.

Газ, подаваемый на печь П-2 двумя потоками через задвижки №№ 975, 71, 214, 977, 70, 119, 976 регуляторы

давления 760, 749 (по одному на каждый поток) подается на горелки. Давление газа, подаваемого на горелки поддерживается в пределах 0,4 – 3,5 кгс/см2. Газ, подаваемый на печь П-3 двумя потоками через задвижки №№ 971, 972, 973, 974, 967, 969, 968 регуляторы давления 736, 738 (по одному на каждый поток) подается на горелки. Давление газа, подаваемого на горелки поддерживается в пределах 0,4 – 3,5 кгс/см2 .

Консорциум « Н е д р а »

107

Нагретая нефть из печи П-1 через задвижки №№ 425, 426, 427, 428, 429, 668, 669, из печи П-2 через задвижки №№ 438, 439, 440, 443, 1002, 442, 1000, из печи П-3 через задвижки №№ 449, 450, 451, 456, 965, 448, 452, соединяясь в один

поток, под давлением не более 10,0 кгс/см2 подается в колонны стабилизации КС-1, КС-2 через задвижки №№ 593, 681.

В колонне стабилизации происходит многократное испарение и конденсация нефти за счет разности температур верха и низа колонны. Давление в колоннах стабилизации поддерживается не более 8,5 кгс/см2. Контроль за величиной давления в КС-1, КС-2 осуществляется по техническим манометрам. Температура низа колонн стабилизации КС-1, КС-2 не должна превышать 260°С. Температура в зоне питания колонн стабилизации КС-

1, КС-2 не должна превышать 200 °С. Температура верха колонн стабилизации КС-1, КС-2 поддерживается не более 100 °С с помощью регулирующих клапанов путем регулирования подачи бензина с температурой 50 °С. Для контроля за температурой верха колонн стабилизации КС-1, КС-2 установлены датчики. Для учета количества бензина, подаваемого на охлаждение колонн стабилизации КС-1, КС-2 установлены расходомеры. Уровень нефти в колоннах стабилизации КС-1, КС-2 поддерживается в пределах 40 – 60 % от шкалы прибора с помощью регулирующих клапанов на выходе нефти и контролируется по уровнемерам.

Нефть с нижней части колонн стабилизации КС-1, КС-2 через задвижки № 676, 679, 577, 579, регулирующие клапаны №№ 678, 578 направляется в трубное пространство теплообменников Т-13, Т-14, Т-15. Нефть, пройдя по трубному пространству теплообменников через задвижки №№ 237, 239, 240, 242, 243, 245 охлаждается до температуры 140 °С. Охлажденная до 140 °С товарная нефть из теплообменников Т-13, Т-14, Т-15 подается в межтрубное пространство теплообменников Т-1, Т-2, Т-3, Т-4. Товарная нефть, проходя межтрубное пространство

Консорциум « Н е д р а »

пресная циркуляционная вода с водонасосной. Пройдя межтрубное пространство конденсаторов-холодильников

КХ-48, КХ-49 парожидкостная смесь охлаждается до температуры не более 50 °С. Температура охлаждающей воды на выходе из КХ-48, КХ-49 не должна превышать 50 °С.

Схемой предусмотрена подача нестабильного бензина с колонн стабилизации КС-1, КС-2 непосредственно в конденсаторы-холодильники через задвижки №№ 468, 500, 472, 473, 708, 478, 471, 468.

Охлажденная до температуры не более 50 °С парожидкостная смесь через задвижки №№ 475, 479, 466а, 466 подается в сепаратор БЕ-1, где происходит сепарация газа при давлении 6,0 – 8,0 кгс/см2.

Давление в БЕ-1 поддерживается при помощи регулирующего клапана № 614, установленного на линии отвода газа. При достижении предельных значений давлений срабатывает сигнализация на АРМ оператора. Уровень раздела фаз «жидкость-газ» поддерживается в пределах 30 – 70 % от шкалы прибора вручную при помощи запорной арматуры, установленной на выходе жидкости и контролируется по уровнемеру. При достижении предельных

Консорциум « Н е д р а »