КРИВОЛУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.pdf
116
Реагент насосом НЧК-5 под давлением 1,0 – 3,0 кгс/см2 через задвижки №№ 945а, 926, 931, 936 подается в
мерники М-1, М-2, М-3. Технологические утечки с сальников насоса НЧК-5 направляются по дренажной линии в
канализационный колодец и далее на установку № 4/1. |
|
Из мерников М-1, М-2, М-3 реагент через задвижки №№ |
934, 930, 927, 938, 940, 949, 950 поступает на |
прием насосов НЧК-1, НЧК-2, НЧК-3. Реагент насосами НЧК-1, |
НЧК-2, НЧК-3 под давлением 4,0 – 8,0 кгс/см2 |
через задвижки №№ 941, 951, 952 подается в поток нефти, приходящей на установку № 3/1. |
|
Из мерников М-1, М-2, М-3 реагент через задвижки №№ 935, 933, 925, 942, 953 поступает на прием насосов |
|
НЧК-7, НЧК-8. Реагент насосами НЧК-7, НЧК-8 под давлением |
4,0 – 8,0 кгс/см2 через задвижки №№ 943, 945 |
подается в поток нефти, приходящей на установку № 3/1. |
|
Консорциум « Н е д р а »
117
9 Подготовка нефти до товарных кондиций на УКПН-2
Характеристика объекта
Комбинированная установка комплексной подготовки нефти № 2 предназначена для доведения показателей качества нефти, поступающей с установки № 3, до величин, указанных в ГОСТ Р 51858-2002.
Установка № 2 состоит из двух блоков, расположенных на территории УКПН-2.
Проектная производительность установки № 2 по товарной нефти составляет 24000 т/сут.
Блок № 1 и блок № 2 установки № 2 НСП были введены в эксплуатацию поочередно: блок № 2 был введен 1967 году, блок № 1 был введен в 1968 году.
Перечень оборудования, входящего в состав установки
Полный состав технологического оборудования установки № 2 представлен в табл. 9.1.
Таблица 9.1
Перечень технологического оборудования
№п/п |
Наименование оборудования |
Количество оборудования, шт. |
|
|
|
||
|
|
Блок №1 |
Блок №2 |
|
|
|
|
1 |
Отстойники шаровые |
2 |
2 |
|
|
|
|
2 |
Электродегидраторы шаровые |
2 |
2 |
|
|
|
|
3 |
Теплообменники сырой нефти |
12 |
12 |
|
|
|
|
4 |
Емкость обессоленной нефти |
1 |
1 |
|
|
|
|
5 |
Насосы обессоленной нефти |
3 |
3 |
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
118
6 |
Теплообменники товарной нефти |
- |
7 |
|
|
|
|
7 |
Печи беспламенного горения |
2 |
2 |
|
|
|
|
8 |
Колонна стабилизации |
- |
1 |
|
|
|
|
9 |
Аппараты воздушного охлаждения |
- |
2 |
|
|
|
|
10 |
Конденсаторы-холодильники |
- |
2 |
|
|
|
|
11 |
Сепараторы подготовки нестабильного бензина |
- |
2 |
|
|
|
|
12 |
Газосепаратор |
- |
1 |
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
119
Продолжение таблицы 9.1
№п/п |
Наименование оборудования |
Количество оборудования, шт. |
|
|
|
||
|
|
Блок №1 |
Блок №2 |
|
|
|
|
13 |
Отстойники для нейтрализации нестабильного |
- |
2 |
|
бензина |
|
|
|
|
|
|
14 |
Насосы подачи нестабильного бензина на |
- |
2 |
|
охлаждение верха колонны стабилизации |
|
|
|
|
|
|
15 |
Насосы откачки нестабильного бензина на пункт |
- |
2 |
|
налива гексановой фракции |
|
|
|
|
|
|
16 |
Аварийная емкость |
1 |
2 |
|
|
|
|
17 |
Емкость для хранения свежей щелочи |
- |
1 |
|
|
|
|
18 |
Насосы для подачи свежей щелочи |
- |
2 |
|
|
|
|
19 |
Насосы для подачи щелочи в отстойники |
- |
3 |
|
нейтрализации нестабильного бензина |
|
|
|
|
|
|
20 |
Емкость для хранения метанола |
- |
1 |
|
|
|
|
21 |
Насос подачи метанола |
- |
1 |
|
|
|
|
22 |
Шлюз-баллон для сбора бокового погона |
- |
1 |
|
|
|
|
23 |
Насосы откачки жидкости на установку № 3/2 |
1 |
1 |
|
|
|
|
24 |
Емкость для хранения пресной воды |
1 |
- |
|
|
|
|
25 |
Насосы подачи пресной воды на процесс |
3 |
- |
|
обессоливания |
|
|
|
|
|
|
26 |
Водонасосная станция |
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
120
26.1 |
Насосы подачи пресной воды в систему ППД |
3 |
|
Дмитриевского месторождения |
|
|
|
|
|
|
|
26.2 |
Пожарные насосы |
2 |
|
|
|
26.3 |
Насосы циркуляционного водоснабжения |
3 |
|
|
|
26.4 |
Подпорные насосы |
2 |
|
|
|
26.5 |
Градирня |
1 |
|
|
|
26.6 |
Камера охлажденной воды |
1 |
|
|
|
26.7 |
Пожарные резервуары |
2 |
|
|
|
27 |
Воздушно-компрессорная станция |
|
|
|
|
27.1 |
Компрессор |
4 |
|
|
|
27.2 |
Маслоотделитель |
2 |
|
|
|
27.3 |
Холодильник |
2 |
|
|
|
27.4 |
Сепаратор |
1 |
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
121
Продолжение таблицы 9.1
№п/п |
Наименование оборудования |
Количество оборудования, шт. |
||
|
|
|
||
|
|
Блок №1 |
|
Блок №2 |
|
|
|
|
|
27.5 |
Масляный фильтр |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
27.6 |
Ресивер |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
27.7 |
Камера осушки |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
27.8 |
Подогреватель воздуха |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
27.9 |
Фильтр пыли |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
27.10 |
Буферная емкость |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
28 |
Реагентное хозяйство |
|
|
|
|
|
|
|
|
28.1 |
Реагентная емкость |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
28.2 |
Емкость для хранения отечественного реагента |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
28.3 |
Насос подачи реагента в мерники |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
28.4 |
Мерник |
|
5 |
|
|
|
|
|
|
28.5 |
Дозировочные насосы для подачи реагента на |
|
5 |
|
|
установку № 3/2 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции
Характеристика исходного сырья
Сырьем установки № 2 является полностью разгазированная и обезвоженная до 2 % объемных нефть, проходящая с
установки № 3/2.
Консорциум « Н е д р а »
122
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.
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.
Физико-химические свойства реагентов приведены в п.2.5. дипломной работы.
Описание технологического процесса УПН-2
На установке комплексной подготовки нефти № 2 производится процессы глубокого обезвоживания, обессоливания, а также стабилизация нефти.
Консорциум « Н е д р а »
123
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 № 1 установки № 2
Нефть, прошедшая предварительную подготовку на установке № 3/2 поступает на |
блок |
№ 1 установки № 2 |
|||||
через задвижки №№ 1б, 1а, 1, 1г 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 № 1 должно составлять |
200 – 800 м3/час. |
Загрузка блока |
|||
контролируется по показаниям расходомера и регулируется с помощью регулирующего |
клапана 602-3. Обвязка |
||||||
каждого регулирующего клапана на установке |
№ 2 предусматривает байпасную линию. При неисправности клапана |
||||||
жидкость направляется по байпасной линии |
и |
регулирование осуществляется |
вручную |
при |
помощи |
задвижки. |
|
Температура во входном коллекторе контролируется по прибору (TE-101и) с выводом показаний на АРМ оператора. Нефть, пройдя регулятор расхода 602-3, поступает через задвижки № 2, 3 в два параллельно работающих ряда
теплообменников Т-1/1, Т-1/2, Т-1/3, Т-1/4, Т-1/5, Т-1/6, Т-1/7, Т-1/8, Т-1/9, Т-1/10, Т-1/11, Т-1/12. Сырая нефть проходит по трубному пространству теплообменников через задвижки №№ 7, 9, 26, 28, 49, 51, 67, 69, 83, 85, 99, 101,
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
124 |
17, 19, 33, 35, 45, 47, 61, 63, 79, 81, 95, 97 и нагревается до температуры не более 100 °С. Давление на выходе нефти |
из |
|||
трубного пространства каждого теплообменника контролируется с помощью технических манометров. Подогретая |
до |
|||
100 °С сырая нефть под давлением |
5,0 – 7,0 кгс/см2 поступает через задвижки №№ 107, 108, 109, 110, 113, 114, 115, |
|||
125, 126, 127 в |
отстойники ОШ-1/1, |
ОШ-1/2. В |
отстойниках ОШ-1/1, ОШ-1/2 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-1/1, ОШ-1/2 без уровня раздела фаз. |
|
|||
Вода с нижней части аппаратов через регулирующие клапаны 16-5, 17-5 и задвижки №№ 116, 119, 121, 130, 131, 133, 134, 135, 135а под давлением не более 7,0 кгс/см2 подается на установку № 3/2.
Далее нефть с верхней части ОШ-1/1 через задвижки №№ 122, 185, 186, 187 направляется в электродегидратор ЭДШ-1/1, с верхней части ОШ-1/2 через задвижки №№ 139, 173, 175, 176, 177 направляется в электродегидратор ЭДШ-1/2. Давление в линии подачи нефти в ЭДШ-1/1, ЭДШ-1/2 составляет 4,0 – 6,0 кгс/см2. Для контроля за равномерным распределением потока жидкости по всему сечению электродегидраторов установлены расходомеры
на каждом из трех подводящих патрубках. В электродегидраторах ЭДШ-1/1, ЭДШ-1/2 происходит разрушение эмульсии и окончательное обезвоживание при давлении не более 6,0 кгс/см2. 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 электродегидраторов ЭДШ-1/1, ЭДШ-1/2 без уровня раздела фаз.
Консорциум « Н е д р а »