Краснонивского месторождения

35

•вязкость – 50,4 спз;

•цвет – бесцветный;

•агрегатное состояние – жидкость;

•запах – слабый спиртовой;

•растворимость – в воде растворим, в нефти не растворим;

•температура застывания – ниже –500С.

б) Реагент-деэмульгатор - Диссольван-4411 (100% и 65% растворы).

100% раствор Диссольван-4411-темнокрасная, маслообразная жидкость, в воде хорошо растворим. Водный раствор не рекомендуется нагреватель выше 470С.

Физико-химические свойства реагента-деэмульгатора «Диссолван-4411 (100 % р-р)»:

•плотность – 1,0404 г/см3;

•вязкость при температуре:

•200С – 1760 мм2/с;

•400С – 515 мм2/с;

•600С – 226 мм2/с.

65% раствор Диссолван–4411 - светлая, прозрачная, подвижная жидкость, имеет слабовыраженные токсические вещества, содержит 35% метилового спирта.

Физико-химические свойства реагента-деэмульгатора «Диссолван – 4411 (65% р-р)»:

• плотность – 0,950 г/см3;

Консорциум « Н е д р а »

36

• вязкость – около 45 мм2/с.

в) Реагент-деэмульгатор – Диссольван-4316 - представляет собой раствор не ионного поверхностно-активного вещества в метаноле (25%) и (2-бутоксиэтокси) этаноле (15%). Разрушает эмульсии образованные нефтями различных типов. Пожароопасен, токсичен.

Физико-химические свойства реагента-деэмульгатора «Диссолван–4316»:

•плотность – 0,976 г/см3;

•вязкость МПа.с. при температуре:

•+200С – 60;

•+400С – 30;

•00С – 170;

•-200С – 1100;

•-400С – 3500;

•цвет – светло – желтый;

•агрегатное состояние – жидкость;

•запах – метанольный;

•растворимость – в воде растворим;

•температура застывания – ниже –500С.

г) Реагент-деэмульгатор – Диссольван-4490 - представляет собой 50% раствор поверхностно-активных веществ в ароматических углеводородах. Предназначен для обезвоживания и обессоливания нефти, как теплохимическим

Консорциум « Н е д р а »

38

Благодаря низкой температуре вспышки Диссольван-4490 пожароопасен, относится к категории »А», поэтому при хранении и обращении с реагентом необходимо соблюдать требования противопожарной безопасности,

соответствующие указанной категории.

д) Реагент-деэмульгатор - Реапон-4В - представляет собой 55% раствор неиногенного поверхностно-активного вещества в смеси метанола и воды. Применяется в процессах промысловой подготовки нефти для осуществления процессов обезвоживания и обессоливания нефти, разрушает эмульсии, образованные нефтями различных типов.

Физико-химические свойства реагента-деэмульгатора «Реапон-4В»:

•плотность – 0,930 г/см3;

•вязкость при температуре 250С, мм2/с; - не более 60;

•цвет – от светло – желтого до светло – коричневого;

•агрегатное состояние – жидкость;

•запах – метанольный;

•растворимость – в воде, в ароматических углеводородах, низших спиртах – растворим, не растворим в парафиновых углеводородах;

•температура застывания – ниже –500С;

•температура вспышки - +250С.

е) Реагент-деэмульгатор – Диссолван-2830 - применяется в процессах промысловой подготовки нефти для осуществления процессов обезвоживания и обессоливания нефтей, разрушает эмульсии, образованные нефтями различных типов.

Консорциум « Н е д р а »

40

• цвет – от светло-желтого до светло-коричневого, без мех. примесей.

з) Реагент-деэмульгатор – ДИН-4 - применяется в процессах промысловой подготовки нефти для осуществления процессов обезвоживания и обессоливания нефтей, разрушает эмульсии, образованные нефтями различных типов.

По своим физико-химическим свойствам деэмульгатор - ДИН-4 должен соответствовать данным техническим условиям ТУ 2226-001-34743072-98.

•Физико-химические свойства реагента - деэмульгатора «ДИН-4»:

•массовая доля активного вещества, % масс. – 45,0 ± 5,0

•вязкость динамическая при температуре 250С, МПа.с. – не более 60;

•температура застывания – ниже -500С;

•растворимость – в низших спиртах и ароматических растворителях, в воде - растворим;

•агрегатное состояние – жидкость;

•цвет – от светло-желтого до светло-коричневого, без механических примесей.

Для приборов КИПиА используется сжатый воздух первого класса загрязненности по ГОСТ 17433-80, что соответствует содержанию в нем твердых частиц размером не более 5 мкм. Содержание воды и масла в жидком состоянии не допускается. Точка росы сжатого воздуха после осушки силикагелем – 30 0С.

Описание технологического процесса и технологической схемы установки комплексной подготовки нефти №2 Установка комплексной подготовки нефти №2 состоит из двух технологических блоков №1,2, работающих

параллельно. Основными стадиями подготовки нефти являются процессы обезвоживания, обессоливания, стабилизации нефти и обработка щелочью нестабильного бензина.

Консорциум « Н е д р а »

41

На установке комплексной подготовки нефти №2, проектом предусмотрена работа блока 1 и 2 по схеме обезвоживания и обессоливания нефти без стадии стабилизации.

Сырая нефть с установки №3 поступает в трубное пространство теплообменников Т-1→шаровые отстойники ОШ→электродегидраторы ЭДШ→промежуточная емкость Е-1→насосы обессоленной нефти НОН→печи беспламенного горения ПБГ-20→межтрубное пространство теплообменников Т-1 →товарный парк установки № 3 или нефтеперекачивающая станция (НПС).

Блок 1 работает по данной схеме без стадии стабилизации нефти.

Описание технологического процесса обезвоживания и обессоливания приведено одно для двух блоков – блок №1 (блок №2). Для блока №2 приведено описание стадий стабилизации нефти и нейтрализации нестабильного бензина.

Обезвоживание нефти Сырая нефть на установку №2 подается сырьевыми насосами с установки №3 с температурой до 400С и давлением

до 1,6 МПа через задвижки №1,2,3 (500,501,502) в трубное пространство двух параллельно расположенных ряда теплообменников сырой нефти Т-1/1 1/12 (Т-1/13 1/24).

При входе на блок обезвоживания и обессоливания замеряется расход сырой нефти, давления и температура по приборам: FT/1-2 (FT 60-2), РТ/2-1 (РТ/61-1), ТЕ/47-13 (ТЕ/106-10). Показания контролируются и регистрируются на щите в операторной.

Давление на каждом теплообменнике Т-1/1 1/12 (Т-1/13 1/24) контролируется по техническим манометрам.

Расход нефти на 1 блок обезвоживания и обессоливания регулируется клапаном №602-3, который установлен на трубопроводе сырой нефти первого блока.

Консорциум « Н е д р а »

42

В теплообменниках Т-1/1 1/12 (Т-1/13 1/24) происходит подогрев сырой нефти до 1000С за счет тепла обессоленной или стабильной нефти. На выходе нефти из каждого ряда теплообменников Т-1/1 1/6 (Т-1/13 1/18) и Т-1/7 1/12 (Т- 1/19 1/24) контролируется и регистрируется температура подогрева сырой нефти приборами TIR/48-13 (TIR/107-13).

Подогретая в теплообменниках сырая нефть через задвижки № 107,110 (610,611) поступает в нижнюю часть параллельно работающих шаровых отстойников ОШ-1/1,2 (ОШ -1/3,4) с давлением до 0,7 МПа, которое контролируется

приборами PIR/3-2 (PIR/62-2) с выводом на щит в операторную.

Шаровые отстойники ОШ-1/1,2 (ОШ-1/3, 4) представляют собой аппараты в форме шара, объемом 600 м3. В отстойниках происходит отделение воды от нефти за счет отстоя. Вода, как более тяжелая фаза уходит вниз, а нефть

поднимается вверх.

Обессоливание нефти Из верхней части шаровых отстойников через задвижки №122, 139 (630, 640) частично обезвоженная и

обессоленная нефть поступает в нижнюю часть двух параллельно работающих шаровых электродегидраторов ЭДШ-1/1,

2 (ЭДШ -1/3, 4), где распределяется специальными распределительными устройствами по всему сечению

электродегидраторов на высоте 1/3 части аппарата. Шаровые электродегидраторы работают как дополнительные шаровые отстойники. В электродегидраторах, происходит отделение воды от нефти за счет отстоя, вода как более

тяжелая фаза уходит в низ, а нефть поднимается вверх.

Электродегидратор представляет собой аппарат в форме шара объемом 580 м3, с наружной теплоизоляцией. Для защиты от превышения давления на ОШ-1/1,2 (ОШ-1/3,4) и ЭДШ -1/1,2 (1/3,4) имеется по три предохранительных клапана, сброс с клапанов осуществляется в аварийную емкость Е-4/1 (Е-4/3).

Консорциум « Н е д р а »

43

Для вымывания солей в поток нефти подается пресная вода: перед теплообменниками Т-1/4 и Т-1/10 (Т-1/16 и Т-

1/22) не более 30 м3/ч, перед каждым шаровым отстойником ОШ-1/1, 2 и (ОШ-1/3, 4) не более 20 м3/ч, а также перед электродегидраторами ЭДШ-1/1, 2 (ЭДШ-1/3, 4) не более 20 м3/ч. Соли растворяются в пресной воде и отделяются от нефти вместе с ней.

Выделившаяся из нефти в отстойниках и электродегидраторах вода дренируется в булиты концевой ступени сепарации установки № 3/2. Расход дренажной воды контролируется и регистрируется приборами установленными на щите в операторной: FIR/16-3, 17-3, 22-3, 23-3 (FIR/75-3, 76-3, 81-3, 82-3).

Пресная вода подается насосами Н-8/1,2,3 из емкости пресной воды Е-3/2. Расход пресной воды в теплообменниках, ОШ и ЭДШ контролируется и регистрируется приборами на щите в операторной: FIR/10-3, 11-3, 12-3, 13-3, 14-3, 15-3 (FIR/67-3, 68-3, 69-3, 70-3, 71-3).

Уровень в Е-3/2 поддерживается в переделах 20-85%, контролируется и регистрируется прибором LIRK/8-2 с выводом показаний на щит в операторную и регулируется регулятором уровня LC/8-3 и регулирующим клапаном 8-4,

установленным на линии подачи воды в Е-3/2 из кольца промышленной воды ЦППН-2. В ОШ и ЭДШ схемой предусмотрена работа регулятора уровня раздела фаз «нефть-вода» в ОШ и ЭДШ. Уровень водяной подушки в этих аппаратах поддерживается в пределах 30-35%. За счет разности удельного веса, вода уходит вниз, а нефть поднимается вверх. Дренажная жидкость отводится через регулирующие клапана на установку №3/2.

Обезвоженная и обессоленная нефть с верха электродегидраторов через задвижки № 195,182 (671,688) поступает в промежуточную емкость Е-1/1 (Е-1/2), которая служит буфером для насосов обессоленной нефти НОН-2/1 3 (НОН- 2/4 6). Уровень в промежуточной емкости поддерживается не менее 20%, контролируется и регулируется приборами

LIR/21-2 (LIR/80-2) с выводом показаний на щит в операторную.

Консорциум « Н е д р а »