Первичная підготовка нефти

Один дивак із партії геологов.

Сказав мені, виливши бруд з сапога:

" Послав ж бог на голову нам олухов!

Звідки нафту — коли навколо тайга?

І гріш вам відпущені - на тисячі т. е.

Побудувати дитсадок на берегу:

Ви у Тюмені не знайдете -.

У болото ви вгоняете гроші «.

У. Высоцкий.

Нафта — єдине рідке копалину, добываемое з доісторичних часів. І, мабуть, жоден з природних речовин не викликало стільки суперечок: по сьогодні вчені обговорюють, чи можна назвати її минералом чи відносити до гірським породам, висловлюють різні припущення, скільки нафти на надрах планети, аж як глибини вона зустрічається, що приміром із неї за закінченні часу, як утворилося — хімізм цих процессов.

Сургутський нефтеносный район представляє з себе велике підземне підняття, і навіть склепіння і западини, оточуючі його. Близько 30 000 квадратних кілометрів посідає Сургутський свод.

Надзвичайна історія відкриття перспективного в Сургутском районі Федорівського родовища. Східніше Сургута, в долині Чорної Річки. У 1963 року в цій площі було відкрито нафту піщаному пласті. По бурінню чотирьох свердловин поклад вважали нецікавою, тому подальшу розвідку визнали недоцільною, при цьому були інші об'єкти для поисков.

Повернулися до місця народження лише у 1971 року. Сейсморазведчики провели додаткові дослідження та показали, що Северо-Сургутская площа лише деякі з, точніше, невелику частину великого підземного підняття. Перша ж свердловина дала фонтан нафти, буріння інших довело існування нового родовища, що охоплює Северо-Сургутскую, Федоровскую, Северо-Федоровскую, Мохову і Восточно-Моховую підземні структури. У ньому дев’ять пластів із нафтою, а двох верхніх є та газу. Надалі було відкрито Комсомольське, Быстринское та інші родовища, але Федоровське виявилося найбільшим із всех.

У роки родовища стали розроблятимуться й почали з’являтися промислових об'єктів: дожимно-напорные станції, цеху видобутку нафти і є, цеху попередньої підготовки нафти. Так побудували і цех первинної підготовки нафти (ЦППН) і Быстринском нефтегазодобывающем управлінні (НГВУ). Цей ЦППН нині обслуговує шість родовищ: комарьинское, солкинское, западно-солкинское, быстринское, вачемское, карьяунское.

Быстринскео НГВУ нині є одним із багатьох частиною АТ «Сургутнафтогаз ». Нафта, видобута у цьому підприємстві, набула свого використання у народному господарстві. Здебільшого вона використовують як сировину на нафтохімічних підприємствах Ленінградській області за. І на останні роки нафту стали експортувати за границу.

1. Основи підготовки нафти до переработке.

1.1. Дегазація нефти.

Нафта, видобута з земних надр, зазвичай, містить газ, званий попутним. На кожну тонну видобутої нафти доводиться 50−100 м3 попутного газу. Перед транспортуванням і подачею нафти переробку газ може бути відділений від нафти. Видалення газу з нафти — дегазація здійснюється з допомогою сепарації і стабилизации.

У разі нафтового пласта за високого тиску гази растворены не в нафті. Під час підйому нафти земну поверхню тиск падає, і розчинений газ виділяється. Важливо на той час вловити його. Є кілька схем відділення газу від нафти промислі, різняться умовами переміщення нафти і є. Схеми першої групи характеризуються тим, що газ відділяють від нафти найкоротшому відстані свердловини. Після відділення газу до центральним пунктах збору переміщається лише українська нафта. Приклад такої схеми відділення газу від нафти наводиться на рис.1а.

Газонефтяная суміш із свердловини надходить, в вертикальну ємність С-1, обладнану пристроями запобігання віднесення нафти з газом. Ця ємність називається трапа. З трапа С-1 газ вступає у газосборный колектор, а нафту — в мерник Е-1. По газосборному коллектору попутний газ передається для подальшого опрацювання на газобензиновые заводи. До коллектору підключається доі більш свердловин однієї чи кількох сусідніх нафтових родовищ. Оскільки тиск, коли відбувається поділ в трапі, невисока (1−2 ат), на шляху подання газу на газобензиновые заводи його стискають компрессорами ЛК-1.

Нафта з мерника Е-1 самопливом чи насосами подається на нефтесборный пункт, де піддається обезвоживанию.

Описана схема відрізняється простотою, але з забезпечує повноти уловлювання попутного газу. Після одноступінчастої сепарації не в нафті залишається до приблизно 40−50% попутного газу. З цього газу, потрапляючи разом із нафтою в мерники Е-1 і резервуари нефтесборных пунктів, значною мірою зникає у повітря. Більше ефективні системи багатоступінчастої сепарації (рис. 1б).

На гирло нафтової свердловини підтримується підвищену тиск. У безпосередній близькості до свердловини розміщається газоотделитель першому місці сепарації С-1, тиск у якому одно 6−7 ат. Цього тиску досить, щоб без додаткового стискування подати газ на газобензиновый завод. З газоотделителя першому місці нафту разом із що у ній розчиненим газом самопливом переміщається на центральний збірний пункт. У цьому пункті збираються потоки від значної частини свердловин. Внаслідок зниження тиску центральному збірному пункті знову відбувається виділення газу сепараторе С-2. З цього газу подається на газобензиновый завод компрессорами. Переваги багатоступінчастої схеми сепарации:

* повніше відділення газу від нефти;

* скорочення віднесення крапель нафти з газом;

* зменшення витрати електроенергії на стиснення газа.

1.2. Стабілізація нефти.

Навіть якщо після багатоступінчастої промислової сепарації не в нафті залишається дуже значний кількість вуглеводнів С1-С4. Значна частка власності цих вуглеводнів то, можливо втрачені при перекачках з резервуара в резервуар, при зберіганні і транспортування нафти. Разом з газами губляться цінні легкі бензинові фракции.

Щоб ліквідувати втрати газів і легень бензинових фракцій, запобігти забруднення повітря, вловити цінні газоподібні компоненти, необхідно максимально витягти вуглеводні С1-С4 з нафти до того, як відправити в нафтопереробні заводи. Це завдання вирішується на установках стабілізації нафти, розташованих зазвичай, у безпосередній близькості до місця видобутку. Методи стабілізації нафти можуть бути різними. Більшість нафт стабілізація виготовляють установках із застосуванням ректификации.

Схема типовий стабілізаційної установки наводиться на рис. 2. Нафта, яка надходить з промислових установок сепарації, проходить через теплообмінники Т-1, де підігрівається вже стабилизированной нафтою, і парові підігрівники Т-2. Підігріта нафту вступає у ректификационную колонну-стабилизатор К.-1. Минущі з верхи стабілізатора легкі вуглеводні конденсуються в конденсаторі холодильнику ХК-1 і чинять в ємність Е-1. З верхи стабілізатора йдуть вуглеводні від С1 до С5 включно. При охолодженні зворотному промислової водою в конденсаторе-холодильнике вони вбирають не весь продукт, минаючий з верхи колони. Тож у ємності Е-1 відбувається поділ суміші, яка надійшла з конденсатора, на природний газ і жидкость.

Газ з Е-1 направляють у паливну мережу. Рідкий продукт — газовий конденсат частково повертається у колону К-1 як зрошення, а балансовое количество1 виводиться зі стабілізаційної встановлення і передається на центральні газофракционирующие установки (ЦГФУ). Ці установки призначаються потреби ділити газового конденсату кількох стабілізаційних установок на індивідуальні углеводороды.

З низу стабілізатора йде стабільна нафту, яка віддає тепло поступающему сировини в теплообменнике Т-1 і доохлаждается не в холодильнику. Необхідна для ректифікації тепло підводиться в нижню частина стабілізаційної колони через трубчасту піч. Зміст газу (вуглеводнів С1 — С4) у стабільній нафти становить 0,8−1,5%.

1.3. Нафтові эмульсии.

При видобутку нафти її завжди супроводжує шарова (бурова) вода. У бурових водах растворены різні солі, найчастіше хлориди і бикарбонаты натрію, кальцію, магнію, рідше карбонаты і сульфати. Зміст солей у тих водах коливається в межах, від незначного до 30%.

Наявність у нафти, котра надходить на переробку, води та солей шкідливо б'є по роботі нафтопереробного заводу. При великому змісті води підвищується тиск у апаратурі установок перегонки нафти, знижується їх продуктивність, витрачається зайве тепло на підігрів і випаровування воды.

Ще негативним дією мають хлориди. Вони відкладаються в трубах теплообмінників і печей, що зумовлює необхідності частої очищення труб, знижує коефіцієнт теплопередачі. Хлориди, особливо кальцію і магнію, гидролизуются із заснуванням соляної кислоти навіть за низьких температурах. Під впливом соляної кислоти відбувається руйнація (корозія) металу апаратури технологічних установок. Особливо швидко роз'їдається під впливом гидролизовавшихся хлористых солей конденсационно-холодильная апаратура перегінних установок. Нарешті, солі, накопичуючись в залишкових нафтопродуктах — мазуті і гудроні, погіршують їхня якість. Отже, перед подачею нафти переробку її треба відокремити від води та солей.

Воду і солі видаляють одразу після вилучення нафти з земних надр (на промислах) і нафтопереробних заводах. Існує дві типу технологічних процесів видалення води та солей — зневоднення і знесолювання. У основі обох процесів лежить руйнація нафтових емульсій. Проте за зневодненні руйнуються природні емульсії, ті, що утворилися внаслідок інтенсивного перемішування нафти з бурової водою. Зневоднення проводиться на промислах і є поруч із дегазацией першим етапом підготовки нафти до транспортування і переработке.

При обессоливании зневоднену нафту змішують із прісною водою, створюючи штучну емульсію, які потім руйнується. Знесолювання нафти проводиться на промислах і нафтопереробних заводах.

Нафта і вода взаємно погано розчиняються. Тому відділення основної маси води від нафти простим відстоюванням технічно нескладне великих складнощів, якщо видобутку не утворилася водно-нефтяная емульсія. Але найчастіше така емульсія утворюється. Переробляти обводненную эмульгированную нафту не можна. Навіть якщо його емульсія не утворилася, то незначна кількість води усе ще залишається не в нафті в розчиненому чи в підвішеному стані. А із жовтою водою в нафту потрапляють, і мінеральні солі, що викликають корозію нафтоперегінної аппаратуры.

Емульсією називається таку систему двох взаимнонерастворимых або цілком розчинних рідин, у яких одна міститься у інший в підвішеному стані вигляді величезної кількості мікроскопічних крапель (глобул), сума яких обчислюється трильйонами на літр емульсії. Рідина, у якій розподілені глобулы, називається дисперсною середовищем, а друга рідина, розподілена в дисперсною середовищі, — дисперсною фазой.

При русі нафти свердловин вона дуже інтенсивно перемішується з пластової водою. У різних стадіях переробки, наприклад при защелачивании, нафта і природний її погони також тісно вбираються водою. У таких випадках вони часто й утворюються стійкі нафтові емульсії. Дерозшарування нафтових емульсій мови у природничих умовах іноді настає після закінчення дуже багато часу. (Описано емульсії, не разрушавшиеся роками). Проте найчастіше відбувається часткове дерозшарування, після якого між верствами води та нафти залишається проміжний эмульсионный слой.

Стійкі емульсії по зовнішнім виглядом є густі мазеобразйые маси від світло-жовтого до темного кольору. Емульсії, які утворилися після водно-щелочной промивання нафтопродукту, іноді мають майже сметанообразный вид. В’язкість емульсій значно вища в’язкості води та нефти.

Нафтові емульсії найчастіше є емульсії типу вода не в нафті, у яких дисперсною середовищем є нафту, а дисперсною фазой-вода. Така емульсія гидрофобна: у питній воді вона спливає, а бензині чи інших розчинниках рівномірно распределяется.

Рідше зустрічаються емульсії типу нафту воді, у яких дисперсною середовищем служить вода. Така емульсія гидрофильна: введення вона рівномірно розподіляється, а бензині тонет.

Освіта емульсій пов’язані з поверхневими явищами. Поверховий шар рідини за українсько-словацьким кордоном з повітрям або інший рідиною, як відомо, характеризується певним поверховим натягом, т. е. силою, з якою рідина пручається збільшення поверхні. Поверхове натяг нафти і нафтопродуктів коливається не більше 0,02−0,05 н/м (20−50 дн/см). Досліди показують, що додавання деяких речовин до чистих нафтовим погонам викликає зниження їх поверхового натягу за українсько-словацьким кордоном із жовтою водою. Це носить загальний характер.

Іноді речовини при розчиненні навіть дуже малих концентраціях істотно знижують поверхове натяг розчинника. Речовини, здатні знижувати поверхове натяг, називаються поверхностно-активными. Характерна риса цих речовин, у тому, що їх складу входить, зазвичай, углеводородный радикал (гидрофобная частина молекули) і їїабо полярна група (гидрофильная частина молекули). Зниження поверхового натягу двухфазной рідкої системи за українсько-словацьким кордоном розділу фаз внаслідок впливу полярних речовин пояснюється лише тим, що доданий речовина розподіляється нерівномірно у цьому компоненті системи, що є стосовно нього розчинником. Концентрація її в поверхні розділу фаз буде вищої, ніж всього обсягу розчинника. Інакше кажучи, доданий полярне речовина буде адсорбироваться поверховим шаром розчинника і тим самим знижувати його поверхневу енергію. У результаті межі поділу фаз утворюється адсорбированный шар, що можна розглядати, як плівку молекул поверхностно-активяого речовини лежить на поверхні растворителя.

Будь-яка емульсія, зокрема і нафтова, може утворитися тільки тоді ми, коли механічне вплив на суміш двох взаємно нерозчинних рідин викликатиме диспергирование, т. е. роздрібнення рідини на дуже малі частки. Зрозуміло, що менше поверхове натяг рідин, тим легше буде йти освіту крапель, т. е. збільшення загальної поверхні рідини, бо вона вимагатиме меншою витрати роботи. Проте після перемішування двох чистих, нерозчинних один одного рідин стійкість отриманої емульсії зазвичай невелика. Більше важка рідина осяде на дно, крапельки дисперсною фази, зіштовхуючись друг з одним, об'єднаються до більших. Обидва ці процесу приведуть до расслаиванию емульсії на два шару. Тільки за дуже високою ступеня дисперсности, коли діаметр крапель дисперсною фази вимірюється десятими частками мікрона (10−7 м) і межмолекулярные сили зрівнюють гравітаційні сили, руйнація емульсії стає затруднительным.

Інша справа, якщо суміш двох нерозчинних рідин перебуває у умовах, сприяють диспергированию, у ній присутній якесь поверхностно-активное речовина, котре знижує поверхове натяг з допомогою освіти адсорбционного шару. По-перше, це сприяє дробленню крапель, а по-друге (що є вирішальне значення), краплі будуть оточені не молекулами дисперсною середовища, а міцної плівкою адсообционного шару. І тут утворюються стійкі, важко расслаивающиеся емульсії, оскільки краплі дисперсною фази, захищені своєрідним панциром — адсорбційної плівкою, що неспроможні зливатися друг з одним. У окремих випадках товщина адсорбційної плівки така, що яку можна розглянути в микроскоп.

Речовини, які б утворенню відкладень і стабілізації емульсій, називаються эмульгаторами. Ними є такі полярні речовини нафти, як смоли, асфальтены, асфальтогеновые кислоти та його ангидриды, солі нафтеновых кислот, і навіть різні неорганічні домішки. Наприклад, за даними Левченко, у складі емульгаторів арланской і ромашкинской нафти, крім смол і асфальтенов входить до 50% неорганічних речовин. Дослідження останніх років, що у освіті стійких емульсій беруть участь і різні тверді углеводороды.

Микрокристаллы парафінів, церезинов і змішаних парафина-нафтеновых вуглеводнів, адсорбируясь лежить на поверхні емульсійних глобул, утворюють своєрідну броню.

Характер емульсії залежить від властивостей емульгатора. У сирої нафти зазвичай утворюється гидрофобная емульсія типу вода не в нафті, оскільки эмульгаторами у разі є смоли. Вони добре розчиняються не в нафті і розчиняються у питній воді. Смоли, адсорбируясь лежить на поверхні розділу нефть-вода, потрапляють у поверхневий пласт із боку нафти та створюють міцну оболонку навколо частинок воды.

Алюмінієві, кальцієві, магнієві і залізні мила нафтових кислот також гарно розчиняються у нафти і його дистилятах, тому вони також сприяють освіті гидрофобных емульсій. Навпаки, натрієві мила нафтових кислот (продукт реакції при лужної очищенні) добре розчиняються у води та гірше в вуглеводнях. Тому адсорбуються в поверхневому шарі із боку водної фази, обволікають плівкою крапельки нафти отже сприяють освіті гидрофильной емульсії типу нафту воде.

За наявності емульгаторів обох типів можливо звернення емульсій, т. е. перехід їх вже з типу на другий. Цим явищем користуються іноді при руйнуванні эмульсий.

1.4. Способи руйнації нафтових эмульсий.

Механізм руйнації нафтових емульсій складається з кількох стадий:

1. Зіткнення глобул (частинок) воды;

2. Злиття глобул до більших капли;

3. Випадання капель.

Щоб зруйнувати емульсії, у промисловій практиці застосовуються такі процессы:

* механічні - фільтрування, обробка ультразвуком;

* термічні - підігрів і відстоювання нафти від води, промивання гарячої водой;

* електричні - обробка в електричному полі перемінного й постійного тока;

* хімічні - обробка різними деэмульгаторами.

Перемішування і вплив електричного поля створюють сприятливі умови збільшення ймовірності зіткнення глобул води, тепло сприяє збільшення різниці плотностей води та нафти, зниження в’язкості нафти, що полегшує швидке й повний відстій крапель води. Діями деэмульгаторов — спеціальних поверхнево-активних речовин — послаблюється структурно-механическая міцність верств, обволакивающих краплі води. Як деэмульгаторов застосовуються різні поверховоактивні речовини. Механізм дії поверхнево-активних речовин на емульсії дуже складний мало изучен.

За характером поведінки у водних розчинах деэмульгаторы діляться на ионоактивные і неіоногенні. Перші о розчинах диссоциируют на катиони і аніони, другі іонів не утворюють. Дослідження, проведені у СРСР за кордоном, показали, що найкращим деэмульгирующим дією мають неноногенные речовини. Витрата неионогенных деэмульгаторов кілька десятків разів менше, а експлуатаційні видатки знесолювання 1 тонн нафти вп’ятеро менше, аніж за застосуванні ионогенных веществ.

До того для руйнації нафтових емульсій застосовувався анионоактнвный деэмульгатор — нейтралізований чорний контакт (НЧК). Цей деэмульгатор застосовується що на деяких установках знесолення досі пор.

Нині дедалі ширше використовуються різні неіоногенні деэмульгаторы, із котрих найвідоміші ОЖК і ОП-10. Деэмульгатор ОЖК є оксиэтилированные жирні кислоти, а ОП-10 оксиэтилированные алкилфенолы. Найпоширеніші термохимические і електричні способи руйнації емульсій. Під упливом електричного поля високої напруги, заряджені крапельки води переміщаються до електродах. Оскільки частота поля була в межэлектродном просторі змінюється, відбувається зміна руху крапель води, зіштовхнуться друг з одним і сливаются.

1.5. Зневоднення нефти.

Найпростіший спосіб видалення води з нафти промислах — термохимическое зневоднення при атмосферному тиску. До підігрітої до 30−50°С нафти додається деэмульгатор, та був нафту вступає у резервуар для відстоювання. Під час такої обробці нафти можливі великих втрат легких нафтопродуктів під час відстоювання в негерметичных резервуарах. Ці недоліки усуваються при термохимическом відстоюванні під тиском (рис. 3). Сиру нафту забирають з Е-1 насосом Н-1, змішують з деэмульгатором, подаваним з Е-2, прокачивают через теплообмінник Т-1 і паровий підігрівник Т-2 в термоотстойник Е-З. У термоотстойнике під тиском ?15 ат нафта перебуває протягом 1−3 год. Обезвоженная нафту через теплообмінник Т-1 направляють у резервуар Е-4. У резервуарі нафту додатково відокремлюється від води. Відстояна вода скидається в нефтеловушку Е-5, та був закачується у замкову шпарину А-1. Частина стічних вод мовби, віддалених з термостойника, повертається приймання сировинного насоса, з єдиною метою використання содержащегася в стічної воді деэмульгатора. Нафта з пастки знову подається на обезвоживание.

1.6. Знесолювання нефтей.

При глибокому зневодненні деяких нафт, в пластовою воді яких міститься мало солей, відбувається повне їх видалення. Проте оскільки більшість нафт потребує додаткового обессоливании.

У окремих випадках для знесолення використовується термохимический метод, але частіше застосовується спосіб, який поєднає термохимическое відстоювання з обробкою емульсії в електричному полі. Установки останнього типу звуться электрообессоливающих (ЭЛОУ).

Технологічна схема установки электрообессоливания нафти наводиться на рис. 4. Нафта, у якому запроваджені промывная вода, деэмульгатор і луг, насосом Н-1 прокачивается через теплообмінник 7−1 і пароподогреватель Т-2 в электродегидратор першому місці Э-1. Тут видаляється переважна більшість води та солей (їх знижується в 8−10 раз.) На деяких установках ЭЛОУ перед Э-1 перебуває термохимическая щабель. З Э-1 нафту вступає у электродегидратор другого ступеня Э-2 для повторної обробки. Перед Э-2 в нафту знову подається вода. Загальний витрата води на знесолювання становить 10% від оброблюваної нафти. На деяких установках свіжа вода подається лише з другий ступінь знесолення, а перед першим щаблем з нафтою змішуються промивні води другого ступеня. Так вдається знизити витрата води на знесолювання вдвое.

Знесолена нафту з Э-2 проходить через теплообмінник Т-1, холодильник і подається в резервуари знесоленої нафти. Вода, відділена в электродегидраторах, направляють у нефтеотделитель Е-1 для додаткового відстою. Вловлена нафту повертається приймання сировинного насоса, а вода скидається на промислову каналізацію і передається на очистку.

1.7. Основні виду электрообессоливающих установок.

Головним апаратом установки є электродегидратор — ємність, споряджена електродами, яких підводиться перемінний струм високої напруги. У експлуатації на промислових і заводських установках ЭЛОУ перебувають электродегидраторы різних конструкцій: вертикальні, кульові і горизонтальные.

Вертикальне электродегидратор (рис. 5) є циліндричний посудину діаметром 3 м, заввишки 5 метрів і обсягом 30 м³. Усередині перебувають електроди — металеві пластини, підвішені на порцелянових ізоляторах. Струм подається до електродах від двох що підвищують трансформаторів потужністю по 5 ква (киловольтампер) кожен. Напруга між електродами від 15 до 33 кв.

Сировину вводять у электродегидратор через вертикальну, вмонтоване по осі апарату трубу, а її половині висоти дегидратора закінчується розподільній головкой-Головка стоїть, що за її вузьку кільцеву щілину емульсія нафти та води вводять у вигляді тонкої веерообразной горизонтальній струменя. Оброблена нафту виводиться у центрі верхнього днища электродегидратора, а відстояна вода-через нижнє днище.

Недоліком вертикальних электродегидраторов, який призвів до їх витіснення сучаснішими конструкціями, є низька продуктивність, недостатньо висока температура знесолення. Через низьку продуктивність на установках ЭЛОУ доводилося з'єднувати паралельно 6−12 апаратів. На потужних электрообессоливающих установках, останніх побудований у 1955;1970 рр., застосовуються кульові электродегидраторы ємністю 600 м³ і з діаметром 10,5 м. Продуктивність такого дегидратора (рис. 6) дорівнює 300−500 м3/ч. Принцип його дії хоча б, як і вертикального апарату, але замість одного стояка з розподільній голівкою для введення сировини й однієї пари електродів в шаровому электродегидраторе їх за три.

Кульові дегидраторы мають у своєму 10−15 разів більшу продуктивність, ніж вертикальні, але де вони громіздкі і трудомісткі у виготовленні. З іншого боку, вони можуть експлуатуватися за вищого тиску. Підвищення розрахункового тиску электродегидратора призвело б до великому перевитрати металу на аппарат.

Останніми роками нашій країні і її межами набули поширення горизонтальні электродегидраторы. Конструкція такого апарату, розрахованого на тиск до 18аг і температуру процесу 140−160°С, приведено на рис. 7. Горизонтальні электродегидраторы мають діаметр 3−3,4 зв і обсяг 80 і 160 м³. Підвищення розрахункового тиску і температури грає великій ролі, оскільки дає змогу провадити глибоке зневоднення і знесолювання важко обессоливаемых нефтей.

Електроди в горизонтальному электродегидраторе розташовані майже посередині апарату. Вони підвішені горизонтально друг над іншому. Відстань з-поміж них становить 25−40 см.

Введення сировини в горизонтальний электродегидратор здійснюється через-расположенный вздовж апарату горизонтальний маточник. Надходячи у апарат, нафту потрапляє у шар відстояної води, та був — до зони під електродами, в межэлектродное простір, і, нарешті, до зони над електродами. У верхню частину дегидратора розташовуються выкидные колектори обробленою нафти. Перевагою цієї конструкції не є великою шлях руху нафти і її перебування у апараті, оскільки введення сировини розташований значно нижчі від, ніж у сусідніх электродегидраторах. У цьому поліпшуються умови відстоювання воды.

З іншого боку, в горизонтальному электродегидраторе великі частки води випадають з нафти ще до його влучення до зони сильного електричного поля, що у межэлектродном просторі. Тож у ньому обробляти нафту з великим змістом води, не побоюючись надмірного збільшення сили струму між электродами.

Порівняння ефективності электродегидраторов різної конструкції показує незаперечні переваги горизонтальних апаратів. Питома продуктивність їх у 2,6 рази більше, ніж кульових, а питома витрата металу — на 25% меньше.

Режим знесолення. Температура і тиск процесу знесолення великою мірою залежать від конструкції апарату. Важливе значення мають властивості обессоливаемой нафти. Багато нафти добре обессоливаются при 70−90°С. Проте задля таких нафт, як ромашкинская, особливо у випадках, що вони надходять із промислів погано підготовленими, доводиться підвищувати температуру знесолення до ПО-160°С. Підвищення температури знесолення збільшує електричну провідність і сила струму, ускладнює умови роботи изоляторов.

Важливе значення має тут рівномірна подання у нафту деэмульгатора. Витрата деэмульгаторов на ЭЛОУ становить: НЧК-ог 500 до 5000 а/т, ОЖК-от 20 до 60 а/г. ОП-10 — від 35 до 50 г1т нафти. Деэмульгатор НЧК подається в нафту чистому вигляді, а неіоногенні деэмульгаторы — як 2−5%-ных водних растворов.

У нафту також подається луг, що необхідно до створення при обессоливании нейтральній чи слабощелочной середовища. У такій середовищі пришвидшується процес деэмульсации, зменшується сила струму в электродегидраторах і корозія апаратури. Витрата луги становить до 50 г/т нефти.

2. Характеристика вихідного сырья.

Видобута з свердловин емульсія є многофазную систему, що складається з нафти, пластовій води та попутних нафтових газів. Нафта є хімічно складну компонентную суміш, що складається з метанових, нафтеновых, ароматичних груп углеводородов.

Фізико-хімічні властивості нафт. Таблиця 1.

№пп Наименованиепоказателей Месторождения.

Комарьинское Солкинское Западно-Солкинское Быстринское Вачемское Карьяунское.

1. Щільність, кг/м3по ГОСТ 39 000–85 878 878 872 862−914 903 915.

2. В’язкість кінематична, кв2/с (сет) по ГОСТ 33–82:при 20? Спри 50? З 26,2814,71 32,3710,09 21,227,27 43,625,6 6920 116,6826,55.

3. Зміст не в нафті, % мас. води, ГОСТ 2477–65:солей, мг/л ГОСТ 21 534–76серы по ГОСТ 1437–75парафина по ГОСТ 11 851–86смол по ГОСТ 11 858–66асфальтенов по ГОСТ 11 858–66меркаптановсульфида железамех. примесей по ГОСТ 11 858–66 85−902 301,2319,334,100,16 610,0205 86−90 115,141,44,48,33,350,340,01153 85−9058,960,993,043,53,070,2 920,0227 60,0−853 447,40,9−2,32,4−5,24,8−12,81,8−4,20,08 40,0−6 539 501,32,47,63,00,2348 15,0−30 186,43−2,515,841,980,0191.

4. Фракційний склад по ГОСТ 2171–82, % з початку кипения: до 100? Сро 200? Сро 300? Сро 350? З 901,019,026,7 752,023,036,3 871,420,040,0 864,512,047,0 866,015,030,0 970,85,417,8.

5. Температура застигання, ГОСТ 20 287–74 —10 -2 -4 -30,0 -30,0 ;

6. Температура спалахи, ГОСТ 6356–75 38 36 28−35 24−37 37.

Фізико-хімічні властивості попутних газів. Таблиця 2.

№пп Наименованиепоказателей Месторождения.

Комарьинское Солкинское Западно-Солкинское Быстринское Вачемское Карьяунское.

1. Щільність, кг/м3 0,772 0,801 0,7601 0,772 0,720 0,6817.

2. Склад газу ГОСТ 13 379–77, %:СO2азот, N2метан, CH4этан, С2Н6пропан, C3H8п-бутан, п-C4H10изобутан, и-C4H10 0,21,592,02,52,3 0,321,888,092,543,550,881,62 0,280,8383,522,845,311,503,13 75,5−96,80,56−7,20,31−9,380,52−3,92 0,20,22 961,00,651,2 0,360,3098,650,180,230,010,23.

3. Газовий чинник, м3/т 41,0 47,0 25,0 42,0−71,0 49,0 ;

4. Теплотворная способностьгаза, Q, ккал/м3 — - 8686,18 8580,24 8670,52 8022,83.

Фізико-хімічні властивості шарових вод. Таблиця 3.

№пп Наименованиепоказателей Месторождения.

Комарьинское Солкинское Западно-Солкинское Быстринское Вачемское Карьяунское.

1. Щільність по ГОСТ 3900–85, кг/м3 1011,5 1004 1010,5 1003,8 1012 1011.

2. pH шарових вод 7,2 7,2−7,4 7,4−7,6 7,0−8,5 7,5 7,8.

3. Іонний склад води, мг/л: 60,0 12,0 36,0 — - ;

254,2−360 268,4 305,0 293−2600 600 1281.

9,3 3,0 3,4 — - 1,01.

8801,7 6369,4 9304,2 7910,4 9300 8491.

184−200 218,4 214,4 144−263,5 200 220,4.

48,8−15,0 42,7 58,6 — 16 36,5.

5025,5 3914,6 5825,9 5324,2 — 5663,1.

4. Масова частка заліза, мг/дм3 0,98−25,0 0,27 0,55 0,65−30,0 15 4,3.

5. Зміст зважених частинок, мг/л 50 45 53 20,0−220,0 6,1−160 ;

6. В’язкість, сСт. 13,6 10,8 15,7 — - ;

У нафти зберігають у невеликих кількостях смоли, асфальтены і розчинені у яких у різних кількостях гази: азот, сірководень, окис вуглецю та інші, і навіть шарова вода залежно від обводненості нафтової емульсії з розчиненими у ній мінеральними солями. За зовнішнім виглядом нафту є маслянисту рідина від ясно-коричневого до майже чорного кольору. Зміст тих чи інших компонентів можуть різнитися навіть у кілька десятків раз, тому нафти видобуті із різних родовищ змішуються. І тим самим виходить сировину з майже постійними фізико-хімічними свойствами.

Фізико-хімічні властивості нафт Комарьинского, Солкинского, Западно-Солкинского, Быстринского, Вачимского, Карьяунского родовищ представлені у таб. 1. Фізико-хімічні властивості газів і шарових вод наведені в таб.2 і таб.3.

3. Технологічна схема первинної підготовки нефти.

3.1. Опис технологічного процесу установки підготовки нафти (УПН).

3.1.1. Опис технологічної схемы.

Технологічний процес установки підготовки нафти (УПН) здійснюється за таку схему (рис 8). Частково обезвоженная нафту з обводненностью до 20%, температурою 35−45 ?З повагою та під тиском 0,14−0,2 МПа з установки УПСВ"Б" вступає у сепаратори С1-С3 для разгазированния нефти.

Сепаратори обладнані приладами виміру рівня рідини, тиску, граничного рівня рідини. Тиск в сепараторах контролюється приладом МС-П2. Свідчення тиску знімаються з вторинного приладу ПВ 101. Э, встановленого на щиті операторной. За місцем тиск у сепараторах контролюється з технічного манометру. Межі регулювання тиску в сепараторах С1-С3 до Р=0,00−0,0105 МПа. Рівень рідини в сепараторах контролюється механічними уровнемерами і уровнемерами УБ-ПВ і регулюється пневмоклапанами типу «ВЗ», установленнымина трубопроводах після виходу нафти з кожного апарату. Свідчення приладів УБ-Пв виводяться на вторинні прилади ПВ-101.Э встановлені на щиті операторной. Предельно-допустимый рівень у сепараторах контролюється приладом СУС-И. Попереджувальна сигналізація спрацьовує: щодо тиску при Рmax=0,015 МПа; за рівнем рідини при Hmin=0,7 метрів і Hmax=1,9 м. Аварійна сигналізація за рівнем рідини спрацьовує при Нmax=2,1 м.

Разгазированная в сепараторах З 1−3 нафту через вузол переключень засувок вступає у технологічні резервуари РВС-10 000 №№ 2,4. Резервуари обладнано приладами: виміру рівня жидкости, контроля граничного верхнього рівня жидкости. межфазного рівня рідини «вода-нефть». Завмер рівня рідини в резервуарах проводиться у разі місцеві приладом УДУ-10. Контроль предельно-допустимого рівня рідини в резервуарах здійснюється приладом СУС-И, сигнал від якої виведений на світлове табло щита операторной. Попереджувальна сигналізація спрацьовує за 23−24-відсоткового рівня рідини Hmax=10,5 м.

Контроль межфазного рівня «вода-нефть» здійснюється механічними фазоискателями спеціальної конструкції. Межі регулювання межфазного рівня «вода-нефть» не більше H=2,0−3,5 м.

У резервуарах №№ 2,4 відбувається подальше зневоднення нафти шляхом гравітаційного відстою. Відстояна в резервуарах нафту з обводненностью до 10% трубопроводом («нафтової стояк») я з висот Н=4,5 м. надходить на технологічні насоси ЦНС 300×120.

Насоси ЦНС 300×120 обладнані приладами контролю тиску — по входу технічним манометром і ЭКМ ВЭ16РБ по входу; температури підшипників насоса і элктродвигателя; витоку сальників. Витік сальників насосів контролюється приладом ДУЖЭ-200М. Сигнал від приладу виведений на світлове табло щита операторной. Спрацьовує сигналізація і блокування роботи насосів: щодо тиску при Pmin= 0,9 МПа і Pmax= 1,3 МПа; температурі підшипників Tmax=70?С; предельно-допустимом рівні рідини у склянці Hmax=0,1 м. У потік нафти прийом насосів ЦНС 300×120 через засувки подається дозируемый витрата реагента-деэмульгатора у кількості 20−35 г/тонну залежно від марки реагенту. Яка на насоси ЦНС 300×120 нафту відкачують у єдиний колектор перед печами — нагревателями ПТБ-10 №№ 1−4.

Нафта з установок УПСВ"С" і УПСВ"2а" з обводненностью до15%, температурою 20−30?С й під тиском до 0,8 МПа, надходить й у загальний колектор перед печами ПТБ-10. У потік нафти перед колектором подається дозируемый витрата реагента-деэмульгатора у кількості 20−35 г/т.

Яка в колектор нафту з установок УПСВ"С", УПСВ"2а" і викиду насосів ЦНС 300×120 змішується і рівномірно розподіляється по печам-нагревателям, де нагрівається до температури t=45−50?С. Витрата нафти через піч ПТБ-10 контролюється приладом расходомером типу «Норд-ЭЗМ» (печі ПТБ-10 №№ 1,2) та певного типу «Турбоквант» (печі №№ 3,4), встановленим на трубопроводі виходу нафти з печі. Свідчення расходомера виведені на вторинний прилад КСУ2 і прилад ідентичної типу, встановлених у БУСе. Температура нафти виході з печі контролюється приладом ПММ. Свідчення приладу виводяться на вторинний прилад КСМ2, встановлений БУСе і дублюється приладом КСМ2 на щиті операторной. Температура димових газів контролюється приладом ТХА. Свідчення приладу виводяться на вторинний прилад КСП4, встановлений БУСе.

Тиск нафти на трубопроводі на вході у піч контролюється ЭКМ ВЭ16РБ і технічним манометром. Сигнал від ЭКМ виводиться в БУС. Стабільне тиск газу на пальниках печі підтримується регулюючим клапаном РДБК, встановленим у ГРУ печі. Для відключення газу на пальники печі, при відхиленні його тиску від заданих меж, в ГРУ встановлено пневматичні клапаны-отсекатели, (печі № 3−4) і гідравлічні клапаны-отсекатели КОГ (печі № 1−2), спрацьовують при Рmax=0,05 МПа і Рmin=0,005 МПа. Контроль полум’я на пальниках печі здійснюється приладом ПУИ-1. Щоб уникнути аварійних ситуацій передбачена система блокування по зупинці печі за такими параметрам:

* температурі нафти виході з печі, при tmax=60?С;

* тиску нафти на подводящем трубопроводі, при Рmin=0,2 МПа і Рmax=0,8 МПа;

* витраті нафти через піч, при Qmin=300 м3/час;

* температурі димових газів виході з печі, при tmax=600−650?С;

* тиску газу на пальники печі, при Рmin=0,005 МПа і Рmax=0,05 МПа;

* тиску повітря на пальники печі, при Ну=500 мм.вод.ст.;

* тиску повітря на прилади КВП печі при Рmin=0,1 Мпа;

* контролю полум’я на пальниках печи.

Для аварійного відключення подачі газу на піч на газопроводі встановлено электроприводная засувка. Нагріта в печах-нагревателях ПТБ-10 №№ 1−4 до температури 45−50?С нафту вступає у электродегидраторы №№ 1−4, де відбувається зневоднення і знесолювання нафти. Электродегидраторы горизонтального типа.

Обладнано электродегидраторы приладами: контролю електричного струму в фазах «А», «З» зовнішньої ланцюга, межфазного напруги зовнішньої ланцюга; контролю та регулювання тиску, межфазного рівня «вода-нефть». Електричний струм у кожному фазі контролюється окремим амперметром, встановленим на щиті в операторной. Межі контролювання струму J=0−240А. Міжфазне напруга зовнішньої ланцюга контролюється вольтметрами, встановленими на щиті операторной. Межі виміру напруги U=0−500 У. Тиск рідини в электродегидраторах контролюється технічними манометрами і приладами МС-П2 показання яких виводяться на вторинний прилад ПВ- 10.1Э, встановлений на щиті операторной. Регулюється тиск пневматичними клапанами типу «В3», встановленими на трубопроводах виходу нафти з кожного электродегидратора. Межі регулювання тиску в электродегидраторах Р=0,3−0,8 МПа. Рівень розділу фаз «вода-нефть» контролюється механічними пробозаборными пристроями і приладами УБ-ПВ. Свідчення приладів виведені на вторинні прилади ПВ 10.1Э, встановлені на щиті операторной. Регулюється рівень розділу фаз пневмоклапанами типу «ВО», встановленими на трубопроводах виходу води з электродегидраторов. Межі регулювання рівня розділу фаз Н=0,5−1,3 м.

Щоб уникнути аварійних ситуацій й екологічно безпечного ведення технологічного процесу передбачена система блокування по зупинці электродегидратора у таких случаях:

* у разі підвищення електроструму в зовнішніх фазах ланцюга, Jmax>240А;

* при короткому замиканні ланцюга електроструму в трансформаторе;

* при розгерметизації прохідних ізоляторів і відпливу олії з вузла введення високого напряжения;

* при виділенні газу з нафти на электродегидраторе;

* у разі підвищення тиску в электродегидраторе Рmax>0,8 МПа;

* при відкритої двері на майданчику обслуговування трансформатора;

* за мінімальної тиску повітря на прилади КВП, Рmin.

Аварійна сигналізація срабатывает:

* у разі підвищення електроструму в зовнішніх фазах, Jmax=240А;

* по межфазному рівню при Нmax>1,3 м.;

* щодо тиску при Рmax>0,8 МПа;

* при перевищення рівня олії на вузлах введення фаз «А» і «В»;

* при розгерметизації прохідних ізоляторів і відпливу олії з вузлів введення фаз «А» і «В»;

* при виділенні газу з нафти на электродегидраторе.

При спрацьовуванні аварійної сигналізації на щиті операторной загоряється світлове табло із зазначенням параметра, яким сталося срабатывание.

Обезвоженная нафту з обводненностью до 1% і температурою t=44 — 49? С з электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 вступає у сепаратори «гарячої сепарації» З 4−6, обсягом V=100 м3 кожен, задля її подальшого разгазирования нафти. Сепаратори обладнані приладами вимірювання, і контролю рівня рідини в апараті, тиску, предельно-допустимого рівня рідини. Тиск в сепараторах контролюється технічними манометрами і приладами МС-П2. Свідчення приладів виводяться на вторинні прилади ПВ10.1Э, встановлені на щиті операторной. Межі регулювання тиску Р=0,0−0,005 МПа. Рівень рідини в сепараторах контролюється механічними уровнемерами і приладами УБ-ПВ. Свідчення приладів УБ-ПВ виводяться на вторинні прилади ПВ 10.1Э, встановлені на щиті операторной. Регулюється рівень рідини пневмоклапанами типу «ВЗ», встановленими на лініях виходу рідини з препараторов. Межі регулювання рівня рідини Н=0,7−1,7 м. Предельно-допустимый (аварійний) рівень рідини в сепараторах контролюється приладами СУС-И. Сигнал від приладів виведений на світлове табло щита операторной.

Попереджувальна сигналізація спрацьовує щодо тиску при Рmax=0,005 МПа, за рівнем рідини в сепараторах при Нmin=0,7 метрів і Нmax=1,7 м. Аварійна сигналізація за рівнем рідини в сепараторах спрацьовує при Нmax=2,0 м. Разгазированная нафту з сепараторів С4-С6 вступає у товарні резервуари РВС-10 000 № 1,3 УПН і РВС-5000 №№ 1−2 УПСВ"Б", звідки насосами ЦНС 300×360,насосной зовнішньої відкачування, відкачують на ФКСУ (ЦКПН НГВУ «Федоровскнефть»).

Газ після сепаратора С-3 УПСВ"Б" вступає у сепаратор ГС-3,где відбувається уловлювання краплинної рідини і конденсату. Газосепаратор обладнаний приладами контролю тиску, рівня рідини. Тиск в газосепараторе ГС-3 контролюється технічним манометром. Верхній і нижній рівень рідини контролюється приладами СУС-1, сигнал яких виведений на щит до котельні. Спрацьовує попереджувальна сигналізація за рівнем рідини при Нmin=0,5 і Нmax=1,0 м. Уловлений в газосепараторе конденсат і рідина дренируется в підземну ємність ЕП-13, звідки з допомогою насосного агрегату ЦА-320 відкачують в автоцистерну.

Газ з газосепаратора ГС-3 вступає у газосепаратор ГС-4 де відбувається додаткове відділення вологи від газу. Газосепаратор обладнаний приладами контролю та вимірювань тиску, рівня рідини. Рівень рідини в газосепараторе контролюється приладом УБ-ПВ. Свідчення приладу виводяться на вторинний прилад ПВ 10.1Э, встановлений на щиті операторной. Межі виміру рівня Н=0,5−1,0 м. Тиск в газосепараторе контролюється технічною освітою і электроконтактным манометром ВЭ16РБ, і навіть приладом 13ДИ30. Свідчення приладу виводяться на вторинний прилад ПКР, встановлений на щиті операторной. Межі підтримки тиску в газосепараторе Р=0,15−0,3 МПа.

З газосепаратора ГС-4 газ щодо окремих трубопроводах надходить на печі ПТБ-10 № 1−2 і ПТБ-10 № 3−4. На трубопроводах встановлено діафрагми, для виміру кількості газу подаваного на печі. Свідчення діафрагм через перетворювачі тиску 13ДД11, виведені на вторинні прилади РПВ.4, встановлені на щиті операторной. Уловлені в газосепараторе конденсат і рідина дренируются в підземну ємність ЕП-8.

Газ з сепараторів З 1−6 надходить на газокомпресорну станцію. При поподании газового конденсату і краплинної рідини в газопровід (підвищенні тиску в газопроводі і сепараторах та падіння тиску в газопроводі прийомі газокомпресорної) передбачено дренаж рідини з газопроводу в підземні ємності ЕП-4,12. При зупинці газокомпресорної станції газ з сепараторів С1-С6, операторами компресорної станції, перекладається факел низький тиск (ФНД-II), де спалюється. На газопроводі перед факелом, для уловлювання краплинної рідини і газового конденсату, з труби діаметром 720 мм довжиною L=8,0 м, змонтовано «сепаратор-расширитель» С-8. Вловлена в сепараторе-расширителе С-8 рідина дренируется в ЕП-7.

Газ з установки УПСВ"Б" по окремому газопроводу через сепаратор-расширитель С-7,смонтированный з труби діаметром 720 мм, довжиною 8,0 метрів і готовий до уловлювання конденсату і рідини, що у газі, надходить на факел високого тиску (ФВД-I), де спалюється. Вловлена в «сепараторе-расширителе» С-7 рідина дренируется в підземну ємність ЕП6.

Подтоварная вода з электродегидраторов ЕГ 1−4 через засувки вступає у технологічні резервуари РВС-10 000 №№ 2,4 УПН. За необхідності передбачене подання подтоварной води з электродегидраторов ЕГ 1−4 через засувку приймання технологічних насосів ЦНС 300×120 УПН й у очисні резервуари РВС-5000 № 3−6 УПСВ"Б". Подтоварная вода з технологічних і товарних РВС-10 000 УПН надходить приймання внутрипарковых насосів ЦНС 180×170 і відкачують в очисні резервуари РВС-5000 №№ 3−6 УПСВ"Б".

Насоси ЦНС 180×170 обладнані приладами контролю тиску — по входу нафти технічним манометром і ЭКМ ВЭ16РБ після виходу; температури підшипників насоса і електродвигуна; витоку рідини через сальниковые ущільнення. Витік рідини через сальники насосів контролюється приладом ДУЖЭ-200М. Сигнал від приладу виведений на щит операторной. Спрацьовує сигналізація і блокування роботи насосів: щодо тиску при Рmin=1,4МПа і Рmax= 1,9 МПа; температурі підшипників Тmax=70?С; предельно-допустимом рівні рідини у склянці Нmax=0,1 м.

Нафтова «плівка» з очисних резервуарів РВС-5000 № 3−6, і навіть водна «подушка» з товарних резервуарів РВС-5000 № 1−2 УПСВ"Б" надходить приймання насосів ЦНС 180×170 і откачивается:

* в технологічні резервуари РВС-10 000 №№ 2,4;

* приймання сировинних насосів УПН ЦНС 300×120.

За необхідності розкачки однієї з технологічних чи товарних резервуарів РВС-10 000 №№ 1−4 нафту надходить приймання внутрипарковых насосів ЦНС 180×170 і откачивается:

* в працюючі резервуари РВС-10 000 № 2,4;

* приймання сировинних насосів ЦНС 300×120.

Скидання з запобіжних клапанів СППК, сепараторів З 1−6, газосепаратора ГС-4 через «сепаратор-расширитель» С-8 складає факел низький тиск (ФНД).

Скидання з запобіжних клапанів электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферних ємностей БЕ1-БЕ2 ввозяться газосепаратор ГС-1, скидання з запобіжних клапанів электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферних ємностей БЕ3-БЕ4 ввозяться ГС-2. Газосепараторы ГС1-ГС2 обладнані приладами контролю верхнього граничного рівня рідини, тиску. Тиск в газосепараторах ГС1-ГС2 контролюється технічним манометром. Верхні предельно-допустимые рівні рідини в газосепараторах контролюються приладами УБ-ПВ. Сигнали від приладів виведені на світлове табло щита операторной і спрацьовують при висоті рівня рідини Нmax=1,8 м. Газ з газосепараторов ГС1-ГС2 через «сепаратор-расширитель» С-7 надходить на факел високого тиску (ФВД).

Рідина дренируется:

* з газосепаратора ГС-1 в підземну ємність ЕП-4;

* з газосепаратора ГС-2 в підземну ємність ЕП-12.

Звільнення сепараторів С1-С3, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферних ємностей БЕ1-БЕ2, насосів ЦНС 300×120 №№ 1−5 щодо ремонтних робіт, і навіть дренаж витоків сальниковых ущільнень насосів ввозяться підземні ємності ЕП2-ЕП3.

Звільнення сепараторів С4-С6, электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферних ємностей БЕ3-БЕ4, насосів ЦНС 300×120 №№ 6−10 щодо ремонтних робіт, і навіть дренаж витоків сальниковых ущільнень насосів виробляється у підземні ємності ЕП10-ЕП11.

Відкидання нафти змійовиків печей ПТБ-10 осуществляется:

* ПТБ-10 №№ 1−2 в підземну ємність ЕП-1;

* ПТБ-10 №№ 3−4 в підземну ємність ЕП-9.

Дренаж газового конденсату уловленного в газосепараторе ГС-4 ввозяться підземну ємність ЕП-8. Відкидання рідини насосів ЦНС 180×170 №№ 1−3 і дренаж витоків сальниковых ущільнень насосів ввозяться підземну ємність ЕП-5. Дренаж газового конденсату і рідини з газосепаратора ГС-3 виробляється у підземну ємність ЕП-13.

Стоки промышленно-ливневой каналізації вступають у підземні ємності ЕП14-ЕП15. Підземні ємності обладнані механічними уровнемерами і приладами виміру рівня жидкости:

* ємності ЕП1-ЕП5 — приладами УБ-ПВ;

* ємності ЕП6-ЕП7 приладами ДУЖЭ-200М;

* ємності ЕП9-НП12 приладами УБ-ПВ;

* ємності ЕП14-ЕП15 приладами УБ-ПВ.

Свідчення приладів виміру рівня рідини підземних ємностей ЕП1-ЕП4 і ЕП9-ЕП12 виведені на вторинні прилади ПКР і РПВ, встановлені на щиті операторной. Сигнал від приладів виміру рівня рідини підземних ємностей ЕП5-ЕП7 і ЕП14-ЕП15 виведений на світлове табло щита операторной.

Межі регулювання рівня рідини підземних емкостей:

* ЕП1-ЕП4 — Н=0,5−1,8 м;

* ЕП5-ЕП8 — Н=0,5−1,5 м;

* ЄП 9-ЕП12 — Н=0,5−1,8 м;

* ЕП13-ЕП15 — Н=0,5−1,7 м.

Попереджувальна сигналізація за рівнем рідини в ємностях срабатывает:

* ЕП1-ЕП4 при Нmin=0,5 метрів і Нmax=1,8 м;

* ЕП5 при Нmin=0,5 метрів і Нmax=1,5 м;

* ЕП6-ЕП7 при Нmax=1,5 м;

* ЕП9-ЕП12 при Нmin=0,5 метрів і Нmax=1,8 м;

* ЕП14-ЕП15 при Нmin=0,5 метрів і Нmax=1,7 м.

Рідина з підземних ємностей погружными насосами откачивается:

* з ємностей ЕП1-ЕП4 в трубопровід виходу подтоварной води з электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2;

* з ємностей ЕП5 приймання насосів ЦНС 300×120 №№ 1−5;

* з ємностей ЕП6-ЕП7 в технологічні РВС-10 000 № 1−4;

* з ємностей ЕП9-ЕП12 в трубопровід виходу подтоварной води з электродегидраторов ЕГ 3−4;

* з ємностей ЕП8 і ЕП13 агрегатом ЦА-320 в автоцистерну і зливається в мулонакопичувач установки УПСВ"Б".

Газ з підземних ємностей поступает:

* з ЕП1-ЕП3 на факел низький тиск (ФНД);

* з ЕП4 на факел високого тиску (ФВД);

* з ЕП9-ЕП11 на факел низький тиск (ФНД);

* з ЕП12 на факел високого давления.

3.1.2. Резервна схема работы.

Нафта з установки УПСВ"Б" вступає у буферні ємності БЕ1-БЕ2. У потік нафти перед буферними посудинами подається дозируемый витрата реагента-деэмульгатора (рис. 9).

Буферні ємності обладнані приладами виміру рівня рідини, тиску, граничного рівня жидкости.

Тиск в буферних ємностях контролюється технічними манометрами і приладами МС-П2. Свідчення тиску виведені на вторинні прилади ПВ10.1Э, встановлені на щиті операторной. Регулюється тиск у буферних ємностях пневматичним клапаном типу «ВЗ», встановленим на загальної лінії виходу газу з буферних ємностей. Межі регулювання тиску в буферних ємностей Р=0,05−0,2 МПа.

Рівень рідини в буферних ємностях контролюється механічними уровнемерами і уровнемерами УБ-ПВ і регулюється пневматичними клапанами типу «ВЗ», встановленими на трубопроводах після виходу нафти з кожним буферної ємності. Свідчення приладів УБ-ПВ виведені на вторинні прилади ПВ 10.1Э, встановлені на щиті операторной. Межі регулювання рівня рідини в буферних ємностях Н=0,7−1,7 м.

Предельно-допустимые рівні рідини в ємностях контролюються приладами СУС-2И. Сигнал від приладів СУС-2И виведений на світлове табло щита операторной.

Попереджувальна сигналізація срабатывает:

* щодо тиску при Рmin=0,05 МПа і Pmax=0,2 МПа;

* за рівнем рідини при Нmin=0,7 метрів і Нmax=1,7 м.

Аварійна сигналізація за рівнем рідини в буферних ємностях спрацьовує при Нmin=0,6 метрів і Нmax=2,0 м.

З буферних ємностей нафту надходить на насоси ЦНС 300×120 № 1−5 якими відкачують у єдиний колектор перед печами ПТБ-10 № 1−4. Того ж колектор через засувки надходить нафту з установок УПСВ"С" і УПСВ"2а".

З колектора нафту вступає у печі ПТБ-10 №№ 1−4, де підігрівається. Після печей нафту вступає у электродегидраторы ЭГ1-ЭГ4, де відбувається зневоднення і знесолювання нефти.

Нафта з электродегидраторов ЭГ1, ЭГ2 вступає у сепаратори С1-С3, і з электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4 в сепаратори С4-С6, де відбувається разгазирование нефти.

З сепараторів С1-С6 нафту вступає у товарні резервуари РВС-10 000 № 1,3 УПН і РВС-5000 № 1, № 2 УПСВ"Б", звідки насосами зовнішньої відкачування ЦНС 300×360 через вузол обліку нафти відкачують на ЦКПН НГВУ «ФН».

3.1.3. Схема виготовлення і закачування реагента-деэмульгатора.

Для подачі реагента-деэмульгатора в потік нафти установці УПН використовуються чотири блоку БР-25-УI, обладнані посудинами обсягом V=6 м3 для зберігання реагенту кожен. Для зберігання вітчизняного реагента-деэмульгатора на установці змонтовані три ємності обсягом по V=50 м3. Блоки БР-25-УI обладнані дозировочными насосами типу НВ I-2,540 — 2 прим, НВ 2,5−100 010 — 1 прим. і шестеренчатым насосом Ш 5−25−3,61Б-1 — 1 шт.

Шестеренчатый насос Ш 5−25−3,61Б-1 призначений для закачування рагента-деэмульгатора в ємності для зберігання, приготування суміші реагентів лише у ємностях і спорожнювання емкостей.

Реагент на установку завозится:

* вітчизняний автоцистернами і скачивается шестеренчатым насосом Ш 5−25−3,61Б-1 в ємності обсягом V=50 м3;

* імпортний в металевих бочках обсягом V=216 л і закачується в ємності обсягом V=6 м3.

У нафтопроводи реагент подається в суміші з нафтою. Приготування суміші реагенту та її подача здійснюється за наступній схеме:

1. Нафта з трубопроводів перед буферними посудинами БЕ1-БЕ4 подається приймання нафтових дозировочных насосів НП 2,5−100 010 реагентных блоків № 1-№ 4. Насосами НВ 2,5−100 010 нафту подається в змішувачі обсягом V=1 л.

2. Чистий реагент з ємності обсягом V=6 м3 надходить приймання дозировочных насосів НВ 1−2540. Насосами реагент подається в смесители, где змішується з нафтою. Витрата реагента-деэмульгатора регулюється ходом плунжера насоса залежно від необхідного дозы.

3. З змішувачів суміш реагента-деэмульгатора з нафтою подається в нафтопроводи перед буферними посудинами БЕ1-БЕ4.

3.1.4. Звільнення апаратів від продуктів і установка заглушек.

Відкидання нафти сепараторів С1-С3, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферних ємностей БЕ1-БЕ2, насосів ЦНС 300×120 № 1-№ 5 щодо ремонтних робіт, і навіть дренаж витоків сальниковых ущільнень насосів ввозяться підземні ємності ЕП2, ЕП3 по окремої дренажної системі (рис. 8).

Відкидання нафти сепараторів С4-С6, электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферних ємностей БЕ3-БЕ4, насосів ЦНС 300×120 № 6−10 щодо ремонтних робіт, і навіть дренаж витоків сальниковых ущільнень насосів ввозяться підземні ємності ЕП10, ЕП11 по окремої дренажної системе.

Відкидання нафти змійовиків печей-нагревателей ПТБ-10 осуществляется:

* ПТБ-10 № 1−2 в підземну ємність ЕП-1;

* ПТБ-10 № 3−4 в підземну ємність ЕП-9.

Відкидання рідини газосепаратора ГС-4 ввозяться підземну ємність ЕП-8.Освобождение від нафти газосепараторов ГС1, ГС2 осуществляется:

* ГС-1 в підземну ємність ЕП-4;

* ГС-2 в підземну ємність ЕП-12.

Відкидання газового конденсату газосепаратора ГС-3 виробляється у підземну ємність ЕП-13. Дренаж витоків сальниковых ущільнень насосів ЦНС 180×170 № 1-№ 3 і приніс визволення насосів від рідини щодо ремонтних робіт виробляється у підземні ємності ЄП 5.

Звільнення резервуарів від рідини РВС-10 000 № 1-№ 4 ввозяться систему дренажних криниць якими рідина потрапляє у підземні ємності ЕП14, ЕП15.

Установка стандартних заглушек на нефтегазосепаратрах, газосепараторах, печах, электродегидраторах, резервуарах, буферних ємностях і насосах, після звільнення з рідини, складає приемо-раздаточных патрубках апаратів. Схема дренажних трубопроводів, з нумерацією запірної арматури, встановленої ними, сполучена із технологічної схемою установки.

Схема установки заглушек і пропарки апаратів, і навіть схема дренажної каналізації установки додається до регламенту.

3.2. Регламент роботи установки підготовки нефти.

3.2.1. Загальна характеристика цеху УПН.

Роки будівництва: I чергу- 1987;1988 гг.

II чергу — 1989;1990 гг.

Роки входження у експлуатацію: I чергу — 1989 г.

II чергу — 1990 г.

Будівництво здійснювалось за проекту інституту «Гипровосток-нефть» г. Самара.

Генподрядчики: СУ-81 тресту «Сургутнефтепромстрой»,.

Субпідрядники: СУ-4 тресту «Тюменьнефтегазмонтаж»,.

МУ-6 тресту «Сургутнефтегазэлектромонтаж»,.

ПМК-3 об'єднання «Сибкомплектмонтаж»,.

СУ-7 тресту «Газмонтажавтоматика»,.

СУТиР тресту «Спецнефтегазстрой».

Продуктивність УПН по збезводненої нафти — 8,0 млн. т/год.

На установці предусматривается:

* зневоднення і знесолювання котра надходить нафти до вмісту у ній води 0,2% - 0,5% мас. та змісту солей не вище 40 мг/л;

* кінцева щабель сепарації нафти при тиску до 0,0105 МПа і температурі понад 40? С;

* забезпечення добового запасу сировини й товарної продукції, і навіть збір некондиционной нефти;

* аварійний скидання і спалювання газів на факелах високої професійності і низького давления.

Апаратне оформлення УПН.

1. Буферні ємності: V=100 м3 — 4 шт.

2. Печи-нагреватели: ПТБ-10 — 4 шт.

3. Электродегидраторы: ЭГ-200−10−09Г2С «ХЛ» — 4 шт.

4. Сепаратори кінцевий щаблі сепарації: НГС-II-6−3000−09Г2С — 6 шт.

5. Резервуари: РВС-10 000 — 4 шт.

6. Нафтова насосна, блокова: ЦНС-300×120 — 10 шт.

7. Насосна внутрипарковой перекачування, блокова: ЦНС-180×170 — 3 шт.

8. Реагентное господарство: блок БР-25-У1 — 4 шт.

9. Ємності для зберігання реагенту: V=50 м3 — 3 шт.

10. Газосепараторы: V=16 м3 — 1 шт.

11. Газосепараторы: V=80 м3 — 2 шт.

12. Насосна пено-водотушения, блочная.

13. Ємність зберігання пенообразователя: V=100 м3 — 2 шт.

14. Протипожежні резервуари: РВС-700 — 2 шт.

15. Компресорна блокова: компресора 4ВУ-59 — 2 шт.

16. Смолоскипове господарство: факел низький тиск ФНД, факел високого тиску ФВД.

Будівлі і сооружения:

1. Адміністративно-побутовий корпус.

2. Операторная.

3. Склад пожежного інвентарю, блочный.

Резервуари установки обладнані пенокамерами ГВПС-2000, кільцями орошения.

Установка обладнана стаціонарної системою пено-водотушения.

Установка обладнана системою протипожежної сигналізації, на вторинні прилади якої, виведено сигналізація про пожежі в БР, нафтових насосних блоках, на РВС.

На установці є запас пенообразователя в 100 м³.

3.2.2. Норми технологічного режиму роботи УПН.

Норми технологічного режиму роботи установки підготовки нафти визначено документами входять до складу регламенту. Норми містять у собі всі умови роботи агрегатів й установки, і навіть технологічних умов різних процесів умов (таб. 4).

Технологічна карта установки підготовки нафти. Таблиця 4.

№ п/п Найменування процесса, аппаратов і параметрів Индексаппарата (прибора за схемою) Ед. измер. Допускаемыепределы (технологическиепараметры) Необхідний клас точності приладів Примечание.

1 2 3 4 5 6 7.

1. Продуктивність установки:

по рідини — «- т/ч 1375 7.

на нафту — «- т/ч 950.

2. Сепаратори: С1-С3.

тиск — «- МПа 0,0−0,0105 МС-П2.

рівень нафти — «- м 0,7−1,9 УБ-ПВ.

температура нафти — «- ?З 35−45 термометр

обводненість нафти — «- % до 20.

3. Печи-нагреватели ПТБ-10 П1-П4.

Температура.

нафти після печей — «- ?З 45−50 ТСМ-50М.

димових газів — «- ?З до 700 ТХА.

паливного газу на пальники — «- ?З 20−25.

Тиск — «-.

нафти вході у піч — «- МПа 0,40−0,80 ЭКМ, МТП.

газу після РДБК — «- МПа 0,005−0,05.

газу перед ГРУ — «- МПа 0,1−0,25.

повітря перед горілкою печі - «- мм.вод.ст. >500 ДН-400−11.

повітря на прилади КВП печі - «- МПа 0,25−0,6.

Витрата нафти через піч — «- м3/час >300 Норд-ЭЗМ.

Витрата реагента-деэмульга.

сепарол, R-11,дисольвана — «- г/т 15.

ДПА, прогалита та інших. — «- г/т 20−25.

4. Электродегидраторы: ЭГ1-ЭГ4.

тиск — «- МПа 0,3−0,8 МС-П2.

рівень розділу фаз «вн «- «- м 0,5−1,3 УБ-ПВ.

температура нафти — «- ?З 45−50 термометр

обводненість нафти вихід із ЕГ — «- %.

5. Сепаратори: С4-С6.

тиск — «- МПа 0,0−0,005 МС-П2.

рівень нафти — «- м 0,7−1,7 УБ-ПВ.

температура нафти — «- ?З 35−40 термометр

6. Буферні ємності: БЕ1-БЕ4.

тиск — «- МПа 0,05−0,2 МС-П2.

рівень нафти — «- м 0,7−1,7 УБ-ПВ.

температура нафти — «- ?З 23−30.

7. Газосепаратор: ГС1-ГС2.

тиск — «- МПа 0,01−0,8 МТП.

предельно-допустимый рівень рідини — «- м 1.8.

8. Газосепаратор: ГС3.

тиск — «- МПа 0,15−0,3 МТП.

рівень рідини — «- м 0,5−1,0 СУС-1.

9. Газосепаратор: ГС4.

тиск — «- Мпа 0,15−0,3.

рівень рідини — «- м 0,5−1,0 УБ-ПВ.

10. Технологічні резервуари (нафтові) РВС-10 000: РВС2, РВС4.

предельно-допустимая висота взлива — «- м 10.5 СУС-И.

рівень водяний подушки — «- м 2,0−3,5.

мінімальний робочий рівень — «- м. 5.3 УДУ-10.

максимальна швидкість наповнення і спорожнювання — «- м3/час 600.

11. Товарні резервуарыРВС-10 000: РВС1, РВС3.

предельно-допустимая висота взлива — «- м 10.5 СУС-И.

рівень водяний подушки — «- м.

мінімальний робочий рівень — «- м 5.3 УДУ-10.

максимальна швидкість наповнення і спорожнювання — «- м3/час 600.

12. Підземні ємності:

рівень рідини ЕП1−4 м 0,5−1,8 УБ-ПВ.

рівень рідини ЕП5−8 м 0,5−1,5 УБ-ПВ, ДУЖЭ.

рівень рідини ЕП9−12 м 0,5−1,8 УБ-ПВ.

рівень рідини ЕП13−15 м 0,5−1,7 УБ-ПВ.

13. Технологічна (нафтова) насосна ЦНС 300×120: НН1−10.

тиск прийомі - «- МПа 0,03−0,05 МТП.

тиск нагнітання — «- МПа 1,0−1,3 ВЭ-16РБ.

продуктивність насоса — «- м3/час 220−360.

температура підшипників — «- ?З.

14. Внутрипарковая насосная (нефтяная) ЦНС 180×170: ПН 1−3.

тиск прийомі - «- МПа 0,03−0,05 МТП.

тиск нагнітання — «- МПа 1,4−1,9 ЭКМ.

продуктивність насоса — «- м3/час 130−220.

температура підшипників — «- ?З.

15. Повітряна компресорна: У «К1−2.

тиск на компресорі після I щаблі - «- МПа 0,17−0,22.

тиск на компресорі після II щаблі - «- МПа 0,78−0,8.

температура повітря після I щаблі - «- ?З.

температура повітря після II щаблі - «- ?З.

16. Блоки реагентного господарства: БР1-БР4.

тиск на выкиде дозировочного насоса НД-2540 — «- МПа 4.

продуктивність дозировочного насоса НД-2540 — «- л/час 25.

тиск на выкиде нафтового насоса НД-100 010 — «- МПа 1.

продуктивність нафтового насоса НД-100 010 — «- л/час 1000.

3.2.3. Контроль технологічного процесу. Система сигналізації і блокування УПН.

Для аналітичного контролю ведення технологічного процесу установок періодично відбираються проби нафти, визначення обводненості, на вході на установку, вихід із відстійників чи электродегидраторов, вузла обліку нафти (УУН) після установок, і навіть відбір проб пластовій води, визначення залишкового змісту нафтопродуктів після очисних резервуарів, на выкиде насосів 200Д90. Для визначення загазованості території установок виробляється відбір проб газоповітряної середовища по виробничим майданчикам і помещениям.

Параметри аналітичного контролю. Таблиця 5.

№п/п Найменування операції процесу, продукту Місце відбору Контроли-руемые параметри Метод контролю Частота, периодичностьконтроля.

1 3 4 5 6 7.

1. Відбір проб нафти На вході на установку Зміст води не в нафті ГОСТ 2477–65 Кожні 2 часа.

2. Відбір проб нафти На виході сэлектродегидратора Зміст води не в нафті ГОСТ 2477–65 Кожні 2 часа.

3. Завмер загазованості Площадкаэлектродегидраторов Зміст вуглеводнів повітря УГ-2 1 разів у смену.

4. Завмер загазованості Майданчик печей Зміст вуглеводнів повітря УГ-2 1 разів у смену.

5. Завмер загазованості Блоки нафтових насосів Зміст вуглеводнів повітря УГ-2 1 разів у смену.

6. Завмер загазованості Каре резервуарів Зміст вуглеводнів повітря УГ-2 1 разів у смену.

7. Завмер загазованості Блоки БРХ Зміст вуглеводнів повітря УГ-2 1 разів у смену.

8. Завмер загазованості Майданчик буферних ємностей Зміст вуглеводнів повітря УГ-2 1 разів у смену.

9. Завмер загазованості Майданчик нефтесепараторов С1-С6 Зміст вуглеводнів повітря УГ-2 1 разів у смену.

У зв’язку з безперервністю технологічного процесу на установці первинної підготовки нафти передбачена контроль і сигналізації. Система сигналізації і функцію контролю забезпечує безпеку роботи установки, стежачи за технологічними параметрами процесу попереджаючи про відхилення цих параметрів. У таб. 6 наведено технологічні параметри, апарати і вузли, що їх ведеться безперервний контроль, а контроль виробляє спрацьовування сигналізації чи блокування процесу у разі виникнення умов, які теж перераховані у цій таблице.

Граничні параметри системи сигналізації і місцевого контролю. Таблиця 6.

№п/п Технологічний параметраппарат чи вузол схеми Сигналізація Блокировка.

Попереджувальна Аварійна.

Min max min max min max.

1 2 3 4 5 6 7 8.

1. Сепаратори С1-С3.

тиск, МПа 0.015.

рівень рідини, м 0.7 1.9 2.1.

2. Буферні ємності БЕ1-БЕ4.

тиск, МПа 0.05 0.2.

рівень рідини, м 0.7 1.7 0.6 2.

3. Печі ПТБ-10 П1-П5.

температура нафти після печей, ?З 60 60.

температура димових газів, ?З 700 700.

тиск нафти на вихідному нафтопроводі, МПа 0.4 0.8 0.4 0.8.

Тиск газу після РДБК, Мпа 0.005 0.05 0.005 0.05.

Тиск повітря на пальники печі, мм.вод.ст. 200 200.

тиск повітря на прилади КИПиА печі, МПа 0.1 0.1.

витрата нафти через піч, м3час 300 300.

тиск олії вбираються у гидроприводе, МПа 1 1.

4. Электродегидраторы ЭГ1−4.

тиск, МПа 0.8 0.8.

рівень розділу фаз «вн », м 1.3.

електрострум в зовнішніх фазах ланцюга, А 240 240.

тиск повітря на прилади КИПиА, МПа.

0.1 0.1.

5. Сепаратори С4-С6.

тиск, МПа 0.005.

рівень рідини, м 0.7 1.7 2.

6. Газосепаратор ГС1-ГС2.

рівень рідини, м 1.8.

тиск, МПа.

7. Газосепаратор ГС-3.

рівень рідини, м 0.5 1.

тиск, МПа.

8. Газосепаратор ГС-4.

рівень рідини, м 1.

тиск, МПа.

9. Технологічні резервуары (нефтяные) РВС-10 000 № 2,4.

рівень рідини, м 10.5.

10. Товарні резервуары (нефтяные) РВС-10 000 № 1,3.

рівень рідини, м 10.5.

11. Підземні ємності ЄП 1−15уровень рідини, м:

ЕП1-ЕП4 0.5 1.8.

ЕП-5 0.5 1.5.

ЕП6-ЕП7 1.5.

ЕП9-ЕП12 0.5 1.8.

ЕП14-ЕП15.

12. Технологічні насосыЦНС 300×120 № 1−10.

тиск нагнітання, МПа 0.9 1.3 0.9 1.3.

температура підшипників, ?З 70 70.

рівень рідини в «склянці «, м 0.1 0.1.

13. Внутрипарковые насоси ЦНС 180×170 № 1−3.

тиск нагнітання, Мпа 1.4 1.9 1.4 1.9.

температура підшипників, ?З 70 70.

рівень рідини в «склянці «, м 0.1 0.1.

14. Повітряна компресорна ВК1-ВК2.

тиск у ресивере, МПа 0.22 0.6.

температура I щаблі, ?З 165 165.

температура II щаблі, ?З 165 165.

15. Блок реагентного господарства БР1-БР4.

тиск нагнітання насоса НД-2540, МПа 2 2.

тиск нагнітання насоса НД-100 010, МПа 0.9 0.9.

3.2.4. Порядок пуску і зупинки УПН.

Пуск установки УПН ввозяться наступному порядке:

* відкривається вхід рідини в сепаратори С1-С3;

* відкривається вихід газу з сепараторів С1-С3 на факел ФНД. Відбувається заповнення сепараторов;

* під час досягнення рівня рідини в сепараторах С1-С3 Н=0,7−1,0 м відкривається вихід рідини з сепараторів і вхід рідини в технологічні резервуари РВС-10 000 № 2,4;

* відбувається заповнення резервуарів. Рівень рідини в сепараторах підтримується регулюючими пневмоклапанами не більше Н=0,7−1,0 м. Тиск в сепараторах підтримується не більше Р=0,0−0,0105 МПа. Газ скидається на факел ФНД;

* під час досягнення взлива нафти, у одному з резервуарів Н=7,0−7,5 м відкривається вихід рідини з резервуарів на вузол переключень засувок і далі приймання рідини на насоси ЦНС-300×120 № 1−5;

* відбувається заповнення рідиною нафтового трубопроводу від резервуарів РВС-10 000 № 1−4 до насосів ЦНС 300×120 № 1−5. Повітря з трубопроводу стравливается через вентили-воздушники встановлені на насосах і вентилі врізані у верхніх точках трубопроводу. Підбурювання повітря з трубопроводу триває до появи рідини на насосах. Тиск рідини в трубопроводах прийомі насосів має бути, у межах Р=0,03−0,05 МПа;

* у разі рідини на насосах ЦНС 300×120 № 1−5 відкривається вихід рідини з печей і клапанной складанні по перепуску рідини з трубопроводу після виходу рідини з печей приймання насосів ЦНС 300×120;

* запускається одне із насосів ЦНС 300×120 № 1−5, виробляється заповнення прийомних трубопроводів, змійовиків печей ПТБ-10 № 1−4 і трубопроводів після виходу рідини з печей. Повітря з змійовиків печей і трубопроводів стравливается через вентилі врізані у верхніх точках змійовиків і трубопроводів. Циркуляція рідини через печі виробляється до заповнення змеевиков;

* за повної заповненні змійовиків печей рідиною на 5−8 (за довжиною ходу штока) відкривається вихід рідини в электродегидраторы ЭГ1-ЭГ4. Повітря з электродегидраторов стравливается в лінію виходу нафти з электродегидратора й у лінію скидання продукту з СППК в газосепаратор ГС1, ГС2;

* відкривається подача рідини приймання нафтового насоса НД-100 010 БРХ. Стравливается з трубопроводу повітря і включається нафтової насос НД-100 010 і дозировочный насос НД-2540. Виробляється подача суміші реагента-деэмульгатора і в трубопровід приймання насосів ЦНС 300×120 № 1−5. Питома витрата реагенту встановлюється в 3-х кратному розмірі від нормальної норми відповідно до технологічної карты;

* у разі рідини в трубопроводах щодо виходу з электродегидраторов відкривається вхід рідини в нефтегазосепараторы С4-С6;

* відбувається заповнення сепараторів С4-С6 рідиною. Відкривається вихід газу з сепараторів на ФНД;

* під час досягнення рівня рідини в сепараторах С4-С6 висоти Н=0,7−1.0 м відкривається вихід рідини з сепараторів і вузлі переключень засувок. Рідину з сепараторів С4-С6 вступає у трубопровід після виходу рідини з сепараторів С1-С3 і далі в РВС-10 000 № 2,4;

* рівень рідини в сепараторах підтримується регулюючим пневмоклапаном не більше Н=0,7−1,5 м. Тиск в сепараторах підтримується не більше Р=0,0−0,0105 МПа;

* на 25% відкриваються засувки по входу і рідини з электродегидраторов, по входу рідини в сепаратори С4-С6. Установка навантажується жидкостью;

* пневматичний регулюючий клапан на лінії перетікання рідини з трубопроводу після печей ПТБ-10 приймання насосів ЦНС 300×120 і за стабільну роботу технологічних насосів ЦНС 300×120, закриваються повністю. Весь потік рідини пускається через установку;

* перерозподіляється витрата рідини по печам з розрахунку щонайменше Q=300 м3/час. За необхідності витрата рідини через інші печі перекрывается;

* за стійкого витратах рідини, через які у роботі печі, Q>300 м3/час виробляється пуск печей. Температура рідини виході з печей поступово піднімається до t=35−40 ?С;

* виробляється пуск электродегидраторов в роботу. Ведеться постійний контролю над їх роботою (появою міжфазних токов);

* у разі водної подушки в электродегидраторах відкривається вихід води з электродегидраторов в РВС-5000 №№ 3−6 УПСВ"Б";

* відбирається проба нафти виході з электродегидраторов визначення обводненості. При обводненості нафти менш 1,0%, нафту вступає у товарні РВС-5000 № 1,2 УПСВ"Б", соціальній та товарні РВС-10 000 № 1,3 УПН;

* температура рідини виході з печей піднімається до температури t=45−50 ?З. Знижується питома витрата реагента-деэмульгатора до необхідної норми. Технологічні параметри роботи установки підтримуються відповідно до технологічної карты;

* відкриваючи поступово запорно-регулирующую арматуру на установці і підтримуючи технологічні параметри відповідно до технологічної карти піднімаємо продуктивність установки до проектної нормы;

* погодивши дії з оператором газової компресорної (радіотелефон «NOKIA», внутрішня зв’язок цеху) відкривається вихід газів з сепараторів С1-С3 і С4-С6. Газ перекладається з ФНД на газокомпрессорную;

* у разі водної подушки в технологічних резервуарах РВС-10 000 № 2,4 вище Н=1,0 м відкривається вихід води з резервуарів і достойний прийом рідини на насоси ЦНС 180×170 № 1−3 внутрипарковой насосної (ВПН). Відбувається заповнення водяних трубопроводів від резервуарів до насосів ВПН. Повітря стравливается через вентилі - воздушки на насосах;

* у разі подтоварной води на насосах ЦНС 180×170 № 1−3 і тиску у приймальнях трубопроводах насосів не більше Р=0,03−0,05 МПа відкривається перетік рідини в резервуари РВС-5000 № 3−6 УПСВ"Б" й у каре РВС-5000 УПСВ"Б";

* запускаються насоси ЦНС 180×170 № 1−3, відкриваються выкидные засувки. Відбувається відкачка подтоварной води з технологічних резервуарів РВС-1000 № 2,4 УПН в резервуари очисних споруд РВС-5000 № 3−6 УПСВ"Б".

Зупинка установки. Оскільки установка УПН і двох паралельних ідентичних технологічних ліній то зупинка двох ліній за одну і також час недоцільна. Для проведення ремонтних і ремонтно-аварийных робіт можлива зупинка одній з технологічних ліній. Інша лінія, продовжує работать.

Виняток становлять блоки сепарації сепараторів С1-С3 і С4-С6. Для проведення ремонтних робіт на сепараторах можлива зупинка кожного з сепараторів при інших работающих.

Зупинка технологічних ліній ввозяться наступному порядке:

1. Поступово відкривається вхід рідини з установок УПСВ"2а" і УПСВ"С" в технологічні резервуари РВС-10 000 № 2,4 і закривається вхід рідини з установок УПСВ"2а", УПСВ"С" на УПН-2 (2 линия).

2. Задля підтримки необхідного витрати через обидві технологічні лінії (далі з тексту УПН-1 — перша технологічна лінія і УПН-2 — друга технологічна лінія) й у запобігання різкого підвищення взливов рідини в резервуарах РВС-10 000 № 2,4 на УПН-1 включаються додатково насоси ЦНС 300×120 № 1−4.

3. При зупинці технологічної лінії № 2 (УПН-2).

3.1. Збільшується питома витрата реагента-деэмульгатора на УПН-1 до норми відповідної загальному витраті нафти через УПН.

3.2. Зупиняються печи-нагреватели ПТБ-10 № 3−4 на УПН-2 і запускаються печі ПТБ-10 № 1−2 на УПН-1.

3.3. Весь потік рідини перекладається через печи-нагреватели ПТБ-10 № 1−2.

3.4. Зупиняються электродегидраторы ЭГ3-ЭГ4 на УПН-2.

3.5. Весь потік рідини перекладається через электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2 УПН-1.

3.6. Зупиняється БРХ на УПН-2.

3.7. Підготовка нафти технологічної лінії № 1 ведеться за ланцюжку: РВС-10 000 № 2,4 ==> ЦНС 300×120 № 1−5 ==> ПТБ-10 № 1−2 ==> ЭГ1-ЭГ2 ==> С4-C6 ==> РВС-5000 № 1−2 УПСВ"Б", РВС-10 000 № 1,3 УПН.

4. При зупинці технологічної лінії № 1 (УПН-1).

4.1. Збільшується питома витрата реагента-деэмульгатора на УПН-2 до норми відповідної загальному витраті нафти через УПН.

4.2. Зупиняються печи-нагреватели ПТБ-10 № 1−2 на УПН-1. Запускаються в роботу печі ПТБ-10 № 3−4.

4.3. Весь потік рідини перекладається через печі ПТБ-10 № 3−4 УПН-2.

4.4. Зупиняються электродегидраторы ЭГ1, ЭГ2 УПН-1.

4.5. Весь потік рідини перекладається через электродегидраторы ЭГ3, ЭГ4 УПН-2.

4.6. Зупиняються нафтової і дозировочный насоси НД-10 001- і НД-2540 на БРХ УПН-1.

4.7. Підготовка нафти технологічної лінії № 2 (УПН-2) ведеться за ланцюжку: РВС-10 000 № 2,4 ==> ЦНС 300×120 № 1−5 ==> ПТБ-10 № 3−4 ==> ЭГ3, ЭГ4 ==> С4-C6 ==> РВС-5000 № 1−2 УПСВ"Б", РВС-10 000 № 1,3 УПН.

5. При зупинці однієї з сепараторів С1-С3 і С4-С6 закривається вхід рідини даний сепаратор, вихід рідини з цього сепаратора і вихід газу з цього сепаратора.

3.3.Основные правила безпечного ведення технологічного процесса.

Виконання наступних правил безпечного ведення процесу, пов’язаних із нею робіт виключає можливості аварії, вибухи, пожежі, травмування людей, порушення технологічного режима.

Особи, допущені до виробництва, робіт би мало бути проінструктовані і навчені безпечним прийомів роботи, скласти іспити плюс при собі відповідне посвідчення. При запровадження нових технологічних процесів і методів праці, видів устаткування й механізмів, і навіть правив і інструкцій, має проводитися додатковий инструктаж.

Не допускається захаращення і забруднення виробничих майданчиків, приміщень, устаткування, проїздів, доріг у місцях де заборонено проїзд транспорту мали бути зацікавленими вивішено попереджувальні написи і знаки, дренажні і каналізаційні криниці мали бути зацікавленими надійно закритими чи огражденными.

Систематично мають здійснюватися огляд і перевірка виробничого устаткування й своєчасний його ремонт відповідно до графіка ППР. Кожне чинне устаткування, апарати, судини необхідно обладнати повним комплектом пристосувань, приладів, передбачених проектом чи ГОСТом.

Не допускається робота виробничого устаткування з порушенням параметрів, встановлених технологічної картою чи технологічними умовами і инструкциями.

Зміни у технологічну карту (регламент) дозволяється вносити тільки після письмового вказівки головного інженера підприємства, причому вони мають відповідати робочим параметрами, зазначених у паспорті оборудования.

Експлуатація трубопроводів, устаткування, апаратів, судин при не герметичності фланцевых сполук чи тріщин з цілого матеріалу — забороняється, теж допускається проведення ними будь-яких ремонтних робіт, за їх работе.

Виробничі приміщення мають забезпечуватися вентиляцією, що створює у зоні перебування робочих стан повітряної середовища, відповідне санітарних норм. Ефективність вентиляційних установок перевіряється систематично, раз на рік. При вимушеної зупинці вентиляційних установок необхідно прийняти заходи санітарного стану повітряного середовища, відповідно до санітарним нормам СНИП.

У інструкціях по експлуатації вентиляційних установок перераховуються особливі вказівки про заходи, прийнятих персоналом при раптової загазованості чи виникненні пожара.

Щоб уникнути поширення пожежі у мережі промливневой каналізації під час загоряння нафтопродуктів чи пожежі на виробничої майданчику, на каналізаційних мережах промстоків і произодственно-ливневых стоках встановлюються гидрозатворы.

Прилади контролю та автоматики можна застосовувати лише дозволені рішенням Держстандарту СРСР та її підвідомчих органів. Перевірка, регулювання і ремонт приладів ввозяться відповідність до «Правилами організації та перевірки вимірювальних приладів та контролю над станом вимірювальної техніки з повним дотриманням стандартів, і технічних умов». За КИПиА забезпечити нагляд, вони мають в умовах, що забезпечують їхню безвідмовну работу.

Виробництво газоопасных, вогневих, ремонтних, земляних робіт без наявності оформленого наряд-допуска не допускается.

У місцях, де можливо змішування вибухонебезпечною суміші газу з повітрям, щоб уникнути искрообразования від ударів, забороняється застосування інструментів зі сталі. Інструмент може бути з металу не що дає іскри. Користуватися не взрывозащищенными переносними світильниками не разрешается.

Під час роботи установки необхідно забезпечити постійний контролю над тиском, витратою, рівнем — зміни мають здійснюватися плавно.

Об'єкти енергопостачання мають обслуговуватися електротехнічним персоналом у яких відповідну групу допуску. Напруга на електрообладнання має подаватися і зніматися черговим электроперсоналом за вказівкою відповідального за цього устаткування чи старшого зі зміни. У разі пожежі на электрооборудовании напруга має бути негайно снято.

Відігрівання устаткування й трубопроводів в зимовий період може проводитися тільки пором чи гарячої водой.

Захисна арматура на апаратах має відповідати пред’явленим вимогам «Правил пристрої і безпечної експлуатації апаратів, працюючих під давлением».

Пуск і установки з несправної системою пожежогасіння запрещается.

Усі споруди установок, залежно від категорії, повинні прагнути бути надійно заземлені з допомогою заземляющих пристроїв від прямих ударів, вторинних проявів блискавиці й статичного электричества.

Устаткування, підлягають відкриттю і ремонту, має бути виведено із роботи, звільнено продукту, отглушено, пропарено, промыто водою і проветрено. Усі що підбивають трубопроводи до ремонтується устаткуванню мали бути зацікавленими отглушены. Промивання водою неостиглого устаткування неприпустимо. Виробництво робіт на від'єднаному обладнанні й трубопроводі, дозволяється лише з отриманню аналізу газо-повітряної суміші. А роботи з очищенні устаткування апаратів, судин від шламу мають здійснюватися лише у шланговых протигазах з дублером бригадою щонайменше 2-х человекк. Для внутрішнього висвітлення апарату, судини слід застосовувати світильники у взрывозащищенном виконанні, з напругою не вище 12 В.

Забороняється допуск до газоопасным роботам осіб, не навчених безпечним прийомів ведення робіт, способам надання першої доврачебной допомоги пострадавшим.

Газоопасные роботи мають виконуватися лише за наявності наряд-допуска й у присутності відповідального при проведенні газоопасных работ.

Необхідно вести постійний контролю над станом газо-повітряної середовища, негайно припинити роботу при загазованості вище припустимою концентрации.

Перед допуском на роботу з обслуговування блоків реагента-деэмульгатора обслуга може бути проінструктований і ознайомлений із інструкціями безпеки праці. Роботи, пов’язані з химреагентом, мають здійснюватися суворо у спецодягу, захищає тіло, руки, ноги.

3.4. Можливі неполадки технологічного процесса.

Можливі неполадки технологічного процесу. Таблиця 7.

Возможныенеполадки Причина виникнення несправності Спосіб попередження иустранения неполадок.

1 2 3.

1.Ухудшаетсяанализ нафти вихід із відстійників (великий відсоток обводненості) 1.1. Зміна витрати нафти установку, нерівномірна навантаження отстойников.1.2. Зниження температури нафти після печей.1.3. Недостатній витрата реагенту підготовка, припинення подачі реагента.1.4. Підвищений вміст газу нафти, що надходить у отстойники1.5. Високий рівень розділу фаз «вода-нефть» в відстійниках. 1.1.1. Відрегулювати витрата нафти кожен отстойник.1.2.1. Підвищити температуру нагріву нефти1.3.1. Включити подачу реагенту на установку, відрегулювати витрата реагенту відповідно до норме.1.4.1. Відрегулювати роботу сепараторів I і II щаблів сепарации.1.4.2. Підвищити рівень розділу фаз «нефть-газ» в сепараторах.1.5.1. Знизити рівень розділу фаз «вода-нефть» в відстійниках відкривши байпасы.1.5.2. Перевірити роботи й справність регулюючих клапанів на лінії виходу воды.

2. Погіршуються аналізи нафти вихід із электродегидраторов 2.1. Пункти 1.1 — 1.5.2.2. Не працює система коливань струмами високої частоти. 2.1.1. Пункти 1.1.1.-1.5.2.2.2.1. Викликати електрика і усунути неисправность.

3. Погіршується аналіз води не вдома з відстійників і электродегидраторов 3.1. Низький рівень розділу фаз «вода-нефть».3.2. Відсутня чітка границараздела фаз «вода-нефть». 3.1.1. Підняти рівень розділу фаз «вода-нефть» (водну подушку) зменшивши витрата води не вдома з аппарата.3.2.1. Перевірити температуру нефтина вході у аппарат.3.2.2. Перевірити подачу реагента.3.2.3. Збільшити витрата регента (питому норму).

4. Погіршується аналіз подтоварной води не вдома очисних РВР (підвищений вміст нафтопродуктів) 4.1. Низький рівень води в очисних резервуарах. 4.1.1. Зменшити відкачування води з резервуарів на КНС.4.1.2. Підняти рівень води в резервуарах.4.1.3. Злити (осушити) нафту з резервуарів в підземні емкости.

5. Уменьшение (увеличение) надходження рідини на установку УПСВ 5.1. Зупинка нафтових свердловин, ДНС. 5.1.1. Посилити контролю над підтримкою рівнів рідини в сепараторах I ступени.5.1.2. Відрегулювати температуру нагріву нафти відповідно до технологічної карте.5.1.3. Відрегулювати питома витрата реагенту, відповідно до норме.

6. Відсутність повітря на прилади КИПиА 6.1. Компресор не розвиває необхідного давления.6.2. Відсутність напруги в компрессорной.6.3. Порив воздуховода. 6.1.1.Включить в роботу резервний компрессор.6.1.2.При необхідності перейти на ручний режим работы.6.2.1. Перейти на ручний режим управління технологічним процессом.6.3.1. Перейти на ручний режим управління технологічним процессом.6.3.2. Знайти місце пориву і усунути его.

7. Порив корпусу сепараторів I і II щаблі сепарації, відстійників, электродегидраторов. 7.1. Перевищення тиску в апараті вище припустимого. 7.1.1. Вивести апарат із роботи, перекривши засувки по входу і рідини з аппарата.7.1.2. Звільнити апарат від рідини в ЕП.7.1.3. Локалізувати місце аварии.

8. Порив нафтового колектора від УПСВ"С" і УПСВ-2а до УПН 8.1. Корозія металу трубопроводів. 8.1.1. Перевести надходження нафти з нефтесепараторов II щаблі в технологічні РВС-5000 № 1−2.8.1.2. Припинити відкачування нафти УПН. зупинивши нафтові насоси ЦНС 300×300 і ЦНС 300×3608.1.3. Відключити ушкоджений ділянку трубопроводу, перекривши його задвижками.

9. Порив газопроводу після УУГ УПСВ. 9.1. Корозія металу трубопроводу. 9.1.1. Перевести скидання газу з сепараторів I щаблі сепарації на факел.9.1.2. Закрити засувки на УУГ (відключити ушкоджений ділянку газопровода)9.1.3. Посилити контролю над веденням технологічного режима.

10. Пожежа печей ПТБ-10 10.1. Прогар змійовика печей. 10.1.1. Діяти відповідно до ПЛВА.

3.5. Аварійна зупинка УПН.

Аварійна зупинка технологічних ліній № 1 і № 2 (УПН-1 і УПН-2) установки підготовки нафти ввозяться наступному порядке:

1. Аварійна зупинка УПН-1.

1.1. Зупиняються печи-нагреватели ПТБ-10 № 1−2. Закривається вхід і вихід рідини з печей.

1.2. Закривається подача газу на печі ПТБ-10 № 1−2.

1.3. Зупиняються электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2.

1.4. Відкривається скидання рідини з змійовиків печей в ЕП-1.

1.6. Відкривається скидання рідини з электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2 в ЕП-3.

2. Аварійна зупинка УПН-2.

2.1. Зупиняються печи-нагреватели ПТБ-10 № 3−4. Закривається вхід і вихід рідини з печей.

2.2. Закривається подача газу на печі ПТБ-10 № 3−4.

2.3. Зупиняються электродегидраторы ЭГ3-ЭГ4.

2.4. Рідина перекладається через электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2.

2.5. Відкривається скидання жидости з змійовиків печей ПТБ-10 № 3−4 в підземну ємність ЕП-9.

2.6. Відкривається скидання рідини з электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4 в ЕП-11.

3.6. Заходи з охорони навколишнього среды.

З метою максимальне зменшення шкідливих викидів в довкілля на установці передбачені такі мероприятия:

1. Технологічна схема підготовки нафти установці передбачає замкнутий цикл, відсутність скидів нафти, пластовій води та газів у навколишню среду.

2. Усі технологічні апарати установки герметично закрыты.

3. Скидання подтоварной води з электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 виробляється у технологічні резервуари РВС-10 000 № 2,4.

4. Подтоварная вода з резервуарів РВС-10 000 № 2,4 внутрипарковыми насосами ЦНС 180×170 через засувку відкачують в РВС-5000 на УПСВ"Б" на подготовку.

5. Газ з сепараторів С1-С3 і С4-С6 надходить на газокомпресорну УВСИНГ. Що стосується зупинок газокомпресорної станції передбачено скидання газу на факел ФНД.

6. Скидання з запобіжних клапанів сепараторів С1-С3 і С4-С6 здійснюється через «сепаратор-расширитель» С-8, на факел низький тиск (ФНД).

7. Скидання з запобіжних клапанів буферних ємностей БЕ1-БЕ4, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 ввозяться газосепараторы ГС1, ГС2. Газ з газосепараторов, через «сепаратор-расширитель» С-7, надходить на факел високого тиску (ФВД).

8. Щоб запобігти влучення на смолоскипи ФНД і ФВД газового конденсату і краплинної рідини на газопроводах встановлено «сепараторы-расширители» С-7 і С-8. Які Відокремилися в «сепараторах-расширителях» газовий конденсат і краплинна рідина дренируются в підземні ємності ЕП-6 і ЕП-7, звідки погружными насосами откачиваются в технологічні резервуари РВС-10 000 № 1−4.

9. Стічні води промышленно-ливневой каналізації майданчиків печей ПТБ-10 № 1−4, буферних ємностей БЕ1-БЕ4, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4, сепараторів С1-С3 і С4-С6, резервуарів РВС-10 000 № 1−4 вступають у підземні ємності ЕП14, ЕП15, звідки погружными насосами откачиваются в технологічні резервуари РВС-10 000 № 1−4.

10. Щоб уникнути переливів технологічні резервуари обладнані приладами граничного рівня рідини СУС-И, сигнал від якої виведений на світлове табло щита операторной. При загорянні світлового табло спрацьовує звукова сигнализация.

11. З метою максимальне зменшення шкідливих викидів у повітря димових газів печей ПТБ-10 робота печей ведеться в оптимальному технологічному режиме.

3.6.1. Викиди у повітря димових газів, втрати від випаровування факельных выбросов.

Викиди на установці підготовки нафти. Таблиця 8.

№п/п Найменування скидання У (маса) викидів, г/с Ареал скидання ПДВ Метод ліквідації, знешкодження, утилизации.

1 2 3 4 5 6.

1. Димові гази печей ПТБ-10 (з розрахунку одну піч) у повітря розсіювання у верхніх слоях.

вуглекислий газ, CO — 0,6099 г/с.

окис азоту, NO — 0,1781 г/с.

С1-С10 — 0,7355 г/с.

2. Попутний газ факел 1,376 м3/с сжигание.

вуглекислий газ, CO 7,143 г/с.

окис азоту, NOх 0,12 г/с.

С1-С10 1,809 г/с.

сажа 0,593 г/с.

3. Втрати нафти на РВР отвыдыханий. 150,0 кг/сут в атмосфенру 1,824 г/с розсіювання у верхніх слоях.

4. Розрахунок электродегидратора.

4.1. Умови расчета.

Розрахувати і сконструювати горизонтальний электродегидратор з такими технологічними параметрами:

* продуктивність по рідини 350 кг/час;

* робочий тиск 0,8 Мпа.

Визначити такі технологічні параметры:

* витрата реагента-деэмульгатора (дипроксамин);

* оптимальну температуру нагріву нефти;

* необхідну напруженість електричного поля.

4.2. Розрахунок электродегидратора.

У основі розрахунку элетродегидратора лежить вираз що б швидкість руху крапель в електричному поле.

где.

? — електрична стала визначальна заряд що просувалася краплі; Є - градієнт електричного поля, В/м; Dп — диэлектрическая проникність середовища;? — кінематична в’язкість, м2/с.

Для кращого відстоювання нафти на емульсію нефть-вода додають деэмульгатор, що сприяє швидшому укрупнення крапель і тим самим прискорює процес відстоювання. На УПН «Быстринскнефть» використовується дипроксамин, як імпортного, і російського виробництва. Кількість ПАР розраховують за такою формулою [8, з. 148].

где.

Граничну концентрацію молекул ПАР визначають з урахуванням рівняння Лэнгмюра [8, з. 117].

где.

с0 — початкова концентрація осаждаемого речовини (вода);? — стала Лэнгмюра.

Значимість Р знаходять по рівнянню Гіббса [8, з. 86].

где.

R — питома газова стала, Дж/(кг?К); Т — температура; ??/?з — градієнт зміни поверхового натягу зміну концентрації реагента.

Постійна Лэнгмюра ?, визначається по изотерме поверхового натягу (приклад розрахунку ізотерми дано у роботі [8, з. 84]) чи з формуле.

где.

? — товщина поверхневого шару, м; W — робота адсорбції, Дж/кг; R0 — питома газова стала; Т — температура.

Значимість Гm можна знайти по формуле.

где.

Sm — поперечне перетин частки ПАР, м2.

Коефіцієнт розподілу речовини равен.

где.

N0 — мольная частка ПАР; Nв — мольная частка воды.

Відомості про коефіцієнті kp можна знайти у роботі [8, з. 26].

Наступні величини обозначают.

Sl — поперечне перетин крапель емульсії, м2; cl — гранична концентрація емульсії; Vнепр — обсяг у якому йде безперервний процес деэмулгирования; Vдист — обсяг дисперсною среды.

Процес электрообезвоживания і знесолення не одне десятиліття, і всі основні апарати стандартизовані. Якщо врахувати те що наявної літературі отсутсвуют дані про розрахунку різних коефіцієнтів, необхідні розрахунку электродегидратора. Умовно приймаємо элетродегидратор, як стандартизованный аппарат.

У таб. 9 наведено характеристики дегидраторов горизонтального тип переважно використовувані в России.

Характеристики горизонтальних электродегидраторов. Таблиця 9.

Показник.

Ємність, м3 80 100 160 190.

Діаметр, м 3 3 3,4 3,4.

Довжина, м 11,6 14,2 17,6 21,0.

Продуктивність, кг/ч 68 500 91 300 114 100 350 700.

Для обгрунтування вибору саме горизонтального электродегидратора приведено таб. 10. і таб. 11. Можна упевнено сказати, що горизонтальний дегидратор легше й дешевше стоїть, а, по продуктивності не відстає від своїх конкурентов.

Порівняльні показники роботи ЕГ. Таблиця 10.

Показник Вертикальне Кульової Горизонтальний Горизонтальный-цилиндрический.

Перетин на місці установки електрода, м2 8,14 98 33,2 33,2.

Площа електродів, м2 6,6 31,2 29,8 19,6.

Для перерізу апарату зона електродів, % 81,0 52,5 90,0 59,0.

Час перебування, з:

в межэлектродном просторі 0,023 0,008 0,084 0,023.

в апараті 0,163 — 0,013 0,013.

Швидкість подачі нафти, м/ч — 10−15 3−3,4 3−3,4.

Показники роботи электродегидраторов різних типів. Таблиця 11.

Найменування величини Вертикальне Кульової Горизонтальный.

Продуктивність, м3/ч 25 400 200.

Обсяг, м3 30 600 160.

Перетин, м2 7 86 60.

Лінійна швидкість, м/ч 4,3 7 2,7.

Розміри, м:

діаметр 3 10,5 3,4.

довжина (висота) 5 — 17,6.

Робоча тиск, МПа 0,4 0,7 1,0.

Маса апарату, кг — 1?105 0,37?105.

Усі основні параметри роботи электродегидратора приймаються такі [9]:

* продуктивність по рідини 350 кг/час;

* робочий тиск 0,8 МПа;

* витрата реагента-деэмульгатора (дипроксамин), 20−25 г/т;

* оптимальну температуру нагріву нафти, 45−50?С;

* струм зовнішньої фази электродегидратора 240А.

Основні розміри электродегидратора:

* довжина області відстоювання 21 000 мм;

* загальна довжина апарату 23 720 мм;

* внутрішній діаметр 3400 мм;

* товщина стінки 46 мм;

* введення сировини ?300 мм;

* висновок нафти ?250?2;

* висновок солоною води ?200?1;

* видалення шламу ?300?3;

* відкачка нафти ?150?1;

5. Продукція установки УПН.

Товарної продукцією цеху підготовки, перекачування нафти є підготовлена нафту. Залежно від рівня підготовки встановлюються I, II, III групи нефти.

Відповідно до ГОСТ 9965–76 за показниками ступеня підготовки нафту має відповідати нормам, зазначених у таб. 9.

Продукція УПН. Таблиця 12.

№№пп Наименованиепоказателей Норма для групи Метод испытания.

I II III.

1. Конструкція хлористых солей, мг/дм3, трохи більше 100 300 900 По ГОСТ 21 534–76.

2. Масова частка воды,%, не більш 0,5 1,0 1,0 По ГОСТ 2477–65.

3. Масова частка механічних домішок, % трохи більше 0,5 По ГОСТ 6370–83.

4. Тиск насичених парів, кПа (мм.рт.ст.), трохи більше 66,7(500) По ГОСТ 1756–52.

6. Матеріальний й теплової балансы.

Основою матеріального балансу є закон збереження матерії, за яким кількість матеріалу, що надходить процес (прибуткові статті матеріального балансу), дорівнює кількості продуктів, одержуваних у результаті процесу (видаткові статті матеріального балансу). Матеріальний баланс потрібно складати як всього технологічного процесу, так окремих його елементів. Матеріальний баланс становлять за одиницю часу — годину, добу, рік — чи цикл роботи з одиницю вихідного сировини чи готової продукції, т. е. за час, протягом якого переробляється певну кількість сировини чи виходить певну кількість продукта.

Матеріальний баланс зазвичай складають у вигляді таблиць чи схем із зазначенням відповідних матеріальних потоків і представлено таб. 10. Матеріальний баланс то, можливо розрахований у «вагових, мольных чи об'ємних одиницях. Під час упорядкування матеріального балансу в об'ємних чи мольных одиницях необхідно враховувати, у результаті тих чи інших хімічних перетворень обсяг чи число молей, що у апарат, може відрізнятиметься від обсягу чи числа молей продуктів, одержуваних у результаті процесу. З іншого боку, взяти таку розбіжність можливо, за змішанні компонентів, не підпорядковуються закону аддитивности.

Енергетичний баланс полягає в законі збереження енергії. Технологічні процеси часто супроводжуються зміною теплосодержания системи, і навіть витратою енергії (електричної, механічної та інших.). Тому, за розрахунках апаратів необхідно складати енергетичні балансы.

Матеріальний баланс. Таблиця 13.

№п/п Статті приходу, витрати % Количество, т/час.

1. Прихід.

нафту 68,60 943,1.

вода 20,00 275,0.

газ 11,40 156,9.

деэмульгатор 0,002 0,0275.

Разом приходу: 100,00 375,0.

2. Витрата.

вода 19,50 268,2.

газ 11,47 157,8.

нафту з обводненностью 0,5% 69,03 950,0.

Разом витрати: 100,00 1375,0.

Енергетичний баланс відбиває основний зміст закону збереження енергії, за яким кількість енергії, введеній у процес (прибуткові статті балансу), дорівнювала кількості енергії, яку за результаті процесу (видаткові статті баланса).

Як матеріальний баланс, енергетичного балансу можна складати для виробничого процесу або заради окремих його стадій. Енергетичний баланс то, можливо складено для одиниці часу (годину, добу), для циклу роботи, і навіть на одиницю вихідного сировини чи готової продукції. Під час упорядкування теплового балансу кількість тепла, що міститься у тих чи інших матеріальних потоках, відраховують від будь-якого температурного рівня, найчастіше від 0°.

Тепловий баланс. Таблиця 14.

№п/п Статті приходу, витрати % Кількість, МДж/ч.

1. Прихід.

теплосодержание нафти 33,3 62 727,5.

тепло що передається в печі 66,7 125 455,0.

Разом приходу: 100 188 182,5.

2. Витрата.

теплосодержание нафти 18,0 33 925,5.

теплосодержание води 11,6 21 911,9.

теплосодержание газу 9,1 17 066,1.

втрати у навколишнє середовище і в апаратах УПН 61,3 115 279,0.

Разом витрати: 100 188 182,5.

Під час упорядкування енергетичного та, зокрема, теплового балансу особливу увагу має бути обращено:

* на можливий перехід жодного виду енергії в другой;

* зміну агрегатного стану тіла, яке супроводжується виділенням чи поглинанням тепла (прихована теплота випаровування чи конденсації, плавлення, затвердіння, адсорбції тощо. д.);

* на парниковий ефект хімічної реакції (эндотермической чи экзотермической).

Іноді необхідно враховувати втрати тепла в довкілля. Як теплової, і матеріальний баланс зручно представляти як таблиць чи схем із зазначенням всіх прибуткових і видаткових статей.

Проведемо розрахунок теплового балансу щодо 0?. Розрахуємо теплосодержание нафти прийдешньої на установку підготовки нефти:

Gпечь — витрата нафти через піч кг/час; Снефть — теплоємність нафти кг/Дж?К; (tкон — tнач) — різницю між початкової ідеї та кінцевої температурами нефти.

Визначення теплоємності нафти залежно від температури і тиску можна визначити за такою формулою [5, з. 517].

Нафта завжди приходить із температурою 293К, щільності нині температурі становитиме 887,6 кг/м3 [6, з. 65]:

.

Теплоємність попутних газів розрахуємо за правилом змішання середніх теплоемкостей компонентів, які у таб. 15 [7]:

Середні теплоємності газів. Таблиця 15.

CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 н-C4H10 и-C4H10.

Середня теплоємність, кДж/(кг?К) 0,843 1,036 2,226 1,751 1,667 1,682 1,666.

Зміст, % 0,2 1,2 92,0 1,5 2,0 1,0 1,5.

Теплоємність води із вмістом різних солей, кислот й підстав розраховуємо аналогічно таб. 16 [7]:

Середні теплоємності солей. Таблиця 16.

H2CO3 H2SO4 HCl Ca (OH)2 Mg (OH)2 Na (OH)+K (OH).

Середня теплоємність, кДж/(кг?К) 0,576 1,416 0,766 1,181 1,320 1,332.

Зміст, % 0,635 0,003 8,0 0,2 0,04 4,5.

Оскільки нафту завжди приходить із 20%-ой обводненостью і має 11,4% попутного газу, тому розрахуємо теплоємність прийдешньої нафти правилу смешения:

Тоді теплосодержание нафти прийдешньої на установку буде равно:

Розрахуємо тепло, що передається в печі, якщо температура нафти виході 333К:

Розрахуємо теплосодержание нафти вихід із установки:

Розрахуємо теплосодержание води та газу, що йдуть з установки з температурами відповідно 273К і 323К:

Розрахунок теплового балансу справили повністю. Тепер усі результати розрахунку зводимо в таблицю див. таб. 14.

Заключение

.

На закінчення курсового проекту можна сказати, у процесі його створення було виконано такі цели:

* викладено основні концепції появи та розвитку видобутку підготовки нафти Сургутском месторождении;

* викладено основні засади поділу емульсії нефть-вода;

* приведено і описана основна апаратура, використовувана для зневоднення нефти;

* приведено технологічна схема цеху первинної підготовки нафти «Быстринском» НГДУ;

* наведено регламент роботи установки підготовки нафти і його екологічна опасность;

* зображений принцип розрахунку электродегидратора і прийнято його основні размеры;

* зроблено розрахунок теплового і матеріального баланса.

Всі ці мети досягнуто з позитивний результат. Можна дійти невтішного висновку, що це установка підготовки нафти працює задовільно за умов півночі. У цьому об'єкті навколишньому середовищі наноситься мінімальний ущерб.

Список сокращений.

1. БЕ — буферна емкость.

2. БР — блок підготовки й закачування реагента.

3. БРХ — блок реагентного хозяйства.

4. ГС — газосепаратор.

5. ДНС — дожимнонапорная станция.

6. ЄП — ємність подземная.

7. КИПиА — контрольно-вимірювальні прилади й автоматика.

8. НГВУ — нафтогазовидобувне управление.

9. НП — насос дозировочный.

10. ПТБ — піч трубчатая.

11. РВР — резервуар вертикальний стальной.

12. З — сепаратор.

13. УПН — установка підготовки нефти.

14. УПСВ — установка попереднього скидання воды.

15. УУН — вузол обліку нефти.

16. ФВД — факел високого давления.

17. ФНД — факел низького давления.

18. ЦДНГ — цех видобутку нафти і газа.

19. ЦКПН — цех контрольної перевірки нефти.

20. ЦППН — цех первинної підготовки нефти.

21. ЕГ — электродегидратор.

Список використаних источников.

1. Еріх В.М., Расіна М.Г., Рудин М. Г. «Хімія й технологія нафти і є «. Ленінград, «Хімія », 1972.

2. Скобло А.І., Трегубова І.А., Єгоров М.М. «Процеси і апарати, нафтопереробної та нафтохімічної промисловості «. Москва, Державне науково-технічний вид., 1962.

3. Нестеров І.І., Рябухін Г. Е. «Таємниці нафтової колиски ». Свердловськ, Средне-Уральское книжкове видавництво, 1984.

4. Судно М. М. «Нафта і горючі гази в світі «. Москва, Надра, 1984.

5. Рабинович Г. П., Рябих П. М., Хохряков П. О., під ред. Судакова О. Н. «Розрахунки основних процесів і апаратів нафтопереробки». Довідник. Москва, «Хімія», 1979.

6. Дриацкая З. В., Мхчиян М. А., Жмыхова М. М. та інші «Нафти СРСР. Том 4». Москва, «Хімія», 1974.

7. Рабинович В. А., Хавин З. Я. «Короткий хімічний довідник». Санкт-Петербург, «Хімія», 1994.

8. Рабинович В. А. «Розрахунок процесу осадження в електричному полі». Довідник. Санкт-Петербург, «Хімія», 1992.

9. Буланов А.Н."Регламент роботи цеху первинної підготовки нафти «Быстринском» НГВУ", Сургут, ВАТ «Сургутнафтогаз», 1997.

1 Балансовими називається кількість продуктів, що утворюється відповідно до матеріальним балансом технологічної установки.