Физико-химическая характеристика вспомогательного сырья ⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 12Следующая ⇒ Наименование сырья, материалов, реагентов. Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации Показатели качества, обязательные для проверки Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ Область применения изготовляемой продукции Реапон 4В	ТУ 6-05-221-711-83	1. Массовая доля основного вещества, % вес:	50 ± 3	Применяется для разрушения водонефтяных эмульсий.
2. Температура, °С: · застывания, кипения		минус 57 плюс 65
3. Вязкость при 20 °С, сПз		42
4. Плотность при 20 °С, г/см3		0, 9 - 0, 93
5. Растворимость: · в воде   · в нефти		плохо растворим (2 г/л) не растворим (0, 2 г/л)
Деэмульгатор Decleave ТМ R-1573	ТУ 2458-011-57258729-2005	1.Внешний вид	Однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, без мех. примесей	Применяется для разрушения водонефтяных эмульсий.
		2.Плотность при 20 0С, г/см2	0, 93±0, 09

 

Продолжение таблицы 1.13

		3.Кинематическая вязкость при температуре 20 0С, м2/с	Не более 170
		4.Температура застывания, 0С	Не выше минус 50

Пресная вода (питьевая)

СанПиН 2.1.4.1074-01

1. Плотность, г/см³ 1, 0

Применяется для отмывки солей из нефти.

2. Общая минерализация, мг/л Не более 1000 3. РН, ед. 6 - 9 4. Цветность, градус 20 - (35) 5. Мутность, мг/л 1, 5 – (2)

 

Описание технологического процесса и технологической схемы установок

Процесс подготовки нефти в ЦПНГ-5 включает следующие стадии:

· предварительный сброс пластовой воды;

· обезвоживание;

· обессоливание;

· стабилизация.

Предварительный сброс пластовой воды

Предварительный сброс пластовой воды проводится в технологических резервуарах РВС-5000 и на установке предварительного сброса пластовой воды УПСПВ. Перед подачей сырой нефти на УПСПВ в общий коллектор подается дозированное количество деэмульгатора из мерника М-4 на ТУ-1 (подробное описание процесса предварительного сброса пластовой воды приводится в регламенте ТХОУ УПСПВ).

Технологический процесс стабилизации нефти осуществляется на двух технологических установках подготовки нефти №1, №2, идентичных по составу и состоит из 3-х стадий.

 

 

Обезвоживание нефти.

Обезвоживание – процесс, при котором происходит отделение пластовой воды из нефтяной эмульсии. Процесс обезвоживания проводится при температуре до 100 °С и давлении до 5 кгс/см². Сырая нефть с температурой 10 - 30 °С на ступень обезвоживания подается двумя потоками из сырьевой нефтенасосной центробежными насосами Н-1/1-7 и поступает двумя потоками в теплообменники Т-1/1-16.   Для лучшего отделения воды, солей и механических примесей в потоках нефти поступающих в теплообменники Т-1/1-16 на установках предусмотрена подача реагента - деэмульгатора. Хранение реагента – деэмульгатора осуществляется на ТУ-1 на специальной площадке в емкостях Е-3/1, 2 V=80м3 и V=50м3 соответственно.

В мерник реагентной насосной ТУ-1 реагент поступает из емкостей Е-3/1, 2посредством закачки насоса Н-15 марки ВКС 5/25, для дальнейшей его подачи из мерника М-2 дозировочными насосами марки НД 25/40 в входной коллектор передТ- 1/1-16 ТУ-1. На ТУ-1 существует схема подачи реагента перед насосами насосной сырой нефти.

В теплообменниках Т-1/1-16 происходит подогрев нефти до температуры 65 – 100 °С за счет вторичной рекуперации тепла отходящей стабильной нефти. Стабильная нефть проходит по межтрубному пространству, а сырая нефть проходит по трубному пространству теплообменников Т-1/1-16.

В качестве теплообменников вторичной рекуперации тепла стабильной нефти применяются сдвоенные горизонтальные кожухотрубные теплообменные аппараты с плавающей головкой со сферическими крышками, диаметром 1400 мм, с поверхностью теплообмена 900 - 1122 м².

Подогретая сырая нефть после теплообменников Т-1/1-16 может объединяться в один поток или двумя разными потоками подается в шаровые отстойники ОШ-1, ОШ-2, где под воздействием температуры и деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отстой пластовой воды, в качестве отстойников используются шаровые аппараты объемом 600 м³, по два на каждой установке.

На входе сырой нефти в отстойники ОШ-1, ОШ-2 подается пресная вода от насосов Н-8/1, 2 и Н-9/1, 2 - для отмывки солей из нефти. Вода на прием насосов Н-8/1, 2 и Н-9/1, 2 поступает из трубопровода циркуляционного водоснабжения. Также подача пресной воды на прием насосов может осуществляться из трубопровода пром. воды и трубопровода воды с Бариновского водозабора. Последний способ подачи пресной воды осуществляется на ТУ-1 при аномально высоких температурах окружающей среды и риска поступления товарной нефти в парк ТХОУ с температурой выше 38 °С. Для охлаждения отходящей товарной нефти с ТУ-1, ТУ-2 на установках смонтированы теплообменники пластинчатого типа S188. Отходящая товарная нефть охлаждается в нем посредством воды поступающей в теплообменник с Бариновского водозабора. Нагретая после взаимодействия с нефтью вода возвращается на градирню ВНС через трубопровод оборотной циркуляционной воды. Предусмотрен выход нефти с установки из пластинчатого теплообменника как в линию кондиции, так и в линию некондиции.

Расход пресной воды в отстойники ОШ-1, 2 замеряется диафрагмой и поддерживается в заданных пределах операторами ТУ-1, 2. В качестве насоса для подачи пресной воды используются центробежные насосные агрегаты ЦНС-60х132, 60х198 производительностью 60 м³/час с напором на выкиде до 20 кгс/см².

Пластовая соленая вода из отстойников ОШ-1, ОШ-2 сбрасывается в нефтеотстойники на УПСПВ или может сбрасываться в водоотстойники на УПСПВ, в резервуары подготовки воды РВС-5000 № 13, 14.

Шаровые отстойники работают полным объемом. В них происходит процесс разрушения центров эмульсии, обезвоживание и обессоливание, частично обессоленная и обезвоженная нефть с содержанием солей до 300 мг/л и воды до 0, 5 % через верхние патрубки выходит из отстойников и поступает на стадию обессоливания.

Обессоливание нефти с использованием электрического тока на установке не производится. Имеющиеся электродегидраторы ЭДШ-1 и ЭДШ-2 используются в качестве отстойников.

Электродегидраторы представляют собой аппарат в форме шара объемом 600 м3, на каждой установке имеется по два электродегидратора.

На отмывку во входные нефтепроводы перед электродегидраторами подается вода от насосов Н-8/1, 2 и Н-9/1, 2 на ТУ-1. Регулирование расхода пресной воды в электродегидраторах и распределение ее потока между аппаратами осуществляется с помощью задвижек операторами ТУ-1, 2.

Сброс воды из электродегидраторов осуществляется в нефтеотстойники на УПСПВ. Сброс воды с электродегидраторов может быть произведен по своей линии, а также может быть переведен в линию сброса воды с отстойников и в обратном порядке.

Обезвоженная нефть из верхней части электродегидратора поступает в промежуточную емкость Е-1, служащую буферной емкостью для насосов Н-3/1-4.Емкость Е-1 горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами объемом 150 м3.

Стабилизация нефти

Из промежуточной емкости Е-1 обессоленная нефть насосами Н-3/1-4 подается во вторую группу теплообменников Т-2/1-8, где обессоленная нефть подогревается до температуры 120 - 185 °С горячей стабильной нефтью из куба колонны К-1; при этом обессоленная нефть проходит по межтрубному пространству, а стабильная нефть проходит по трубному пространству и откачивается насосами Н-4/1-3 через теплообменники Т-1/1-16 с температурой до 40 °С в товарные резервуары РВС-5000.

Обессоленная нефть после первичной рекуперации тепла в теплообменниках Т-2/1-8 поступает на тарелки колпачковой ректификационной колонны К-1.

Для подачи обессоленной нефти в колонну К-1 используется центробежные насосы Н-3/1-4 типа НКВ-600/320 с производительностью 560 - 400 м³/час, напор насоса до 30 кгс/см².

Для откачки стабильной нефти в резервуарный парк товарной нефти используются центробежные насосы Н-4/1-3 типа 10НД-6× 1 с производительностью 240 - 460 м3/час, напор насоса 10 - 15 кгс/см².

Процесс стабилизации нефти заключается в выделении из нефти широкой фракции легкокипящих, а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как азот, сероводород, углекислый газ и т.д.

Выделение из нефти ШФЛУ осуществляется методом ректификации в тарельчатой колонне К-1, внутри которой имеется 38 колпачковых тарелок.

Ректификация - это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на колпачковых тарелках за счет двух встречных потоков парообразной и жидкой фаз.

Движущей силой процесса ректификации является разность температур и давлений по высоте колонны.

Для поддержания подобного режима в нижнюю часть колонны подается горячая нефть с температурой 170-250°С из печей подогрева, а в верхнюю часть колонны подается более холодная жидкая фаза – флегма с температурой до 40 °С.

В качестве флегмы используется часть нестабильного бензина, сконденсированного в конденсаторах – холодильниках.

Колонна стабилизации представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат, состоящий из двух частей: верхней – укрепляющей части меньшего диаметра и нижней – исчерпывающей части большего диаметра, сверху и снизу колонна закрыта эллиптическими днищами.

Для поддержания температуры низа колонны в заданных пределах предусмотрена система циркуляции стабильной нефти: нефть из куба колонны К-1 забирается насосами Н-5/1-5 в две печи П-1, П-2.

Для наиболее полного извлечения нестабильного бензина в колонне стабилизации поддерживаются следующие параметры технологического режима:

· температура куба колонны – 100 - 250 °С;

· давление в колонне – 3 - 11 кгс/см²;

· температура верха колонны – от 40 до 95 °С;

· температура зоны питания колонны – 100 - 155 °С;

· кратность орошения (флемовое число) – 1, 8: 1 (1, 8);

· расход сырой нефти на колонну – 300 - 900 м³/час.

Парогазовая смесь ШФЛУ с верхней части колонны К-1 поступает в параллельно работающие конденсаторы – холодильники КХ-1/1-6 на ТУ-1, где охлаждается и конденсируется водой циркуляционного водоснабжения и поступает в бензосепараторы С-1/1, 2.

По своей конструкции бензосепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими крышками объемом 100 м³.

Температура верха колонны поддерживается в заданных пределах до 95°С. Для подачи флегмы используется центробежный одноступенчатый насос Н-6/1, 2 ЦНС 560х300 с производительностью до 560 м³, напором 10 - 13 кгс/см².

В случае аварии на технологических газопроводах, а также при аварийных и плановых остановках НГПЗ, согласно действующей технологической схеме, в соответствии в ранее выполненным проектным решением, выделившийся газ направляется на факел.

Во время постоянной работы на тарелках колонны скапливается вода, которая периодически дренируется частично вместе с бензином в баллон - шлюз Б-1.

Дренаж воды осуществляется с четырех тарелок с 21, 25, 29, 33, газожидкостная смесь по уравнительной линии из баллона – шлюза возвращается в верхнюю часть колонны, а вода после отстоя сбрасывается в промышленную канализацию.

Водооборотная циркуляционная система.

Вода для охлаждения паров ШФЛУ в конденсаторах холодильниках КХ-1/1-6, для отмыва солей в процессе обессоливания нефти, для охлаждения сальников насосов используется из циркуляционной водооборотной системы.

В циркуляционной системе поддерживается давление до 4 кгс/см² насосами, установленными на водонасосной станции (ВНС).

Для охлаждения оборотной воды в циркуляционной системе имеются градирня, где за счет распыления вентиляторами происходит охлаждение воды и охлажденная вода снова поступает на прием насосов циркуляционной водооборотной системы.

Выводы и рекомендации по УПН.

1. Газ отправляется на Нефтегорский ГПЗ.

2. УПН выпускает нефть 1, 2, 3, групп качества. Это связано с тем, что нефть поступает с разных резервуаров. Нефти в этих резервуарах отличаются по своим физико-химическим свойствам. А установка работает на каком-то одном режиме (указанном в регламенте). В связи с этим получаются разные группы качества (1, 2, 3). Для исправления сложившейся ситуации необходимо создать узел смешения и подавать на УКПН сырьё постоянного состава, для которого требуется подобрать оптимальный регламент.

3.Перед стадией обессоливания деэмульгатор не подаётся вообще. Циркуляция части горячей сточной воды с деэмульгатором для промывки эмульсии не реализована, т.е. обессоливание ведется на проток, что ведет к неоправданно высоким расходам пресной воды и тепла. Подача ингибитора коррозии и других реагентов не предусмотрена. Для исправления сложившейся ситуации необходима существенная реконструкция схемы УКПН, в которой будут учтены изложенные выше замечания.

4. Пластовая вода, образующаяся в технологическом процессе сепарации нефтяного сырья, используется для заводнения продуктивных пластов.

Анализ системы ППД

На Тверском месторождении в настоящее время система заводнения с целью поддержания пластового давления (ППД) отсутствует.

В соответствии с рекомендуемым вариантом разработки месторождения, принятым действующим технологическим проектным документом, в перспективный период разработку Тверского месторождения предлагается осуществлять при закачке воды в продуктивные пласты Д-III, ДК.

Рис 1.7

В пласте Д–III прослеживается тенденция снижения пластового давления. В процессе разработки пласта ДК контроль за изменением пластового давления практически не осуществлялся. В 2009 г. пластовое давление, замеренное в скв.30 составило 30, 4 МПа, то же значение показали замеры 2010 г. Из-за особенностей строения в дальнейшем разработка без системы ППД будет невозможна.

⇐ Предыдущая3456789101112Следующая ⇒

Поделиться: