Файл: Кочергиной Марины Андреевны идо, группа р 520 Вид работы Аттестационная работа слушателя идо пояснительная записка.docx

Продолжение таблицы 2.7

Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	Номер государствен-ного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)	Область применения изготовляемой продукции
Реагент-деэмульгатор ДИН-12Д	ТУ-2226-001-34743072-98 изм. №№1-6	Внешний вид Массовая доля активного вещества, в пределах Вязкость кинематическая при t= 20 оС, не более Температура застывания, не выше Плотность при t=20 оС	Однородная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, возможна опалесценция 40-55 % масс. 150 мм2/ сек Минус 50 оС 0,916 г/ см3	В нефтяной промышленности для обработки водонефтяной эмульсии
Метанол	ГОСТ 2222-95	Внешний вид Плотность при 20 0С, г/см3 Смешиваемость с водой Температура кипения, 0С Массовая доля воды, % не более	Бесцветная прозрачная жидкость без нерастворимых примесей 0,791-0,792 Смешивается с водой без следов помутнения и опалесценции 64,0-65,5 0,08	В нефтяной и газовой промыш-ленности для ликвидации кристаллогидра-тов в трубах.

Таблица.2.8 - Физико-химические свойства нефти

Наименование показателя	Покровская нефть (УУН «Покров- ский»)	Товарная нефть (СИКН №249)	Сорочинская нефть (УУН № 248)
Плотность, г/смЗ по ГОСТ 3900-85	0,85-0,86	0,833-0,842	0,85-0,86
Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) (ГОСТ 33-82): при 20 оС при 50 оС	10,4 -14,2 4,8 - 6,0	8,1 - 12,5 3,9 - 4,9	8,3 -9,0 4,0 – 4,8
Содержание в нефти, % массовые: -воды (ГОСТ 2477-65 -солей, мг/л (ГОСТ 21534-76) -серы (ГОСТ 1437-75) -смол (ГОСТ 11858-66) -асфальтенов (ГОСТ 11858-66) - парафинов (ГОСТ 11858-66) -сероводорода, мг/л -мех. примесей, мг/л (ГОСТ 14891-69)	60 – 70 - 1,38 – 1,59 20 – 40 0,7 – 1,2 200 – 300 0,02 – 0,04	до 0,5 до 100 1,42 – 1,58 20 – 40 1,2 – 2,8 2,96 51 – 220 0,003 – 0,01	4,3 8000 - 13000 1,43 – 1,64 20 - 40 0,8 – 1,8 2,73 80 - 153 0,005 – 0,03
Фракционный состав по ГОСТ 2177-82, % об. начало кипения до 100 оС, мл до 200 оС, мл до 250 оС, мл до 300 оС, мл общий выход остаток	64 - 68 4 - 10 22 – 30 30 - 40 32 – 50 36 - 52 48 - 64	49 - 78 6 – 12 32 – 42 40 49 48 – 54 44 – 56 44 - 56	78 - 86 4 - 6 24 - 29 34 - 39 42 - 46 48 - 50 50 - 52
Температура застывания, оС (ГОСТ 20287-74)	минус 12 ÷ минус 16	минус 12 ÷ минус 16	минус 12 ÷ минус 16

---

Состав и свойства нефтяного газа приведены в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Состав и свойства нефтяного газа

Компоненты	Газ 1 ступени сепарации			Газ II и термической ступеней сепарации
	% объемные	% весовые	% объемные		% весовые
Н2S	0,733	0,903	1,634		1,269
СО2	0,867	1,375	1,166		1,166
N2	16,438	16,493	1,138		0,719
С1	43,401	24,975	9,923		3,598
С2	19,387	21,041	22,394		15,316
С3	13,133	21,108	36,905		37,38
С4	4,403	9,457	17,475		23,654
С5	1,168	3,196	5,983		10,316
С6	0,47	1,452	3,382		6,582
С7+в	-	-	-		-
Плотность при 20оС,кг/м3:	1,1610			1,842
Общий газовый фактор,мЗ/т	48,4

Характеристика реагентов

Характеристика метанола (СН₃ОН) – реагента для предотвращения гидратообразования

Для предотвращения гидратообразования применяют специальные ингибиторы-спирты, гликоли. Наиболее распространенным ингибитором является метанол.

Метиловый спирт - метанол, химическая формула СН₃ОН, молекулярная масса 32,04 представляет собой бесцветную жидкость с резким запахом, без механических примесей.

Метанол - сильнодействующий яд. Смешивается с водой в любых соотношениях без следов помутнения. Введенный в поток газа, метанол, смешиваясь с водяными парами, переводит их в спиртоводный раствор с низкой температурой замерзания. Контактируя с гидратами углеводородов, метанол разрушает их.

---

На Покровской УПН применяется метанол, выпускаемый предприятиями химической промышленности в соответствии с требованиями ГОСТ 2222-95.

Реагент-деэмульгатор предназначен для введения в поток нефти с целью разрушения водонефтяных эмульсий в системе нефтедобычи и нефтеподготовки.

Описание технологического процесса и технологической схемы установки
Процесс подготовки нефти на Бобровской УПН включает следующие технологические операции:

• 
  сепарацию и предварительное обезвоживание нефти Бобровского месторождения;
  
• 
  смешение предварительно обезвоженной нефти Бобровской УПСВ с нефтями Курманаевской УПСВ, Долговской УПСВ и Савельевской УПСВ, прошедшими предварительное обезвоживание непосредственно на месторождениях;
  
• 
  нагрев сборной нефти;
  
• 
  глубокое обезвоживание нефти;
  
• 
  обессоливание нефти;
  
• 
  термическую сепарацию нефти.
  

Обезвоженная и обессоленная нефть затем направляется в товарные резервуары, откуда, пройдя узел учета, транспортируется на Кулешовскую ДНС.

Для нормального протекания перечисленных выше технологических операций используется деэмульгатор, который вводится в трубопровод перед 1 ступенью сепарации Бобровского потока и в трубопровод перед сепарацией сборной нефти.

Нефть Бобровского месторождения с температурой 12-28 ^оС и обводненностью до 80 % поступает на 1 ступень сепарации – в два параллельно работающих аппарата С-1/1 и С-1/2 объемом 175 и 160 м^З, в которых при давлении 0,25-0,6 МПа (2,5-6,0 кгс/см²) происходит отделение газа от нефти. Контроль за уровнем нефти в сепараторах осуществляется с помощью буйковых уровнемеров LA3, LURCA4, LA7, LURCA8. Температура измеряется по месту с помощью TI 1, TI 5, контроль за давлением в аппарате осуществляется с помощью PI2 и PI6, на трубопроводе выхода газа установлены предохранительные клапаны СППК-4 № 1, 2 предназначенные для защиты от превышения давления. После сепараторов нефть направляется в отстойники предварительного обезвоживания нефти О-1/1,2 объемом по 200 м^З, в которых при давлении 0,2-0,5 МПа (2,0-5,0 кгс/см²) происходит отделение основной массы воды (до 5%), оборудованные манометрами PT10, PIC10, PT 12, PIC12 для контроля за давлением в них, уровнемерами LT9, LIRA9, LT11, LIRA11 для контроля и регулирования за положением уровня раздела фаз нефть-вода, а также предохранительными клапанами СППК-4 № 7, 8, предназначенными для защиты от превышения давления и регулирующими клапанами КР-4, установленными на трубопроводе выхода нефти и регулирующими клапанами КР-5 и КР-5а, установленными на трубопроводе выхода пластовой воды.

---

После обезвоживания при естественной температуре Бобровская нефть проходит сепараторы С-2/1,2 (буфер Бобровской нефти), оборудованные манометрами PTA13, PTA15 для контроля за давлением в них, уровнемерами LTA14, LTA16 для контроля и регулирования за положением уровня раздела фаз нефть-вода, а также предохранительными клапанами СППК-4 № 5, 6, предназначенными для защиты от превышения давления.

Из сепараторов С-2/1,2 нефть технологическими насосами Н-1/1 (ЦНС 180х170) и Н-1/2 (ЦНС 300х180). Насосы снабжены манометрами PIS14, PISA14, PIS17, PISA17, и обратными клапанами, поставленными на линии нагнетания. Насосные агрегаты Н-1/1,2 оснащены приборами для дистанционного измерения температуры подшипниковых узлов TT 13, TT 16, TRSA13, TRSA16, TE15, TE 18, TISA15, TISA18.

Далее нефть проходит через узел учета нефти УУН «Бобровский», после чего смешивается с потоком нефтей остальных месторождений. Узел учёта нефти оборудован манометрами для местного и дистанционного измерения давления на входе и выходе PI20, PI21, PI22, PI24, PI25 и датчиками для местного измерения температуры нефти на входе и выходе TI19, TI23.

Смесь нефтей с Курманаевского, Долговского и Савельевского месторождений поступает в сепаратор С-1/1 или С-1/6, выполняющий функцию буферной емкости перед технологическими насосами. Объем емкости С-1/1 – 175 м^З, С-1/6 – 100 м³, рабочее давление 0,02-0,25 МПа (0,2-2,5 кгс/см²). Сепаратор С-1/6 оборудован манометрами PT 26, PISA 26 для контроля за давлением в них, а также предохранительным клапаном СППК-4 № 4, предназначенным для защиты от превышения давления и регулирующим клапаном КР-10, установленным на трубопроводе выхода нефти. Положение уровня нефти в сепараторах контролируется буйковыми уровнемерами LT27, LY27, LE 27.

Газ из С-1/1 и С-1/2 через газовый сепаратор С-5,6 направляется на Кулешовку, а из сепаратора С-1/1 или С-1/6 ( в случае работы одного из сепараторов в качестве буфера общего потока) газ через сепаратор С-5 поступает на ГКС. Сепаратор С-5, объёмом 50 м³, оборудован манометром PI 30 для контроля за давлением в аппарате, предохранительным клапаном СППК-4 №20, предназначенным для защиты от превышения давления и регулирующим клапаном КР-11, установленным на трубопроводе выхода газа.

Сепарированная и предварительно обезвоженная смесь всех нефтей поступает на прием технологических насосов Н-1/4,5 марки ЦНС 300 х 120 и Н-1/3 марки ЦНС 300 х 180. Насосы снабжены манометрами PIS32, PISA32, PIS35, PISA35, PIS99, PISA99 и обратными клапанами, поставленными на линии нагнетания. Насосные агрегаты Н-1/3,4,5 оснащены приборами для дистанционного измерения температуры подшипниковых узлов TT31, TRSA31, TT34, TRSA34, TE 100, TISA100, TE33, TISA33, TE 36, TISA36.

---

Нефть насосами под давлением 0,6-1,8 МПа (6 -18 кгс/см²) подается в печи – подогреватели П-1-4 марки ПТБ-10А и ПТБ-10Э, где нагревается до температуры 50-70 ^оС (более подробное описание устройства и работы печей ПТБ-10 приводится ниже).

При работе по резервному варианту нефть поступает в сепаратор С-2/2 объемом 100м^З, где под давлением 0,02-0,15 МПа (0,2-1,5 кгс/см²) происходит отделение газа, выделившегося в результате нагрева нефти. Разгазированная нефть направляется в сырьевые резервуары РВС-5,7 объемом по 5000 м^З, предназначенные для дополнительного отделения пластовой воды, после чего насосами Н-1/1,3 под давлением 6-18 кгс/см² подается на печи-подогреватели П-1,2,3,4 марки ПТБ-10А и ПТБ-10Э, в которых нагревается до температуры 50-70 ^оС. Резервуары РВС-5,7 оборудованы манометрами PI 95, PI 98, PT 94, PT 97 для контроля за давлением в них, уровнемерами LT 93, LIRA 93, LT 96, LIRA 96 для контроля и регулирования за положением уровня взлива и за положением уровня раздела фаз нефть-вода.

После нагрева нефть поступает на ступень глубокого обезвоживания – в аппараты БУОН-1,2 объемом по 100 м^З, в которых за счет улучшенных гидравлических характеристик производится дополнительное отделение пластовой воды. Аппараты снабжены буйковыми уровнемерами LTA57, LYA57, LTA 58, LIC 58 для контроля за положением границы раздела фаз «нефть-вода» и предохранительными клапанами СППК-4 №15, 16, предназначенными для защиты от превышения давления и регулирующими клапанами КР-3 и КР-3а, установленными на трубопроводе выхода пластовой воды.

• 
  С аппаратов БУОН-1,2 нефть подается на две гребенки, имеющие по два предохранительных клапана, сблокированных через пару задвижек так, что в работе находится одна пара предохранительных клапанов, а вторая пара перекрыта задвижкой и далее с давлением 0,4-0,6 МПа (4-6 кгс/см²) поступает в электродегидраторы ЭД-1 объемом 160 мЗ и ЭД-2 объемом 200 мЗ, работающие параллельно через внутренний коллектор распределения нефти (более подробное описание устройства и работы электродегидраторов приводится ниже).
  
• 
  На трубопроводе нефти между электродегидраторами расположен смеситель, в который для обессоливания нефти подается пресная техническая вода от насосов Н-3/1,2 (ЦНС-38/88) с давлением 0,6-1,2 МПа (6–12 кгс/см2). Количество подаваемой воды (10–40 мЗ/ч) регулируется клапаном на трубопроводе воды и регистрируется на щите управления.
  
• 
  На трубопроводах выхода пластовой воды из электродегидраторов ЭД-1,2 установлены регулирующие клапаны КР-2 и КР-2а.
  
• 
  Обезвоженная и обессоленная нефть после электродегидраторов поступает в концевой сепаратор С-3. Сепаратор С-3 – горизонтальный, цилиндрический аппарат объемом 100 мЗ, снабженный двумя предохранительными клапанами, установленными через пару сблокированных штурвалами задвижек.
  

---