WorldodTech

- обезвоживание;

- обессоливание;

- стабилизацию.

Нефть с содержанием воды 1-15% (лаб. Анализ), из буферных резервуаров №3,4 поступает на прием сырьевого насоса Н-1 в линию сырой нефти перед насосами подается деэмульгатор У-24 г/т, подготавливаемой нефти дозировочным насосом НД 25х40.

Сырьевыми насосами под давлением 9-14 кг/см2 прокачивают через расходомер МСП-2, группу теплообменников Т-1, в которых происходит нагрев нефти до температуры 60-90 0С за счет утилизации тепла отходящей обессоленной нефти.

Нагретая нефть поступает на 1 ступень подготовки нефти – ступень обезвоживания в горизонтальных отстойниках типа ГО –200.

После ГО нефть с остаточным обводненностью до 0,5% под давлением 6-8 кг/см2 поступает на 2 ступень подготовки нефти, в шаровые отстойники, где при давлении 5,5 кг/см2 происходит обессоливание за счет подачи в поток нефти перед ШО через диспергатор промывочной технической воды в количестве 4-5 м3/час.

С горизонтальных и шаровых отстойников с автоматическим регулированием осуществляется постоянный дренаж, отделившийся воды, сбрасываемой на УПСВ.

Обессоленная нефть поступает в промежуточную емкость Е-7, откуда насосом Н-2 прокачивается через группу теплообменников Т-2, где она дополнительно нагревается до температуры 120-140 0С за счет тепла отходящей обессоленной нефти и направляется в печь П-24. В печах нагревается до температуры 180-220 0С и поступает в емкость Е-11, где путем однократного испарения при давлении 6-8 атм. происходит разделение на паровую и жидкую фазы.

Газ, пары легких углеводородов и водяные пары из емкости Е-11 поступают на 10-ую тарелку колонны К-1, часть жидкой фазы (20%) из Е-11 подается на питание на 12-ую тарелку колонны К-1. Заданная температура верха колонны К-1 регулируется автоматически, количеством подаваемого орошения.

Сверху стабилизационной колонны К-1 выводится в паровой фазе ШФЛУ и часть водяных паров, которые, пройдя конденсатор воздушного охлаждения АВЗ-1 и концевые холодильники КХК -1конденсируются и поступают в рефлюксную емкость

Е-12.

ШФЛУ из емкости Е-12 насосами НК-200/120-210 подается на орошение колонны К-1, а избыточное количество откачивается на бензосклад.

Облегченная керосином нефть из колонны К-1 поступает по перетоку на 2-ю тарелку колонны К-2. Частично отбензиненная нефть снизу емкости Е-11 под давлением поступает для отпарки оставшихся легких углеводородов на 7-ю тарелку К-2.

Сверху колонны К-2 выводятся керосиновая фракция и водяные пары, которые, пройдя конденсаторы воздушного охлаждения АВЗ-2 и концевые холодильники КХК –2 конденсируются и поступают в рефлюксную емкость Е-13. Из Е-13 керосиновая фракция насосом НК-200/120-70 подается на питание в колонну К-1 на 21 и 15 тарелки.

Снизу колонны К-2 стабильная нефть поступает на прием насосов Н-3 и прокачивается через теплообменники Т-2, Т-1, в которых охлаждается до температуры 35-45 0С и направляется в резервуары Азнакаевского товарного парка.

Для окончательной отмывки солей в нефтепровод после УКПН подается техническая вода в количестве 2-3% от подготавливаемой нефти. После отстоя товарная нефть через узел учета перекачивается в АЛПДС

Разрешается работа УКПН с отключенным блоком стабилизации, с соответствующим изменением параметром технологического режима.

Керосиновая фракция колонны К-2 используется для обработки скважин. Для набора продукта установлены емкости Е-14, Е-15, V=100м3, с соответствующей технологической обвязкой. Наполнение емкости Е-14, Е-15 производится из емкости Е-13. Растворенный в продукте газ отводится по газопроводу на ступень сепарации. Стабилизация продукта происходит при атмосферном давлении. Сброс водяного конденсата производится в канализационную систему. Для налива нефтепродукта в автоцистерны предусмотрен наливной стояк на расстоянии 40 м от буллита, соединенный с буллитом трубопроводом. Отпуск прямогонного дистиллята производится только после отстаивания в течение не менее 2 часов.

5 Технологические расчеты

5.1 Материальный баланс

Производительность установки по нефтяной эмульсии – 2,5 млн.тонн/год ( 285,4 тонн/час). Обводненность исходной эмульсии – 5 %. Расход деэмульгатора – 90 г/т.

При расчете принять следующее:

содержание воды после стадии обезвоживания – 1 %

после стадии обессоливания – 0.5%

в товарной нефти – 0,2%

Количество пресной воды на стадии обессоливания – 10% на обезвоженную нефть.

Потери нефти – по 0,05 % на стадиях обезвоживания и обессоливания;

0,3% на стадии стабилизации.

Реагент подается только на стадию обезвоживания

Расчет блока обезвоживания.

Материальный баланс блока обезвоживания приведен в таблице 4.1

Таблица 5.1 – материальный баланс блока обезвоживания