Модуль 40 «Подготовка нефти»

Система сбора и подготовки нефти.

Требования, предъявляемые к качеству нефти при ее поставке нефтеперерабатывающим заводом. Необходимость обезвоживания нефти на промыслах. Понятие об обезвоживании и обессоливании нефти. Методы обезвоживания и обессоливания нефти. Последовательность процесса подготовки нефти.

Технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти. Требования безопасности при обслуживании установок подготовки нефти.

Система сбора  и подготовки нефти и газа.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей  до подачи в магистральный трубопровод. 

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины.  С АГЗУ жидкость поступает на  дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).  Частично дегазированная жидкость подается центробежными  насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора  (ЦПС).

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих  ступеней сепарации  подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ.  Жидкость со второй ступени сепарации  поступает  в резервуарный парк, где происходит частичное отделение  механических примесей  и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается  на нагнетательные скважины.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на  подготовку.

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН)  или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:

-          сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

-          обезвоживание продукции;

-          обессоливание;

-          стабилизация нефти.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии  на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется  на БКНС.  Нефть из отстойников направляется  в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды до 10%  с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС  подается на установки подготовки нефти (УПН) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве до 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в  электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС  поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Наибольшее применение нашли резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на нефтеперекачивающую станцию (НПС).  С НПС нефть подается в магистральный нефтепровод, а затем для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %.

Рассмотренная схема сбора и подготовки является обобщенной для всех месторождений. При выборе конкретной схемы расположения объектов подготовки нефти и их количества определяющую роль играют такие факторы, как объемы подготовки нефти, территориальное размещение месторождения, расстояния между отдельными скважинами или кустами скважин и т.д.

Требования, предъявляемые к качеству нефти при ее поставке нефтеперерабатывающим заводом.

Подготовка нефти на промыслах заключается в отделении от нефти пластовой воды, механических примесей и солей, а также легких газообразных углеводородов. Отделение от нефти легких газообразных углеводородов стабилизирует нефть и снижает ее испаряемость. От качества подготовки нефти зависит эффективность и надежность магистрального трубопроводного транспорта нефти, качество полученных из нее продуктов. Повышенное содержание в товарной нефти воды, хлористых солей и механических примесей способствует более интенсивному коррозионному износу трубопроводов, оборудования перекачивающих станций и аппаратов нефтеперерабатывающих заводов, снижает пропускную способность трубопроводов.

В зависимости от содержания  в товарных нефтях воды, хлористых солей и механических примесей они разделены на три группы. Качество товарной нефти регламентируется ГОСТом 99-65-76, предусматривающим:

Качество нефти определяется при проведении лабораторных анализов, по результатам которых составляется «Паспорт качества нефти». Нефть, показатели которой превышают допустимые ГОСТом значения, считается некондиционной.

Необходимость обезвоживания нефти на промыслах.

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью
эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсий повышается. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на место­рождениях.

Второй, наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах ее добычи является высокая стоимость транспорта бал­ласта - пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 1 % транспортные расходы возрастают в среднем на 3—5% при каждой перекачке.

Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов. При обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть сдается с содержанием воды, как пра­вило, не выше 1%. Но эта норма не остается неизменной и имеется тенденция к ее снижению до 0,5%, что экономически и технологически более целесообразно. Схема подготовки нефти с учетом ее качества отображена на рис.1.

Обезвоживание нефти на месторождениях это лишь первый этап ее подготовки к переработке, так как присутствие в нефти воды, солей и механических примесей в тех количествах, которые остаются в нефти после обезвоживания на месторождении, отри­цательно сказывается на процессах переработки нефти и на ка­честве получаемых нефтепродуктов. Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и меха­нических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают. Про­цесс обессоливания может осуществляться как на месторождении, так и на заводе.

Понятие об обезвоживании и обессоливании нефти. Методы обезвоживания и обессоливания нефти.

Обезвоживание и обессоливание неф­ти - взаимосвязанные процессы, т.к. основная масса солей сосредоточе­на в пластовой воде, и удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

       гравитационный отстой нефти;

       горячий от­стой нефти;

       термохимические методы;

       электрообессоливание и элек­трообезвоживание нефти.

Наиболее прост по технологии процесс грави­тационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и вы­держивают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки про­исходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - мало­производительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти, поэтому применяют горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 –70 °С значи­тельно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных мето­дов обезвоживания является их малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхно­сти капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседа­ют на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезво­живания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термо­химических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при ис­пользовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электрообессоливание нефти связаны с про­пусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости электро­обезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Лег­кие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.

В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топ­ливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлека­ют легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвер­гают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горя­чая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной уста­новке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонталь­ный. В сепаратор из подогретой до 40-70 0С нефти активно испаряют­ся легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный га­зопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отде­ляют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, располо­женную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторожде­ний, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отде­ленная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидра­ты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют про­никновению воды в капиллярные каналы пластов а, следовательно, при­водят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соеди­нений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного место­рождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизи­рованную) систему очистки.

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитаци­онном разделении твердых частиц механических примесей, капель неф­ти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - от­стойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтро­вания основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гид­рофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы меха­нических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации ос­нован на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, про­ходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверх­ности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очист­ки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м /сут. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстой­ника, флотации, сепарации и насосного.

Последовательность процесса подготовки нефти.

Процесс подготовки нефти включает в себя несколько последовательных стадий:

1. сепарация нефти;
2. предварительное обезвоживание с доведением остаточной воды в нефти до величины не более 10%;
3. глубокое обезвоживание и обессоливание, после которого содержание остаточной воды не более 1,0%.
4. стабилизация нефти.

Сепарация нефти (отделение газа) осуществляется на дожимных насосных станциях и установках предварительного сброса воды, на УПСВ также производят предварительное обезвоживание нефти. Окончательная сепарация, глубокое обезвоживание и обессоливание и стабилизация нефти осуществляется на установках подготовки нефти. Схема подготовки нефти определяется конкретно для каждого месторождения, в зависимости от свойств нефти, расположения объектов подготовки и т.д.

Сепарация нефти.

В процессе подъема жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается и обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости. Поэтому при низких давлениях их совместное хранение, а иногда и сбор становятся нецелесообразными. Приходиться осуществлять их раздельный сбор и хранение.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

В современных системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки, дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.

Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.

Многоступенчатая сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при высоких давлениях на устье скважин.

Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в газосепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепаратор среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.

Технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти.

На    нефтяных    месторождениях    эксплуатируются    следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:

       термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);

       электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

В   термохимической  установке  обезвоживания   нефти   (рис. 2) сырую нефть (нефтяная  эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом  2  в  нефть  закачивают  деэмульгатор II.  В  теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при дви­жении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых  веществ.  Нагрев  в  трубчатой  печи  осу­ществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до темпе­ратуры 70 °С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой   печи  4   можно   использовать  пароподогреватель.  Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4-10 - 6  м2/с. Неустойчивая эмульсия  из  трубчатой  печи 4  поступает  в  отстойник 5,  где  расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в ре­зервуар  6,  из  которого  товарная  нефть  III  насосом  откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пласто­вая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

Сырьевой  резервуар  1  может работать как  резервуар  с пред­варительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, вы­ходящей  из отстойника 5 и  содержащей деэмульгатор, по­дается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия-, см. рис. 1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределитель­ным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившая в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке (рис. 3). При этом для стабилизации, обводненности  нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая
нефть I из сырьевого  резервуара 1 сырьевым  насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в от­стойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят
деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти выделяется, основное количество пластовой воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1—2 % направляется   в   электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8—15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения  воды   от  нефти   в  электродегидраторе  нефть  становится обессоленной.  Сверху электродегидратора  8 выходит обезвоженная и обессоленная  нефть, которая,  пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую
нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефтепровод.

В современной промысловой технологии применяют однотрубные системы сбора продукции нефтяных скважин, в которых процессы сепарации и последующей подготовки нефти, газа и воды сосредото­чены в одном пункте — центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. При строительстве установок на центральных пунктах сбора и подготовки нефти и газа используют индустриаль­ные методы строительства, заключающиеся в создании установок в комплектно-блочном исполнении заводского изготовления. Такие установки представляют собой транспортабельные блоки, укомплектованные приборами контроля и регулирования, электрооборудованием и т. д.

В настоящее время разработан банк (набор) унифицированных блоков, из которых возможно создавать методом набора в соответ­ствии с конкретными условиями месторождений центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды в любых районах страны. На основе разработанных  технических проектов организовано производство центральных пунктов сбора и под­готовки нефти, газа и воды из унифицированных блоков.

На установку УПН  (рис. 4) поступает сырая нефть после первой ступени сепарации с давлением до 0,7 МПа, температурой 5—20 °С и максимальным содержанием воды 50 %.

Сырая нефть I поступает в сепаратор 1 на сепарацию при давле­нии 0,5—0,6 МПа и затем в три параллельно работающих отстойни­ка 2. Для осуществления предварительного обезвоживания нефти в поток сырой нефти перед сепаратором 1 подаются деэмульгатор II и горячая пластовая вода III. При этом необходимо обеспе­чить температуру потока нефти 20—25°С. Поэтому в схеме предус­мотрена возможность нагрева сырой нефти IV перед сепаратором 1 в печах 5 и 6 при низкой температуре поступления сырья на уста­новку. Постоянный уровень жидкости в сепараторе 1 поддерживают при помощи регулирующего клапана на выходе нефти из отстойни­ка 2. Предусмотрено аварийное отключение с помощью электрозадвижки поступления сырой нефти при достижении максимального уровня в сепараторе 1. Ввод сырой нефти в сепаратор осуществляет­ся по специальному трубопроводу со скоростью, обеспечивающей расслоение   газожидкостного   потока   для   создания   благоприятных условий отделения газа в сепараторе. Сепаратор устанавливают на постаменте высотой 7,2 м, обеспечивающей проведение процесса водоотделения в отстойнике 2 без выделения газа.    Содержание пластовой воды в нефти, уходящей из отстойника, 5—10 %. Основной параметр,   определяющий нормальную работу отстойника 2,— это качество сбрасываемой пластовой воды. Максимальное содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде не должно превышать 40 - 50 мг/м3.

Предварительно обезвоженная нефть из отстойника 2 поступает в буферную емкость 3, где сепарируется при давлении 0,4 МПа и  температуре  25 0С,  и  затем подается насосами 4 в  печи 5 и далее в электродегидраторы 7. Уровень жидкости в буферной емкости 3 поддерживается постоянным при помощи регулирующего клапана на выкидной линии насосов 4. В печах поток предварительно обезвоженной нефти нагревается до температуры 35 - 40 0С обеспечивающей проведение процесса обессоливания. Перед электродегидратором в поток вводится деэмульгатор II и пластовая вода VI. В электродегидраторах   под   воздействием   электрических переменных полей от нефти отделяется оставшаяся вода вместе с растворенными в ней солями. Давление в электродегидраторе поддерживается 0,7 МПа клапаном на линии выхода нефти из электродегидратора. Такое давление принято из условия возможности подачи горячей пластовой воды, отделяемой от нефти в электродегидраторах, в линию сырой нефти перед сепаратором 1.

Обессоленная нефть с содержанием воды 0,2 % и солей 40 мг/л поступает в буферную емкость 8, которая является сборником для насосов товарной нефти 9, подающих нефть в межпромысловый нефтепровод. В буферной емкости 8 нефть сепарируется при темпе­ратуре 35 - 40 °С и давлении 0,4 МПа. Уровень нефти в буферной, емкости 8 поддерживается клапаном, установленным на нагнета­тельной линии насосов 9. Контроль количества и качества обессоленной нефти VII, уходящей с ЦПС, осуществляется с помощью узла учета и определения качества товарной нефти, установленного на выкидной линии насосов товарной нефти.

Пластовая вода V, отделяемая в отстойниках 2 и электродегидра­торах 7, для очистки от нефти и механических примесей поступает в резервуары-отстойники 12 и 14 с двухлучевым устройством распре­деления потока, а часть ее VI (в количестве 90 т/ч) поступает в емкость 10, из которой насосами 11 подается в линию нефти перед электродегидраторами 7.

Очищенная пластовая вода поступает в резервуар 13, который служит для дегазации пластовых вод и в качестве буфера для ра­боты насосной станции с насосами 15. Насосная станция подает очищенные пластовые воды VII на сооружения системы поддержа­ния пластового давления.

Нефть, уловленная в резервуарах 11, 12 и 13, отводится в под­земную дренажную емкость, из которой погружным насосом пере­качивается на прием технологических насосов 4.

УКПН представляет собой небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти (т.е. дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация). В сырую нефть (рис. 5), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50  60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8, Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VI в электродегидратор 6. Отделенная вода отводится по линиям IY. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько  смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 1501600С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8, В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 2400С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды. Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения

10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение.

Требования безопасности при обслуживании установок подготовки нефти.

Персонал, обслуживающий установки, обязан знать схему и назначение всех аппаратов, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

Во время работы установки необходимо обеспечить кон­троль за всеми параметрами технологического процесса (давле­нием, температурой, уровнем и т. д.).

Показания контрольно-измерительных приборов, находя­щихся на щите в операторной (давление, температура и т. д.), дол­жны периодически проверяться дублирующими приборами, уста­новленными непосредственно на аппаратах. Проверку первичных приборов, не имеющих шкал, необхо­димо производить на месте контрольными приборами.

Изменение параметров технологического процесса дол­жно производиться плавно.

Запрещается эксплуатация оборудования при неисправ­ных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии и неисправности контрольно-изме­рительных приборов и средств автоматики.

Обслуживающий персонал обязан строго следить за ис­правностью аппаратов, оборудования и контрольно-измеритель­ных приборов.

При обнаружении пропусков в аппаратах, оборудовании, трубопроводах и арматуре для предотвращения воспламенения вытекающей нефти и нефтепродуктов немедленно нужно подать водяной пар к месту пропуска и выключить аппарат или остано­вить установку.

В случае загазованности участка на границе его необхо­димо вывесить предупредительные надписи «Не входить», «Га­зоопасно». Запрещается проводить какие-либо работы, связанные с ударами, подтяжками, креплением болтов и шпилек на аппаратах и трубопроводах, находящихся под давлением, а также проводить набивку и подтяжку сальников на работающих насосах.

Изоляция горячих аппаратов, оборудования, трубопро­водов должна быть исправна. Температура на ее поверхности на наружных площадках не должна превышать 60°С.

Установка должна быть аварийно остановлена согласно плану ликвидации аварий в случае возникновения аварийной си­туации.

В случае неисправности системы пожаротушения и си­стем определения взрывоопасных концентраций должны быть при­няты меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных работ систем должны быть проведены ме­роприятия, обеспечивающие безопасную работу установки, даль­нейшая эксплуатация установки должна быть согласована с по­жарной охраной.

Дренирование воды из аппаратов и емкостей должно проводиться автоматически в закрытую систему. При ручном дренировании с расположением запорного устройства над дренажной воронкой оно должно проводиться в присутствии наблюдающего. Рабочие, проводящие дренирование, и наблюдающий должны стоять с наветренной стороны. При дренировании аппаратов, резервуаров от воды не допускать сброса нефти и нефтепродуктов в канализационную систему.

Все оборудование, аппаратура и основные запорные ус­тройства должны иметь четко обозначенные номера, соответствую­щие схеме. На схеме должны быть нанесены подземные и назем­ные трубопроводы и отражены все проведенные изменения. Схема должна быть вывешена в операторной и в других местах, где находится обслуживающий персонал.

Газ и пары нефтепродуктов из аппаратов, емкостей и трубопроводов при их освобождении должны сбрасываться в га­зосборную сеть или на факел, а остаток должен быть вытеснен на свечу. Запрещается при пуске установки вытеснение воздуха из аппаратов в общий факельный трубопровод.

Обслуживающий персонал перед пуском установки обя­зан убедиться в наличии воды, пара, электроэнергии, воздуха для контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

При пуске установки в эксплуатацию необходимо со­блюдать технологический регламент.

Нефтяная компания «ЮКОС»

Стр.13