Поверочный расчет установки подготовки нефти, производительностью по сырой нефти 1,3 млн. тонн в год

ВВЕДЕНИЕ



Нефть, извлекаемая на плоскость из скважин, нередко именуется «сырой» нефтью, потому что в ней находится пластовая вода с растворенными солями, газы органического и неорганического происхождения, а еще механические примеси (песок, глина, известняк и т.д). Бесспорно, собственно что эту «грязную» и сырую нефть невозможно перевозить и перерабатывать на НПЗ без кропотливой ее промысловой подготовки. 
Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а еще пластовой воды, которую возможно было бы вновь отдавать в пласт, используется особые установки - установки подготовки нефти.
Присутствие в нефти примесей негативно воздействует на ее высококачественных свойствах:
 Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оснащения, затрудняет переработку нефти, сформирует отложения в морозильниках, печах и теплообменниках, собственно что приводит к сокращению коэффициента теплопередачи и резвому выходу их из строя. Механические примеси содействуют образованию трудноразделимых эмульсий.
 Присутствие пластовой воды в нефти удорожает ее перевозку, увеличивает затраты энергии на улетучивание воды и конденсацию паров. Не считая такого, наличествие балластовой воды увеличивает вязкость нефтяной системы, вызывает угроза образования кристаллогидратов при снижении температуры. 
 Присутствие минеральных солей в облике кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к интенсивной коррозии металла оснащения и трубопроводов, наращивает стабильность эмульсии, затрудняет переработку нефти. Численность минеральных солей, растворенных в воде, отнесенное к единице ее размера, именуется совместной минерализацией.
При надлежащих критериях доля хлористого магния (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), оказавшихся в пластовой воде,  гидролизуется с образованием соляной кислоты. В итоге разложения сернистых соединений при переработке нефти появляется сероводород, который в пребывании воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород в растворе воды еще разъедает металл. Тем более активно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты. Запросык качеству нефти в кое-каких случаях достаточно строгие: оглавление солей не больше 40 мг/л при наличии воды до 0,1%.
Данным обуславливается надобность процессов обезвоживания и обессоливания.
Не считая данных процессов в установку подготовки высокосернистой нефти заходит колонна отдувки.
Карбоновая нефть высокосернистая, численность серы оформляет 300ppm, для ее понижения используется колонну отдувки.





























                                                   







                                                  РЕФЕРАТ

	Расчетно - пояснительная записка содержит 113 стр., 2 рис., 36 табл., 13 источников, 1 прил.

НЕФТЬ, ПОДГОТОВКА, СЕРООЧИСТКА

Объектом проектирования является Акташская установка подготовки высокосернистой нефти НГДУ «Елховнефть» ОАО «Татнефть».

Цель дипломного  проекта — поверочный расчет установки подготовки нефти, производительностью по сырой нефти 1,3 млн. тонн в год (аналог 1,1млн тонн в год) с обводненностью по сырой нефти 45% и по товарной 0,3% масс.

В процессе проектирования рассчитаны технико-технологические расчеты основного и вспомогательного  оборудования: материальные балансы производства (пять блоков и сводный мат.баланс), технико-технологические расчеты: электродегидратора (отстойник), сепаратора и печи нагрева. Были подобраны контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации; разработаны мероприятия по охране труда, технике безопасности производства и охране окружающей среды.

Экономическая эффективность - рассчитана себестоимость 1 тонны нефтепродуктов по аналогу, которая составила 7 458 руб/т., по проекту 7 440 руб/т.













1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР




На исходном рубеже разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти случается из фонтанирующих скважин буквально без примеси воды. В прочем на любом месторождении начинается подобный этап, когда из пласта совместно с нефтью поступает вода в начале в небольших, а вслед за тем все в большущих числах. Приблизительно 2 тридцати процентов всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин всевозможных месторождений, имеют все шансы важно выделяться по химическому и бактериологическому составу.
При извлечении консистенции нефти с пластовой водой появляется смесь, которую идет по стопам рассматривать как механическую смесь 2-ух нерастворимых жидкостей, 1 из коих делится в размере иной в облике капель всевозможных объемов. Присутствие воды в нефти приводит к удорожанию автотранспорта в связи с вырастающими размерами транспортируемой воды и наращиванием ее вязкости.



1.1 Образование нефтяных эмульсий и их основные свойства



Для верного выбора метода обезвоживания нефти (деэмульсации) нужно аристократия устройство образования эмульсий и их качества.
В пластовых критериях нефтяные эмульсии не образуются. Воспитание эмульсий уже наступает при перемещении нефти к устью скважины и длится при последующем перемещении по промысловым коммуникациям, т.е. эмульсии образуются там, где случается непрерывное смешивание нефти и воды.
В эмульсиях принято отличать 2 фазы — внутреннюю и наружную. Наружную фазу — жидкость, в которой находятся мелкие капли иной воды, именуютдисперсионной, наружной или же сплошной средой. Внутреннюю фазу — жидкость, окружающую в облике маленьких капель в дисперсионной среде, принято именовать дисперсной, разобщенной или же внутренней фазой.
Различают 2 на подобии эмульсий - «нефть в воде» (н/в) и «вода в нефти» (в/н). Образ возникающей эмульсии в ведущем находится в зависимости от пропорции размеров 2-ух фаз, дисперсионной средой жаждет замерзнуть та жидкость, размер которой более. На практике более нередко (95%) видятся эмульсии тина «вода в нефти».
На дееспособность эмульгирования нефти и воды не считая пропорции фаз оказывает воздействие наличествие эмульгаторов. Эмульгаторы — это препараты, которые содействуют образованию эмульсин. Они снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и делают кругом частиц дисперсной фазы долговечные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы, растворимые в воде, содействуют созданию эмульсии «нефть в воде». К этим гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал и др. Гидрофобные эмульгаторы (т.е. растворимые в нефти) содействуют образованию эмульсий «вода в нефти». К ним относятся отлично растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот, смолы, мелкодисперсные частички сажи, глины и иных препаратов, которые проще смачиваются нефтью, чем водой. Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электронными качествами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии меняется в широких промежутках и находится в зависимости от личной вязкости нефти, температуры, пропорции нефти и воды.
Нефтяные эмульсии, являясь дисперсными системами, при конкретных критериях владеют ненормальными качествами, т.е. считаются неньютоновскими жидкостями. Как и для всех неньютоновских жидкостей вязкостные качества нефтяных эмульсий характеризуются кажущейся (эффективной) вязкостью.
Дисперсностью эмульсии принято именовать уровень раздробленности капель дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется одной из 3-хвзаимосвязанных величин: поперечником капель d, оборотной величиной поперечника капель D == 1/d, как правило именуемой дисперсностью или же удельной межфазной поверхностью, которая считается отношением суммарной плоскости частиц к их совокупному размеру.
В зависимости от физико-химических качеств нефти и воды, а еще критерий образования эмульсий габариты капель имеют все шансы быть наиболее различными и колыхаться в границах от 0,1 мкм до нескольких 10-х мм. Дисперсные системы, состоящие из капель 1-го поперечника, именуются монодисперсными, а системы, состоящие из капель различных объемов, — полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, например как содержат частички различных объемов.
Опас габариты капель, которые имеют все шансы поприсутствуешь в струе при предоставленном термодинамическом режиме, ориентируются скоростью общего перемещения воды и нефти, величиной поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштабом вибрации струи потока.
В турбулентном струе появляются зоны, обусловленные неравномерностью вибрации и наличием переменного по сечению трубопровода градиента скорости, в коих вполне вероятно жизнь капель разного поперечника.
Маленькие капли, перемещаясь по сечению трубопровода и попадая в зоны больше невысоких градиентов скорости и наименьших масштабов вибрации, чувствуют направленность к укрупнению, а попадая в зоны больших градиентов и большущих масштабов вибраций - чувствуют направленность к дроблению. Присутствиедобавочных моментов (нагрев, вступление деэмульгаторов и др.) при конкретных гидродинамических критериях имеет возможность привести к делению фаз эмульсии, транспортируемой по трубопроводам.
Стабильность эмульсий в большей степени находится в зависимости от состава компонент, входящих в защитную оболочку, которая появляется на плоскости капли. На плоскости капли еще адсорбируются, покрывая ее бронирующим слоем, стабилизирующие препараты, именуемые эмульгаторами. В последующем данный сдой мешает слиянию капель, т.е. затрудняет деэмульсацию и содействует образованию стойкой эмульсии.
Значимо воздействует на стабильность нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды многообразны по химическому составу, но все они имеют все шансы быть разбиты на 2 главные группы: 1-ая группа — строгая вода имеет хлоркальциевые иди хлоркальциевомагниевые соединения; 2-ая группа — щелочная или дегидрокарбонатнонатриевая вода. Наращивание кислотности пластовых вод приводит к получению больше устойчивых эмульсий. Сокращение кислотности воды достигается вступлением в эмульсию щелочи, содействующей понижению крепости бронирующих слоев и, как последствие, делению нефтяной эмульсии на составные составляющие компоненты.



1.2 Основные способы отделения воды от нефти



Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в базе обоих процессов подготовки нефти к переработке - ее обезвоживания и обессоливания. При обезвоживании деэмульгированию подвергают начальную эмульсионную нефть, при обессоливании - искусственного происхождения эмульсию, создаваемую при смешивании нефти с промывной водой.
Устройство разрушения нефтяных эмульсий возможно расшибить на 3 примитивных стадии:
- конфликт глобул воды;
- соединение их в больше большие капли;
- выпадение капель или же выделение в облике сплошной аква фазы.
Дабы гарантировать наибольшую вероятность конфликта глобул воды- наращивают скорость их перемещения в нефти разными методами: смешиванием в смесителях, мешалках, при поддержке обогрева, ультразвука, электронного поля, центробежных сил и др. впрочем для слияния капель воды 1-го конфликта мало, надо при поддержке деэмульгаторов или же иным методикой ослабить структурно-механическую  крепкость  слоев, обволакивающих глобулы воды, и устроить их гидрофильными. Нужно сделать лучшие обстоятельства для скорого и совершенного отстоя больших капель воды от нефти.
Методы деэмульгирования нефтяных эмульсий символически возможно поделить на надлежащие группы:
 механические – отстаивание, фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др.;
 термические – обогрев и отстаивание при атмосферном давлении и под лишнем давлением; промывка нефти жаркой водой;
 электрические – обработка в электронном фон переменного или же неизменного тока;
 химические – обработка эмульсий разными реагентами - деэмульгаторами. 
Значительное повышение производительности деления нефтяных эмульсий достигается методом комбинированного применения гравитационного отстаивания в сочетании с тепловыми, химическими и электронными способами обработки нефти в процессе ее обезвоживания. [2, с.33]



1.3 Механическое обезвоживание нефти

Главная разновидность механических способов обезвоживания нефти - гравитационное отстаивание. Используется 2 облика режимов отстаивания повторяющийся и постоянный, которые в соответствии с этим исполняются в отстойниках повторяющегося и нескончаемого воздействия.
В качестве отстойников повторяющегося воздействия как правило используется цилиндрические отстойные резервуары (резервуары отстаивания), подобные резервуарам, которые предусмотрены для сбережения нефти. Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию, вводится в резервуар при поддержке распределительного трубопровода (маточника). Впоследствии наполнения резервуара вода осаждается в нижней части, а нефть намеревается в верхней части резервуара. Отстаивание исполняется при умеренном (неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По завершении процесса обезвоживания нефть в вода отбираются из отстойного резервуара. Лестные итоги работы отстойного резервуара достигаются лишь только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии или же в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.
Различают горизонтальные и вертикальные отстойники нескончаемого воздействия. Горизонтальные отстойники разделяются на продольные и круговые. Продольные горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения имеют все шансы быть прямоугольные и круглые.
В гравитационных отстойниках нескончаемого воздействия отстаивание исполняется при 

нескончаемом струе обрабатываемой воды сквозь отстойник.

1.4 Термическое обезвоживание нефти



Одним из ведущих передовых способов обезвоживания нефти считается тепловая или же термическая обработка, которая заключается в том, собственно что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. Нагрев вызывает разрушение эмульсии воды в нефти и содействует коалесценции маленьких капель воды в больше большие. В водонефтяной эмульсии на плоскости частиц воды образуются бронирующие слои, состоящие из асфальто-смолистых препаратов и парафинов. При обыкновенной температуре эти слои делают крепкую структурную оболочку, которая мешает слиянию капель. При увеличении температуры вязкость препаратов, элементах защитные оболочки, важно миниатюризируется.
Это приводит к понижению крепости этих оболочек, собственно что упрощает соединение глобул воды. Не считая такого, в итоге нагревания снижается вязкость нефти, собственно что содействует ускорению выделения воды из нефти методом отстаивания. В сочетании лишь только с отстаиванием эта обработка используется изредка. В передовых критериях термическая обработка как правило применяется как составной вещество больше трудных всеохватывающих способов обезвоживания нефти, к примеру, в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в ансамбле с электронной обработкой и т.д.
Нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию, исполняется в особых нагревательных установках. Создано большущее количество видов этих установок. Нагреватели ставят в технологической части обезвоживания нефти впоследствии филиалы (сепарации) из нефти газов, но раньше ввода нефти в отстойник.

1.5 Химическое обезвоживание нефти



В прогрессивной нефтяной индустрии более обширно используются 

химически способы обезвоживания нефти. Главным составляющей этих способов считается разрушение эмульсий воды в нефти при поддержке химических реагентов.
Создано достаточно большое количество этих реагентов. Не считая такого, скооперировано их промышленное создание. Эффективность химического обезвоживания нефти в значимой степени находится в зависимости от облика использующегося реагента. Выбор действенного реагента, в собственную очередь, находится в зависимости от облика водонефтяной эмульсии, подвергаемой разрушению и иных индивидуальностей нефти, подвергаемой обезвоживанию. Выбор реагентов-деэмульгаторов влюбом определенном случае выполняется на базе особых лабораторных и промысловых изучений.
Важным составляющей химического обезвоживания, как и в других комбинированных способах обезвоживания нефти, считается гравитационное отстаивание обрабатываемой водонефтяной эмульсии. В кое-каких системах обезвоживания в сочетании с внедрением реагентов-деэмульгаторов используется еще и нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию. Процесс применения реагентов-деэмульгаторов произведено в том, собственно что реагент вводится в эмульсию, подвергаемую разрушению, и перемешивается с ней, впоследствии чего формируются обстоятельства для выделения воды из нефти методом путем отстаивания. Возможно использовать как периодическое, например и непрерывное разрушение эмульсий, но в реальное время предпочтение отдается нескончаемым процессам. Используется 3 варианта реализации химического обезвоживания нефти: обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая исполняется в нефтяной скважине («внутрискважинная деэмульсация»); обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая исполняется в нефтесборном трубопроводе («путевая деэмульсация»); деэмульсация и обезвоживание нефти именно в отстойных резервуарах, когда реагент вводится в резервуар впоследствии его наполнения эмульсией, подвергаемой обработке.
1-ые 2 способа имеют кое-какие выдающиеся качества и считаются больше действенными.

1.6 Фильтрация



Для деэмульсации нестойких эмульсий применяется метод фильтрации, основанный на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. Материалом фильтрующего слоя может служить обезвоженный песок, гравий, битое стекло, стекловата, древесная стружка из осины, клена, тополя и других несмолистых пород древесины, а также металлическая стружка.

Особенно часто применяется стекловата, которая хорошо смачивается водой и не смачивается нефтью. Фильтры из стекловаты устойчивы и долговечны. Фильтрующие вещества должны обладать следующими основными свойствами: хорошо смачиваться с водой, благодаря чему глобулы воды прилипают к поверхности фильтрующего вещества; коагулируют и стекают вниз; иметь высокую прочность, которая обеспечивает длительную работу фильтра; иметь противоположный, чем у глобул, электрический заряд с поверхности капли снимается, чем снижаются отталкивающие силы между ними. Капли укрупняются и стекают вниз, а нефть свободно проходит через фильтр.

Фильтрующие установки обычно выполняют в виде колонн, размеры которых определяются в зависимости от вязкостных свойств эмульсии и объема обезвоживаемой нефти. Обезвоживание нефти фильтрацией применяется очень редко вследствие малой производительности, громоздкости оборудования и необходимости частой смены фильтрующего материала. Вышеперечисленные способы деэмульсации эффективны в сочетании с процессами предварительного снижения прочности.



1.7 Теплохимическое деэмульгирование



Теплохимические способы понижают крепкость бронирующих оболочек или же всецело их сносят, собственно что ускоряет и удешевляет процессы деления нефтяной эмульсии. В реальное время больше 80% всей обводненной нефти протекает обработку на теплохимических установках. Это обширное использование данный способполучил спасибо способности возделывать нефти с разным содержанием воды без конфигурации оснащения и аппаратуры установки, способности заменять деэмульсатор в зависимости от качеств эмульсии без подмены оснащения. Впрочем теплохимический способ содержит ряд дефектов, к примеру, гигантские издержкина деэмульсаторы и завышенный затрата тепла. На практике обессоливание и обезвоживание проводятся при температурах 50—100° С.
При больше больших температурах процессы обессоливания и обезвоживания ведутся под завышенным давлением (поскольку нужно сберечь однофазовое положение эмульсии), для чего надобно наращивать толщину стен оснащения, собственно что в собственную очередь приводит к увеличению металлоемкости установок.
На понижение защитного воздействия поверхностных слоев на глобулах воды значимо воздействует наличествие деэмульсаторов. По влиянию на нефтяные эмульсии все имеющие место быть деэмульсаторы разделяются на электролиты, неэлектролиты и коллоиды. Деэмульсаторами-электролитами имеют все шансы быть кое-какие органические и минеральные кислоты (серная, соляная и уксусная), щелочи и соли (поваренная соль, хлорное железо, нафтенат алюминия и др.).
Электролиты имеют все шансы создавать нерастворимые осадки с солями эмульсии, снижать прочность бронирующей оболочки или же содействовать разрушению эмульгаторов бронирующей пленки. Электролиты как деэмульсаторы используется в высшей степени ограниченно вследствие их высочайшей цены или же особенной коррозионной энергичности к металлу оснащения. К неэлектролитам относятся органические препараты, способные растворять бронирующую оболочку эмульгатора и снижать вязкость нефти, собственно что ускоряет осаждение капель воды. Этими деэмульсаторами имеют все шансы быть бензин, ацетон, спирт, бензол, четыреххлористый углерод, оксибензол и др. Неэлектролиты в индустрии не используются по причине высочайшей их цены.
Деэмульгаторы-коллоиды — это поверхностно-активные препараты, которые в эмульсии сносят или же ослабляют защитную оболочку и имеют все шансы конвертировать начальную эмульсию (в/н) в эмульсию обратного на подобии (н/в), т. е. содействовать инверсии эмульсии.
Более эффективны деэмульсаторы, приобретенные присоединением окиси этилена к органическим веществам; они более обширно используются на практике. Деэмульгирующую дееспособность данной группы ПАВ возможно регулировать, изменяя количество молекул окиси этилена, вступивших в реакцию. Растворимость деэмульсатора в воде возрастает с удлинением окись-этиленовой цепи. При надобности возможно придать данным препаратам гидрофобные качества методомприсоединения окиси пропилена, т.е. наличествует вероятность делать деэмульсаторы с хоть какими важными качествами т.е. быть гидрофильными или жегидрофобными, владеть поверхностную энергичность, необходимую для разрушения бронирующих слоев оболочек глобул, быть инертными но отношению к металлам, не усугублять свойства нефти, быть дешевенькими и по способности универсальными по отношению к эмульсиям всевозможных нефтей и вод.
Чем прежде деэмульсатор вводится в смесь воды и нефти, что проще случается последующее деление эмульсии. Впрочем для деэмульсации ещё мало 1-го вступлениядеэмульсатора, нужно гарантировать абсолютный контакт его с обрабатываемой эмульсией, собственно что достигается активной турбулизацией и обогревом эмульсий.

1.8 Электрическое обезвоживание



Электронное обезвоживание и обессоливание нефти тем более обширно все распространено в заводской практике, пореже используется на нефтепромыслах. Вероятность использования электронного метода в сочетании с другими методами возможно отнести к 1 из ведущих его превосходства.
Установлено, собственно что деэмульсация нефти в электронном фон переменной частоты и силы тока в некоторое количество один эффективней, чем деэмульсация при применении неизменного тока. На эффективность электродеэмульсации важно воздействуют вязкость и плотность эмульсии, дисперсность, оглавление воды, электропроводность, а еще крепкость адсорбированных оболочек. Впрочем главным моментом считается интенсивность электронного поля. В реальное время электродеэмульсаторы в ведущей трудятся на токе промышленной частоты (50 Гц), пореже — на неизменном токе. Усилие на электродах деэмульсаторов колеблется от 10000 до 45 000 В. По форме электродегидраторы случаются сферическими и цилиндрическими, при этом последние возможно ставить горизонтально и отвесно.

       

    1.9 Особенности подготовки высокосернистой нефти

Нефти всевозможных месторождений имеют все шансы держать 0,02-7% серы или же 
0,2-7% сернистых соединений, в высокосернистых – до 80%. В нефти
находятся: меркаптаны R-SH, сульфиды R-S-R, дисульфиды R-S-S-R. При
тепловом разрушении сернистых соединений в нефти имеет возможность бывать замеченным 
Н2S.
Способы удаления Н2S.
1.Физиологические способы: сепарация; отдувка Н2S; ректификация. 
2. Хим способы: нейтрализация; связывание и окисление Н2S 
в нефтехимическими реагентами или же кислородом воздуха.
Выбор наиб действенной технологии чистки Н от Н2S находится в зависимости от: начальной 
глобальной толики Н2S в Н; притязаний к качеству приготовленной нефти.
Отдувка. 
Отдувку Н2S из нефти в десорбционной колонне более целенаправленно 
воплотить в жизнь при начальной глобальной доле Н2S в нефти больше 200-250ppm,
присутствие системы газосбора и способности утилизации Н2S-содержащего 
газа.
Нейтрализация.
Удаление Н2S из нефти методом его нейтрализации хим реагентами 
целенаправленно воплотить в жизнь при начальной глобальной доле Н2S в Н не больше 
200-250ppm. Хим реагенты на базе амино-формальдегидных 
консистенций на подобии: СНПХ, НСМ, смеси NaOH, NH4OH.

Реагент сервируется в буферной емкости впоследствии автоцистерны и подземной 
емкости. Время реакции с финала глобальных толикой Н2S 200-250ppm в 
перерыве t=40-650С надлежит оформлять не наименее 2-х часов. Реагент в нефти 
подают 2-мя методами: 1. ч/з диспергирующую форсонку перед смесителем 
или же 2. во поглощающую линию перед товарным насосом.

Отдувка и нейтрализации.
Групповая разработка. Удаление Н2S из нефти КТ, включающей отдувку
Н2S из нефти углеводородным газом в десорбционнойой колонне с 
следующим доведением глобальной толики Н2S до притязаний 
ГОСТ Р5-1858-2002 хим. реагентами целенаправленно целесообразно воплотить в жизнь при
начальной глобальной доле Н2S из нефти больше 200-250ppm.
Связывание и окисление Н2S в нефти хим реагентами или же кислородом воздуха.
В зависимости от начальной массы разработка разработана способом прямого
окисления О2 воздуха в пребывании КТК (катализатора). Чистка от Н2S 
выполняется аква щелочным веществом и одновременным окислением 
товаров О2 воздуха в реакторе при t=20-600С и Р=15-5 атм. в пребывании 
гомогенного катализатора «Ивказ» с регенерацией и возвратом в 
технологический процесс большей частью в щелочном растворе. Доза 
КТК оформляет от 1 до 5 л/т. Затрата воздуха сост. 1 м3/1т нефти.









































2  ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ, ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

2.1. На оперативный узел способа и учета СИКНС-1,4 УПСВН поступает водонефтяная смесь с нефтяных месторождений размером до 8200 м3/сут с содержанием нефти от 30 до 65 % под давлением 0,3?1,6 МПа (3,0?16,0 кгс/см2) и температурой 2?25 о С.
2.2. Продукцией установки считается товарная высокосернистая нефть, с остаточным содержанием воды не больше 0,5 % вес., хлористых солей не больше 100 мг/дм3. Качество товарной нефти оценивается сообразно притязаниям ГОСТ Р 51858-2002.
2.3. Побочными продуктами считаются попутный нефтяной газ концевой и жаркой ступеней сепарации и газ отдува сероводорода, направляемые на способ компрессорной станции КС-24, пластовая вода, отводимая на БКНС-173с и КНС 87П для закачки в систему ППД.
2.4. Реагенты– деэмульгатор на подобии «Реапон ИК-1м» или же его аналоги, применяемый для обезвоживания и обессолевания нефти, ингибитор коррозии «Напор-1012», применяемый для обороны оснащения установки и системы ППД, а еще реагнт-нейтрализатор сероводорода «Десульфон СНПХ-1200».
2.5. Материалы - газ нефтяной попутный малосернистый применяемый для отдувки сероводорода из нефти.





Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, продукции 

Таблица 1

                                                                                              







№      п/п

Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия

Показатели качества обязательные для проверки

Значение показателя или норма

1

2

3

4

5

1

Сырьё–нефтяная эмульсия

Не регламентируется

1.Обводненость, % масс.



35?85

0

2

Продукция–нефть товарная

ГОСТ Р 51858-2002

1.Содержание воды, % масс.

2.Плотность, кг/м3, при 20оС

при 15оС

3. Массовая доля серы, %

4.Содержание хлористых солей,мг/дм3

5.Содержание механических примесей, % масс.

6.Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.)

7. Массовая доля сероводорода, млн-1 (ррм)



8. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме,  млн-1 (ррм)

до 0,5

не более 895

не более 899

до 4,0

не более 100



не более 0,05

не более

66,7 (500)

не более 100



не более 100

1

2

3

                  4

5







9.Содержание хлорорганических соединений, млн-1 (ррм), не более



10

3

Побочный продукт–попутно добываемая  вода

СТО ТН 028-2008



1.Водородный показатель,  рН, 

2.Содержание нефтепродуктов, мг/л

3.Содержание КВЧ, мг/л

4. Содержание сероводорода, мг/л

5. Содержание ионов железа, мг/л

6.Плотность, кг/м3

7. Содержание свободного кислорода,

мг/л, не более



4,5-8,5

не более 60

не более 50

не более 166

до 10

до 1150

0,5

4

Побочный продукт – газ горячей ступени

Не регламентируется

1.Плотность при, кг/м3, при 20 оС

2.Содержание сероводорода, % об.

3.Содержание азота, % об.

4.Содержание углекислого газа, %об.



1,4? 2,0

1,2?2,5

до 10,0

не более 1,9

5

Побочный продукт – газ отдувки суммарный на КС-24

Не регламентируется

1.Плотность при, кг/м3, при 20 оС

2.Содержание сероводорода, % об.

3.Содержание азота, % об.

4.Содержание углекислого газа,% об.

5.Содержание углеводородов, % об.

                -метан

                -этан

-пропан    

- сумма бутанов

- сумма пентанов
- сумма С6+в



1,7? 1,9

2,5?3,5

до  10,0

до 0,6



до 22,0

до 12,0

до 25,0

до 20,0

до 8,5

до 3,0

6

Материал – нефтяной газ на отдувку  

Не регламентируется

1.Плотность при, кг/м3, при 20 оС

2.Содержание сероводорода, % об.

3.Содержание азота, % об.





1,2? 1,5

не более 0,01

до 20,0

7

Реагент деэмульгатор «Реапон  ИК»

ТУ 39-1296608-003-93, изм.1-4

1.Температура застывания, оС, не выше.

2.Кинематическая вязкость, мм2/с,при 20 оС 

3.Массовая доля активной основы, %

4.Растворимость



минус 45

не выше 60

45?55

cпирты, орг. растворители

8

Ингибитор коррозии «Напор-1012»

ТУ 2458-005-83459339-2012

1.Температура застывания, оС, не выше. 

2.Плотность при, кг/м3, при 20 оС

3.Защитное действие в стандартном растворе сероводородосодержащей воды при дозировке 25 мг/дм?,% не менее





минус 45



1,82-0,95



90

1

2

3

4

5



Энергоресурс – осушенный нефтяной газ на топливо из КС-24

Не регламентируется

1.Плотность, кг/м3

2.Содержание сероводорода, % об.

3.Компонентный состав, % об.

    - метан

 - этан

- пропан

- сумма бутанов

- сумма пентанов

 - сумма С6+выше

4. Теплотворная способность, МДж/м3 (ккал/м3)

до 1,5

не более 0,01



до 45

до 20

до 15

до 6

до 2

до 1

44,83

(10700)

10

Энергоресурс – осушенный нефтяной газ на топливо из КС-24

Не регламентируется

1.Плотность, кг/м3

2.Содержание сероводорода, % об.

3.Компонентный состав, % об.

- метан

- этан

- пропан

- сумма бутанов

- сумма пентанов

- сумма С6+выше

 4. Теплотворная способность, МДж/м3 (ккал/м3)

до 1,5

не более 0,01



до 45

до 20

до 15

до 6

до 2

до 1

44,83

(10700)

11

Энергоресурс – ток переменной частоты



_

1. Напряжение

2. Частота

3. Количество фаз

6000 В

50 Гц

3

12

Энергоресурс – пар водяной

Не регламентируется

1. Давление, кгс/см2

2. Температура, оС

До 4,0

до 135

13

Вода пресная техническая

Не регламентируется

1. Жесткость (по ГОСТ 4011), мг*экв/кг

2. Содержание железа,  мг/л

3.Содержание растворенного кислорода, мкг/л

не более 0,02

не более 0,15

не более 100







2.6. Качества Свойства промысловой нефтяной эмульсии, товарной нефти, попутного нефтяного газа, газа отдувки,  деэмульгатора и ингибитора коррозии, характеризующие их пожаровзрывоопасность и токсичность, приведены в таблице № 4 «Взрывоопасные, токсические качества сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства» в разделе «Безопасная эксплуатация производства» истинного регламента.









































































3 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ



Технологическая схема Акташской установки подготовки высокосернистой нефти.
Схема исполнена как более лучшая с точки зрения экономии энергозатрат, удобства эксплуатации и регулировки процесса.

Нефтяная смесь с обводненностью 35?75 % и температурой от 2 оС зимой и до 25 оС летом поступает на установку сквозь СИКНС ЦДНГ. Затрата нефтяной эмульсиирегится и регулируются поз. FIT 3-2, жар и нажим струи контролируется устройствами поз. TT 1-1 и PIT 2-1 соотвественно.
Сырая нефть поступает в трубное место теплообменников Т-1 и Т-2, где греется за счет тепла уходящей жаркой воды с электродегидраторов и товарной нефти до температуры 35 оС. 
Дальше нефть поступает в сепараторы концевой ступени сепарации С-1. В сепараторе С-1 нефть разгазируется при давлении 0,01-0,05 МПа. Нажим в емкости аппарата контролируются устройством поз. PIT 4-1. Выделившийся нефтяной газ, объединившись с газом жаркой сепарации из сепараторов С-2 посылается на компрессорную станцию. Степень нефти в сепараторе С-1 регулируется поз. LIT 6-1, клапан-регулятор поз. 4-2 установлен на части выхода нефти из аппарата. 
Обводненная отчасти разгазированная нефть из сепараторов С-1 самотеком поступает в технологический резервуар Р-1. На входе в резервуар Р-1 в нефтяную эмульсию сервируется деэмульгатор. Нажим в установке контролируется и регится устройством поз. PIT 7-1. В резервуаре Р-1 исполняется подготовительный сброс воды из нефти с образованием пластовой воды в нижней части резервуара. Степень отделившейся пластовой воды поз. LIT 9-1 поддерживается клапаном-регулятором поз. 9-2, установленным на части сброса пластовой воды из емкости аппарата. Отстой пластовой воды посылается на способ очистных сооружений. Степень нефти регулируется поз. LIT 8-1, клапан-регулятор поз. 8-2 установлен на части выхода нефти из аппарата. 
Нефть из резервуара Р-1 с остаточной обводненностью до 0,3 % насосом Н-1 сервируется на нагрев в жечь П-1. Нагрев нефти исполняется в змеевике печи за счет сжигания топливного газа с компрессорной станции до температуры 40-75 оС. жар нефти на выходе из печи контролируется и регулируется поз. TT 10-1, клапан-регулятор поз. 10-2 установлен на части подачи топливного газа в жечь П-1. 
Дальше подогретая нефть посылается на жаркую степень сепарации в сепаратор С-2. В сепараторах С-2 при давлении 0,01?0,05 МПа и температуре 40-75°С из нефти отличается остаточный газ, который отводится вместе с газами концевой ступени сепарации в газоосушитель и дальше на компрессорную станцию. Нажи.......................