- •Содержание
- •Введение
- •Описание технологичекого процесса и технологической схемы комплекса упн «Лугинецкое» Описание технологичекого процесса
- •I Cтупень сеперации
- •II Ступень сепарации
- •III Ступень сепарации
- •2. Методы исследования нефти
- •2.1 Нефть. Общие технические условия
- •2.2 Методы испытаний нефти.
- •2.2.1 Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости
- •2.2.2 Методы определения фракционного состава
- •2.2.3 Метод определения содержания воды
- •2.2.4 Определение плотности ареометром
- •Проведение испытания
- •2.2.5 Определение плотности и относительной плотности пикнометром
- •2.2.6 Метод определения механических примесей
- •2.2.7 Метод определения парафинов
- •2.2.8 Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов
- •2.2.9 Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуо- ресцентной спектрометрии
- •2.2.10 Метод определения хлорорганических соединений
- •2.2.11 Определение давления паров методом расширения
- •3. Методы исследования пластовой воды
- •3.1 Пластовая вода
- •3.2 Методы измерений пластовой воды
- •3.2.1 Методика измерений массовой концентрации хлорид-ионов в пробах природных подземных и сточных вод меркуриметрическим методом.
- •3.2.2 Методика измерний массовых концентраций карбонат-ионов в пробах природных подземных и сточных вод титриметрическим методом.
- •3.2.3 Методика измерений массовых концентраций ионов кальция, магния в пробах природных подземных и сточных вод комплексонометрическим методом.
- •3.2.4 Методика измерений массовых концентраций сульфат-ионов в пробах природных подземных и сточных вод турбидиметрическим методом
- •3.2.5 Измерений общей жесткости в пробах природных подземных и сточных вод титриметрическим методом.
- •3.2.6 Методика измерений водородного показателя в пробах природных подземных и сточных вод потенциометрическим методом
- •3.2.7 Методика измерений содержания механических примесей в пробах природных подземных и сточных вод гравиметрическим методом.
- •3.2.8 Методика выполнения измерений объемной доли воды в нефтяной эмульсии методом «Горячего отстоя»
- •3.2.10 Методика измерений массовой концентрации нефти в пробах сточных вод фотометрическим методом
- •Индивидуальное задание.
- •Заключение
- •Список используемой литературы
II Ступень сепарации
В состав второй ступени сепарации входит:
Два параллельно работающих сепаратора: СГ№1(V=50м3) и СГ№2(V=50м3)
Два параллельно работающих отстойника: ОГ№1(V=200м3) и ОГ№2(V=200м3)
Газо-водонефтяная эмульсия из верхнего коллектора ПТБ-10 проходит через расходомер НОРД-150, ЗКЛ 77Н, ЗКЛ 91Н и поступает на прием в сепаратор СГ №1,2 второй ступени сепарации. Рабочее давление сепарации 2 – 3 кгс/см2.
По трубопроводу ДУ 80 через узел учета газоконденсата и ЗКЛ 85Н предусмотрен прием стабильной фракции С5+ из теплообменников ректификационной колонны ЛГКС. Дополнительно существует возможность поступления стабильной фракции С5+ в линию выхода нефти из КС №1,2 в РВС №1,2,5,6, через ЗКЛ 151Н, 113Н.
По трубопроводу ДУ 100 через ЗКЛ №710Н и 708Н на прием второй ступени сепарации предусмотрена подача водонефтяной эмульсии из слаг-кетчеров ЛГКС. Дополнительно существует возможность поступления водонефтяной эмульсии через ЗКЛ №709 в дренажную линию.
С помощью автоматических регулирующих клапанов КЖ-4 и КЖ-5 в сепараторах СГ № 1, 2 поддерживается рабочий уровень жидкости, составляющий 800-1300мм. В случае выхода из строя клапанов уровень жидкости регулируется вручную, при помощи ЗКЛ 83Н, 97Н.
В случае выхода из строя обоих СГ, либо проведением ремонтных работ, газо-водонефтяная эмульсия из печи ПТБ-10/2 через ЗКЛ 278Н, 322Н, 392Н направляется в сепаратор ОГ № 1, 2, минуя вторую ступень сепарации.
Нефтяная эмульсия отделившаяся в СГ №1,2 поступает в горизонтальный отстойник нефти ОГ–200 №1,2 (V=200м3). Отстойники работают параллельно в режиме полного заполнения. Давление на входе в ОГ–200 №1,2 составляет 1,5 – 2,5 кгс/см2, давление на выходе 0,7 – 2 кгс/см2. Горизонтальный отстойник предназначен для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения последних на составляющие их нефть и подтоварную воду. Обезвоженная нефть поступает в нефтесборные коллекторы, выводится через верхнюю часть аппарата с помощью ЗКЛ 302Н,314Н (ОГ-1); ЗКЛ 313Н, 316Н (ОГ-2) и далее направляется в КС-1,2 III ступени сепарации. В случае вывода из работы ОГ-200 №1,2 нефтяная эмульсия через ЗКЛ №318Н, 309Н поступает на прием III ступени сепарации.
Отделившаяся подтоварная вода, через автоматический регулирующий клапан КЖ-15 (ОГ-1); КЖ16 (ОГ-2), либо по байпасной линии через ЗКЛ 325В (ОГ-2) проходит через ЗКЛ 304В (ОГ-1); ЗКЛ 364В (ОГ-2), 817В, 816В, 811В и поступает на прием в РВС №12 (V=2000м3) очищенных стоков, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде.
Нефтяной газ, отделившийся на второй ступени сепарации, через КГ-3, ЗКЛ 80Г (СГ №1); КГ-4, ЗКЛ 94Г (СГ №2) поступает на узел переключения газа УПН «Лугинецкая» и далее, через ЗКЛ 716Г, на первую ступень компрессоров ЛГКС. Давление на узле переключения газа после II ступени составляет 1 – 2 кгс/см2.
При остановке ЛГКС попутный нефтяной газ утилизируется на факельной установке высокого давления ФВД №1, №2. Перевод потока газа осуществляется на узле переключения в ручном режиме через ЗКЛ 715Г.
Дренаж сепараторов II ступени осуществляется в аварийные емкости АЕ № 1 – 10, с дальнейшей откачкой жидкости в линию приема нефти КС-1,2.