Физические основы технологии добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время на Карачаганакском месторождении находятся в эксплуатации 85 добывающих и 15 нагнетательных скважин при общем фонде скважин, насчитывающем 354 скважины. Технологический процесс и переработка добытого углеводородного сырья осуществляется на трёх основных технологических установках - Карачаганакском перерабатывающем комплексе, УКПГ- 2 и УКПГ-3. Примерно 2000 километров трубопроводов образовывают внутрипромысловую систему, связывающие все основные производственные объекты и позволяют эффективно направлять потоки углеводородов из скважин и распределять их между технологическими установками.

КПК.Карачаганакский перерабатывающий комплекс предназначен для переработки нефтяного конденсата, поступающего из 32 добывающих скважин и с УКПГ-2. Нефть и газ разделяются в специальных разделительных колоннах, или так называемых шламоуловителях. Подаваемый нефтепродукт проходит переработку в 3 технологических линиях стабилизации и закачивается в экспортный трубопровод на Атырау для дальнейшей продажи на международных рынках.

Газовая фаза разделяется на 2 потока. Один поступает на установку очистки для производства топливного газа, используемого для производства электроэнергии на газотурбинной установке КПК и для продажи на местным потребителям. Второй поток поступает на УКПГ-2 для обратной закачки в пласт и/или на УКПГ-3 для экспорта в Оренбург.

УКПГ-3 .УКПГ-3 эксплуатируется с 1984 года и предназначается для разделения и частичной стабилизации газа и газового конденсата, поступающих из 27 добывающих скважин перед отправкой на экспорт через трубопроводную систему на Оренгбургский газоперерабатывающий завод в России.

Нестабильный конденсат также направляется на соседний частный перерабатывающий мини-завод МТУ-400.

УКПГ- 2. Применение одной из самых передовых технологий в мире сделали УКПГ-2 уникальным, многофункциональным предприятием. УКПГ-2 способно разделять, перерабатывать и производить обратную закачку сырого газа под высоким давлением, а также производить переработку нефти, а затем пересылать ее на КПК для последующей стабилизации перед отправкой на экспорт. Сырье поступает на УКПГ-2 от 19 добывающих скважин.

На УКПГ-2 применяется одна из самых передовых в мире систем обратной закачки газа под сверхвысоким давлением. Три компрессора, функционирующие на этой установке, способны закачивать газ под давлением до 550 бар с высоким содержанием сероводорода (до 9%).

Данная схема обратной закачки газа доказала свою эффективность и результативность, поскольку она позволяет поддерживать парциальное давление, улучшать извлечение газоконденсатной жидкости, а также избегать необходимости извлекать серу, что дает очень весомые преимущества в области экологии.

Эко-Центр. Эко-Центр КПО включает в себя установку термомеханической обработки шлама (TCC), которая позволяет производить безопасную и эффективную обработку бурового шлама с буровым раствором на нефтяной основе, узел приготовление бурового раствора (LMP), перерабатывающее оборудование для смешивания и обработки бурового раствора, установку переработки жидких отходов (LTP), которая позволяет перерабатывать воду, содержащую углеводороды, рециркуляцию соляного раствора, используемого во время капитального ремонта скважин, очистку воды от бурового раствора, используемого при проходке верхнего интервала скважин, а также обжиговая вращающаяся печь (RKI), которая используется для переработки грунта и материалов, загрязненных нефтепродуктами, отличных от бурового шлама.

1. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМЫ ПРОЕКТА

1.1 Общие сведения о предприятии

Карачаганак является гигантским месторождением нефтегазового конденсата в Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, расположенном в 16 километрах от города Аксая. Месторождение было открыто в 1979 году и разрабатывалось вплоть до распада Советского Союза. Месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан. Оно занимает площадь около 500 кв. километров и содержит более 1200 миллионов тонн (9,5 миллиардов баррелей) нефти и конденсата и 1350 миллиардов кубометров (48 триллионов кубических фунтов) газа.

Рисунок 1 - Экспортный трубопровод КПО

В 35 км к северо-востоку от месторождения проходит магистральный газопровод «Оренбург - Западная граница». В 160 км к западу от месторождения проходит магистральный нефтепровод «Мангышлак - Самара». От месторождения Карачаганак до Оренбургского газоперерабатывающего завода, расположенного в 30 км северо-западнее гю Оренбурга (ст. Каргала) проложены газо- и конденсатопроводы протяженностью 120 км. В западной части месторождения в северо-восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождение проходит ЛЭП-110.

Всего на Карачаганакском месторождении было пробурено 266 скважин, из них 79 использовались для добычи. Определено, что от 100 до 150 могут использоваться в будущем.

Для того чтобы стимулировать полную разработку этого месторождения, в середине 1992 года власти Казахстана заключили договор, предоставляющий компаниям AGIP и British Gas Exploration and Production эксклюзивные права на ведение переговоров относительно заключения Соглашения о долевом разделе продукции.

В августе 1997 года в качестве участника в это соглашение вступила компания Texaco, в ноябре 1997 года компания ЛУКойл приобрела долю в 15%, ранее принадлежащую Газпрому (см. Таблица 1). Процентная доля каждого из партнеров в Карачаганакском проекте такова:

Таблица 1.1 Процентная доля партнерских компаний Карачаганакского проекта.

Компания	Доля, %
Agip	32,5
BG E&P	32,5
Texaco	20
LUKoil	15

В 1997 году между Республикой Казахстан и консорциумом, в который входили выше указанные компании, заключили Окончательное Соглашение о Разделе Продукции (ОСРП) сроком на 40 лет, в течении которых, согласно оценкам, будет добыто 2,4 миллиарда баррелей нефти и конденсата, а также 16 триллионов кубических фунтов газа. Компания зарегистрирована в Голландии и является составной частью обширной организации под названием Karachaganak Integrated Organization (KIO). В Казахстане компания выступает Карачаганак Петролеум Оперейтинг б.в. (КПО б.в.).

Основной целью компании является: максимизация прибыли, путем развития производства и сбыта продукции Карачаганакского месторождения эффективным и безопасным для окружающей среды способом, и в соответствии с обязательствами по контракту, оговоренными в ОСРП и других соглашениях.

Общие цели для КПО определяются в Ежегодном бизнес плане, а также Пятилетнем плане.

Обязательства КПО определены в ОСРП и соглашении о Совместной деятельности и суммированы в Реестре Обязательств.

Правами на продукцию углеводородов в соответствии с лицензией MG № 98 владеют совместно и по раздельности (индивидуально) компании Бритиш Газ Интернешнл (32,5%), Аджип Карачаганак БВ (32,5%), Тексако Интернешнл Петролеум Компании (20%) и АО ЛУКойл (15%).

КПО скорее выполняет роль организации - «зонтика», чем представляет собой инкорпорированный орган, и не имеет корпоративного статуса как такового. В целях выполнения требуемых мероприятий акционеры учредили три компании:

- Карачаганак Петролеум Оперэйтинг Компании БВ (КПО БВ), ответственную за операции на месторождении включая добычу газа и конденсата с существующих объектов через осуществление согласованной программы по бурению и капремонту, осуществление согласованных Социальных проектов и проектов по инфраструктуре, а также финансовое и бухгалтерское руководство месторождением.

- Разработка Проекта Карачаганак Лимитед, КПДЛ, несет ответственность за инжиниринг, комплектацию и тендеры/присуждение контрактов на строительство современных объектов на месторождении и за разработку программы инжиниринга собственно резервуара месторождения.

- Служба Маркетинга (Карачаганак Маркетинг Сервисез Лимитед, КМСЛ) имеет контракт на маркетинг добываемой продукции месторождения, разработку и осуществление маркетинговой стратегии для будущей продукции.

Распределение долей акционеров в капитале Предприятия данных компаний показано на рис. 2. Каждый из акционеров создал в Казахстане свою собственную маркетинговую компанию в целях сбыта своей доли продукции.

Все официальные отношения и совместное принятие решений между компаниями - акционерами (которые в ОСРП объединены под названием «Подрядчик») и Казмунайгазом (интересы республики Казахстан) осуществляются посредством двух комитетов:

1. Совместный Комитет Управления (СКУ) - по всем вопросам, касающимся Совместных Операций, которые включают операции на месторождении и проект разработки.

2. Совместный Комитет по Сбыту (СКС) - по всем вопросам, касающимся сбыта углеводородов и другой продукции.

Членские права и права голосования определены в ОСРП как 50% - Подрядчик и 50% - Казмунайгаз, и все решения требуют единогласного голосования.

1.2 Общее описание завода КПК

Цель данного раздела - описание нового комплекса подготовки и переработки углеводородов (КПК - Карачаганакский Перерабатывающий Комплекс) который будет принимать газоконденсатное сырье из продуктивного пласта и скважин нефтянной отторочки в западной и северной части промысла посредством соединительных трубопроводов, а также нестабильный конденсат и нефть с ГП-2 (Газовый Промысел).

Целью общей стратегии разработки месторождения является создание гибких объектов переработки углеводородов, способных справиться с изменениями объема добычи и колебаниями компонентного состава углеводородного сырья и давления для поддержания отбора углеводородного сырья из пластового коллектора, а также соответствия рыночным требованиям. На КПК есть все необходимые вспомогательные системы, такие как выработка электроэнергии и топливного газа, для нужд промысла, промышленных предприятий и некоторой части населения.

После отделения конденсата газ со скважины осушается и используется для контроля точки росы в воде и углеводородном сырье. В зависимости от содержания сероводорода газ разделяется на два потока - сернистый газ и высокосернистый газ. Сернистый газ транспортируется на Оренбург, а высокосернистый газ закачивается обратно в пласт. Небольшой объем газа обессеривается в начальной стадии для использования в качестве топливного газа для нужд самого КПК, промысла, а также для продаж местным потребителям.

Конденсат отбирается, обессоливается, стабилизируется, затем подвергается демеркаптанизации для экспорта или в Россию посредством системы трубопроводов «Транснефть» или же через предлагаемый трубопровод КТК (Каспийский Трубопроводный Консорциум) для отправки на западные рынки через Новороссийский терминал.

Сущействующая установка подготовки газа ГП-3 (Газовый Промысел-3) будет эксплуатироваться до 2009 года. После этого ГП-3 будет работать как сборный пункт для скважин и шлейфов. На КПК будут установлены дополнительное оборудование сепарации и по точке росы для поддержания общей производственной мощности.

Определенное количество сырого конденсата будет откачиваться с сепараторов напрямую на Оренбург для стабилизации и последующей переработки в России.

Для развития месторождения потребуется строительство 24” трубопровода протяженностью приблизительно 635 км для врезки в систему КТК через существующий трубопровод Самара-Атырау. Соответствующие насосные станции, необходимые для поддержания требуемого давления и расхода включены в проект трубопровода.

Входное оборудование

Пластовая жидкость будет транспортироваться с промысла на КПК посредством сборной системы шлейфов и сети трубопроводов. Трубопроводы оборудованы ловушками для поршней-скребков и заложены под землей ниже границы нулевой температуры по всей протяженности. Входное оборудование спроектировано для обработки потоков среднего давления СД (70 бар) и низкого давления НД (50 бар) и включает в себя конденсатные ловушки для первичной сепарации.

Входные манифольды

Входные манифольды состоят из двух 24” коллекторов среднего давления, одного 24” коллектора низкого давления и одного 10” контрольного коллектора. Один из коллекторов СД предназначен для конденсатной ловушки А, другой для конденсатной ловушки В. Данные коллектора служат для приема жидкости со сборных манифольдов (RMS), Спутника добычи ранней нефти (EOPS) и ГП-3.

Следующие линии подключены к двум 24” коллекторам СД:

RMS B, - посредством двух 10” трубопроводов

RMS D, - посредством двух 10” трубопроводов

RMS H, - посредством двух 10” трубопроводов

Заглушенное соединение для двух проектных 10” трубопроводов с RMS A

Следующие линии подключены к двум 24” коллекторам СД и 24” коллектору НД:

3 14” трубопровода многофазового потока с СДРН

3 заглушенных соединения для проектных 20” трубопроводов с ГП-3

1 заглушенное соединение для проектных 20” трубопроводов с СДРН

Следующие линии подключены к контрольному коллектору:

RMS B, - посредством одной 6” линии

RMS D, - посредством одной 6” линии

RMS H, - посредством одной 6” линии

Следующия линия подключена к 24” коллектору СД, подключенного к конденсатной ловушке среднего давления “В”, 24” коллектору НД и 10” контрольному коллектору: -Частично стабилизированное сырье с ГП-3 через 14 “ шлейф.

Также имеется один 6” продувочный (сбросной) манифольд в который поступает жидкость с вышеуказанных линий. Вышеуказанные манифольды получают поступающее сырье и направляют его на одну из двух конденсатных ловушек НД/СД или же Контрольный Сепаратор для исследования отдельного потока. Трубопроводы следует одновременно подключать только к одному манифольду. Все многофазовые трубопроводы с СДРН собираются в один из двух 24” манифольдов СД для обработки сырья в одном из двух конденсатных ловушек СД или конденсатной лвушки НД. Таким образом достигается максимальная эксплуатационная гибкость работы.

Манифольды СД, направляющие сырье на конденсатные ловушки СД и НД рассчитанны на давление 95 бар и температуру 65оС, но не способны выдержать давление статики скважины.

10” контрольный коллектор спроектирован на расчетные расходы контрольного сепаратора.

6” сбросной коллектор спроектирован для аварийного сброса контрольного манифольда и манифольдов трубопроводо СД и НД. Для каждого трубопровода/контрольной линии имеется соединение к сбросному коллектору для проведения ремонтных работ. Для ограничения расхода установлена шайба, для сброса с линии в пределах 24 часов.

Все линии подводные линии на КПК оборудованы для закачки ингибитора коррозии, антивспенивателей или ингибитора парафиноотложений. Несмотря на то, что не планируется постоянной закачки данных реагентов, точки закачки оборудованы, в случае необходимости.

Конденсатные ловушки СД и НД.

Многофазовый поток, поступающий с манифольдов скважин непосредственно направляется на две паралельные конденсатные ловушки СД 5-210-VQ-01A/B. Они спроектированы таким образом, чтобы справиться с перемежающимся скоплениями конденсата, возникающими при поршневании трубопроводов или изменениями в объеме потока в результате повышения расхода газа. Температура и давление конденсатных ловушек СД предполагается в пределах 30-33оС и 70 бар соответственно, при стабильном режиме работы. Нефть, поступающая из конденсатных ловушек СД подогревается в подогревателях нефти СД 5-201-VQ-01A/B и затем подается в конденсатную ловушку НД 5-210-VS-01 с контролем расхода, регулируемым уровнем. Нефть подогревается для поддержания температуры выше точки помутнения в барабане подачи сырья в стабилизатор 5-210-VS-01, в целях предотвращения отложения параффинов в емкостях и трубной обвязке. Подогретая нефть соединяется в один поток с потоком с ГП-2 перед подачей в конденсатную ловушку НД. Рабочее давление конденсатной ловушки НД регулируется в пределах 50 бар. Конденсат, поступающий с конденсатной ловушки НД на стабилазионные нитки разбивается на 3 потока с регулировкой расхода уровнем. Регуляторы расхода отключаются задающими регуляторами уровня для предотвращения проскока газа и перелив уровня емкостей, если уровень жидкости в конденсатных ловушках предельно низкий или предельно высокий. Неочищенный газ с конденсатных ловушек СД и НД должен быть очищен от твердых частиц и уноса жидкости до приемлимого уровня для дальнейшей переработки. Для этого установлены фильтерные сепараторы, скрубберы газа СД 5-201-VC-01A/B/C и скруббер газа НД 5-202-VC-01. Газ влажный и, поэтому, при падении давления ниже 20-22оС происходит гидратообразование. При давлении в конденсатных ловушках, близко к данным значениям, часть газа направляется в подогреватели газа СД и НД, 5-201-HA-01A и 5-202-HA-01 для повышения температуры газа до рабочей. Теплоносителем для потока газа и потока конденсата служит пар НД. Необходима также закачка ингибитора коррозии на выходе газа с конденсатных ловушек НД и СД, поскольку среда - влажные и кислые газы. Содержание сероводорода приблизительно 3,5% мол. для газа СД и 4,5% мол. для газа НД. Содержание СО2 - 6% и 7% соответственно для газов СД и НД.

Подготовка конденсата

Система подготовки конденсата стабилизирует и демеркаптанизирует конденсат, поступающий с конденсатных ловушек. Осушенный конденсат (природный газоконденсат), получаемый в низкотемпературных сепараторах на технологических линиях контроля точки росы сырого газа также направляется и в стабилизаторы. Влажный конденсат с компрессоров газов выветривания Установка-362 и силикагелевых абсорберов Установка- 340, направляется непосредственно в барабан подачи в стабилизатор.

Технические условия, по которым доводится конденсат, соответствуют требованиям транспорта сырья, установленным для экспортных трубопроводов и окончательным требованиям согласованными ABTL(ГОСТ). Требуемое техническое условие для стабильного конденсата - давление паров по Рэйду - 500 мм ртутного столба при температуре 37,8оС эквивалентное рабочим условиям давления паров по Рэйду 0.67 бар. Стабилизированный конденсат должен пройти демеркаптанизацию, чтобы остаточное количество легких меркаптанов (метил и этил) в продукте было меньше 20 ррм(частей на миллион).

В начальном этапе установлено 3 нитки стабилизации конденсата для обеспечения объема в 7 мегатонн/год на трубопровод КТК. Позже запланировано увеличение производственной мощности установки нефтеподготовки.

Установка стабилизции конденсата. (A/B/C)

Конденсат с ловушек направляется регулируемым потоком на 3 параллельные линии стабилизации. Барабан подачи сырья в стабилизатор 5-210-VS-01 имеет регулирование давление на 17 бар. Конденсат из легких углеводородов, поступающий с установки 362 также направляется в барабан подачи сырья в стабилизатор. Рабочая температура составляет 27оС.

Конденсат выходит из барабана подачи с расходом, регулируемым уровнем, и подогревается до прибл. 60оС в подогревателе подачи конденсата 5-210-HA-03 при помощи сгонной нефти из колонны отгонки. После контакта нефти с оборотной сточной водой с опреснителя она поступает дегазатор опреснителя 1-ой ступени 5-210-VS-03, являющийся сепаратором нефти/газа, в котором газ выделяется с регулируемым давлением. Нефть и вода самотеком поступают в опреснитель 1-ой ступени 5-210-VU-01 с регулируемым уровнем, где происходит их разделение электростатическим методом. Нефть затем подается в дегазатор опреснителя 2-ой ступени 5-210-VS-04 и контактирует со свежей промывочной водой. Здесь также выделяется газ с регулируемым давлением, а нефть и вода самотеком поступают с регулируемым уровнем в опреснитель 2-ой ступени 5-210-VU-02. Отсепарированная вода с опреснителя используется обратно в 1-ой ступени в качестве промывки в дегазаторе опреснителя 1-ой ступени, а затем сбрасывается на установку очистки пластовой воды. Обусловленное содержание воды 0,05% по объему достигается на опреснительной установке.

Обессоленная нефть разбивается на два расходных потока, больший поток поступает в Стабилизатор 5-210-VE-01 с регулируемым уровнем на 7-ой тарелке, а меньший поток поступает в стабилизатор с регулируемым расходом на 1-ой тарелке. Газоконденсатная смесь, поступающая с установки 343, подается на 21-ю тарелку Стабилизирующая колонна работает с давлением 9 бар, где нефть достигает соответствия условиям давления паров по Рейду в трубопроводе в 500 мм ртутного столба. Стабилизированный конденсат имеет низкое содержание СО2, Н2S и метана, но значительное содержание реактивных меркаптанов. Следовательно перед экспортом необходима демеркаптанизация.

Стабилизатор имеет 3 ребойлера; два из них: боковой ребойлер 5-210-HA-02 и дополнительный ребойлер 5-210-HA-01 рекуперируют тепло со сгонной нефти, поступающей с колонны отгонки. Третий ребойлер 5-210-HD-01 подогревается паром среднего давления. Отходящий газ (overhead off-gas) поступает в холодильник с воздушным охлаждением 5-210-НС-01, где охлаждается и подается в cборник возврата (reflux drum) 5-210-VA-01. Сборник орошающей фракции - это трехфазный сепаратор. Конденсат откачивается на первую тарелку стабилизатора с расходом регулируемым уровнем. Вода направляется на установку очистки пластовой воды с регулируемым уровнем. Отходящие газы соединяются с газами, поступающими с барабана подачи и опреснительной установки и направляются на установку 362 -Компрессорную Газов Выветривания с регулируемым давлением. Стабилизированная нефть направляется на установку 213- колонну отгонки конденсата с расходом регулируемым уровнем. Отгонная нефть (rundown oil) после теплообмена с сырой нефтью в дальнейшем охлаждается в холодильнике отгонки конденсата (condensate rundown cooler) 5-210-HC-02 и направляется на устанвку 213 для соединения с демеркаптанизированным газолином, поступающим с установки 214.

Газ дегазации, поступающий с барабана подачи, опреснительной установки и установки стабилизации - влажный, следовательно для предотвращения проблем коррозии будет закачиваться ингибитор коррозии.

Колонна отгонки конденсата (condensate splitter)

Подаваемое сырье на колонну отгонки подогревается до 180оС посредством обмена с кубовым продуктом колонны во входном подогревателе колонны отгонки 5-213-HA-01A/B. Колонна работает с давлением 3 бар. Конденсат разбивается на газолиновый поток (легкие дисстиляты): С4, С5 и С6, содержащие пахучие метил и этил-меркаптаны и часть тяжелой нефти. Таким образом, расход потока, подлежащий демеркаптанизации сильно уменьшается. Последний поток используется для рекуперирования тепла в процессе стабилизации конденсата, где он охлаждается перед смешиванием с демеркаптанизированным газолином с установки Мерокса и направляется на хранение. Обуславливаемое максимальное содержание реактивных меркаптанов в стабилизированной нефти должно составлять 20 ррм. Газолиновый продукт с верха колонны конденсируется и охлаждается до 45оС с помощью воздушного холодильника 5-213-НС-01. Часть газолина возвращается обратно со сборника возврата 5-213-VA-01 в колонну отгонки конденсата в качестве орошения с регулируемым расходом, а чистый верхний погон (net overhead) направляется посредством насосов орошения 5-213-VA-01 на установку демеркаптанизации газолина с расходом, регулируемым уровнем в сборнике возврата.

В колонне ребойлер 5-213-HD-01 подогревается паров ВД. Пар СД может быть использован в дальнейшем по мере снижения темпратуры ребойлера. Горячее сырье с куба колонны возвращается в стабилизатор конденсата для рекуперирования тепла. Оно сначала проходит через куб дополнительного ребойлера , затем чере боковой ребойлер и, наконец, через предварительный подогреватель подачи сырья в стабилизатор. После охлаждения в холодильнике отгонного конденсата оно направляется на склад хранения.

Демеркаптанизация газолина

Конденсат экспортируется посредством трубопровода Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) и, следовательно, должен соответствовать необходимым требованиям по качеству жидкости. Кроме давления паров, другое основное техническое условие, которое влияет на технологическую схему на Карачаганакском месторождении - концентрация метил и этил-меркаптанов в экспортируемой жидкости. Карачаганакский конденсат имеет большое содержание меркаптанов и ,следовательно, удаление этих компонентов - большая технологическая ступень на КПК.

Меркаптаны удалаются при помощи процесса Мерокса (UOP). Первая стадия процесса Мерокса - экстрагирование растворимых в каустической соде меркаптанов в тарельчатой вертикальной экстракционной колонне 5-214-VE-01. Используемая каустическая сода имеет концентрацию 14% по массе. Обрабтанный продукт выходит из верха колонны. В меркаптанонасыщенный раствор соды в кубе колонны постоянно закачивается воздух и периодически катализатор WS Мерокса для поддержания катализаторной активности. Смесь движется вверх через окислитель 5-214-VA-02., где меркаптаны преобразуются в дисульиды. Получающаяся в результате смесь разделяется в сепараторе нефти и дисульфидов 5-214-VA-03. Часть регенерированного потока каустической соды Мерокса охлаждается в воздушном холодильнике каустической соды 5-214-НС-02 перед тем как возвратитьсяв экстракционную колонну. Остальная часть направляется регулируемым потоком в испаритель каустической соды, где и сгущается. Отсепарированное дисульфидное масло закачивается в газолин.

В основном, небольшая часть регенерированной каустической соды должна постоянно сбрасываться, поскольку Na2S будучи твердым не может заново окисляться. Отработанная каустическая сода дегазируется в 5-214-VA-11 и направляется на установку 550 сточной воды с высоким содержанием солей, где нейтрализуется серной кислотой и очищается.

Демеркаптанизированный газолиновый продукт смешивается с охлажденным кубовым продуктом с колонны отгонки конденсата и направляется в систему экспорта конденсата - установку 7-220.

Хранение и экспорт конденсата.

Парк хранения очищенного конденсата обеспечивает буферное (промежуточное) хранение продукта в случае нарушения нормальной работы перерабатывающих объектов или экспортных маршрутов. Она спроектирована для обеспечения вместимости до двух суток работы при максимальном расходе конденсата, транспортируемого по экспортному трубопроводу. Хранение производится в резервуарах с внутренней плавающей крышей.

Конденсат после очитски поступает в один из двух резервурах хранения 7-220-TB-01A/B, которые обеспечивают промежуточное хранение. Каждый резервуар имеет объем хранения очищенного конденсата, равного одним суткам производства. Ряд малонапорных вспомогательных насосов 7-220-PA--02A/B/C подает конденсат с парка хранения на экспортные насосы 7-220-PA-01A/B/C.

Экспортные насосы способны откачивать прдукцию при давлении 55 бар (Прим. -67 бар в дальнейшем после увеличения пропускной способности трубопровода.) и отбирать конденсат с парка хранения или напрямую с завода. Расход конденсата замеряется перед транспортом продукта. Для данной линии установлен узел запуска поршней, спроектированный для использования и поршней-ультрасканов.

Компрессорная Газов Выветривания НД

Газ дегазации со стабилизатора конденсата, барабана подачи и опреснителя соединяются с кислым газом, поступающим с установки 360 -Компрессорная кислого газа. Он затем сжимается до прибл 50 бар при помощи Компрессоров ГВ НД 5-362-КА-01/2/3, в обычном режиме - два рабочих, один - резервный. Осле сжатия газ охлаждается воздухом посредством 5-362-HC-01 перед смешиванием с холодным газом дегазации, поступащим с конденсатной ловушки НД. Влажные легкие углеводороды конденсированные в выходном холодильнике компрессора возвращаются в барабан подачи в стабилизатор объединеный поток газа направляется на техлинию обработки газа НД - установку 343.

Поскольку газ и жидкости на выходного приемника компрессора 5-362-VA-02 влажные, то была предусмотрена закачка ингибитора коррозии.

1.3 Очистка сырого газа

Установка очистки сырого газа состоит из следующих узлов:

а) Осушение и регулирование по точке росы углеводородов газа НД и отводного газа с вверхней части стабилизатора

б) Осушка и регулировние по точке росы газа СД

в) Сжатие выходного газа.

Осушка производится на установке, использующей процесс ДРИЗО, включающей использование триэтиленгликоля (ТЭГ). ТЭГ - более предпочтительный гликоль, поскольку имеется в наличии в России и уже применяется на месторождении. Процесс ДРИЗО снижает концентрацию воды в газе до одной объемной промили (ррм). Данное техническое условие может быть смягчено как для экспорта, так для и закачки.

После осушки газ попадает на установки регулирования по точке росы. Точка росы по газу приводится в соответствие посредством дросселирования и охлаждение методом Джоуля-Томпсона. Конденсированная газоконденсатная смесь (ГКС) направляется на установку стабилизации.

Техлинии по регулированию по точке росы обрабатывают сырой (сернистый) газ и высокосернистый до характеристик, которые удовлетворяют требованиям как по экспорту на Оренбургский ГПЗ, так и системе закачки в пласт с давлением в 550 бар, которая состоит из компрессоров, шлейфов закачки ВД и закачивающих скважин. Технические условия таковы:

Точка росы по углеводородам-10оС в диапазоне от 1 до 80 бар

Содержание воды-1 объемная часть на миллион (ррм)

Рабочее давление -78 бар

Установка будет в общем базироваться на модульных (блочных) техлиниях производительностью 2 Гм3/год.

После осушки и регулировки точки росы газ направляется в Оренбург на продажу (сернистый газ) и на ГП-2 для обратной закачки в пласт (высокосернистый газ).

Осушка и регулировние по точке росы сырого газа СД

Газ среднего давления с конденсатных ловушек первоначально осушается для соответствия требуемой точки росы по воде для закачки в пласт. Точка росы по углеводородам регулируется требованиям по экспорту на ОГПЗ.

Газ поступает в гликолевый контактор 5-341А-VJ-01, в котором ненасыщенный гликоль поглащает воду, содержащуюся в воде. Ненасыщенный гликоль поступает в контактор в пределах 5оС температуры газа во избежание конденсирования углеводородов и ,как следствие, сведения к минимуму наличия углеводородов в гликоле. Обогащенный гликоль, выходящий из контактора, регенерируется на установке регенерации ДРИЗО 5-341А-ХХ-02.

Установка по регулированию по точке росы СД состоит из 2 ниток обработки газа - А и В, имеющих производительность обработки 2 млрд м3/год каждая. Газ, выходящий из контактора СД разбивается на два потока с регулируемым расходом и подается или на техлинию А, или же на техлинию В. Хотя обе нитки оснащены одинаковым оборудованием, они слегка отличаются, где 5-341В-VA-01 (низкотемпературный сепаратор газа СД) имеет возможность получать газа НД с отрегулированной точкой росы на установке 343. Сухой газ проходит через теплообменник Газ-Газ 5-341-НА-01, где он охлаждается при помощи бедного газа. Затем он поступает в 5-341-VA-02, где происходит извлечение жидкости из газа.. После отделения имеющейся жидкости происходит дросселирование газа через клапан Джоуля-Томпсона, таким образом доводя до требуемой точки росы в низкотемпературном сепараторе 5-341А-VA-01 (НТС). После теплообмена с поступающим газом, газ напраляется на компрессора по экспорту. Конденсат НТС смешивается с меньшим потоком конденсата с вышерасположенного сепараьора перед регулирующим клапаном.

НТС на техлиниях СД будет работать с давлением приблю 45 бар. Бедный газ СД перед экспортом на Оренбург также может использоваться для разбавления высокосернистого газа, поступающего с установки 343. Бедный газ необходимо будет сжимать для экспорта вместе с газом с техлиний НД.

Второй поток газа СД охлаждается посредством теплообменника «Газ-Газ» 5-341В-НА-01, проходя через входной сепаратор 5-341В-VA-02, где жидкие углеводороды сепарируются, а затем охлаждаются клапаном Джоуля-Томпсона. Охлажденный газ затем смешивается с газом НД, поступающим с установки 343, и подается в сепаратор НТС 5-341В-VA-01, в котором конденсат отделяется от газа.. Газ после НТС разбивается на два потока, один направляется в теплообменник «Газ-Газ» СД, а другой направляется в теплообменник «Газ-Газ» НД на установке 343. Данные потоки после теплообмена с поступающим газом СД и НД снова смешиваются и подаются на компрессора по экспорту для подачи на ГП-2 только для обратной закачки в пласт.

Осушка и регулировние по точке росы сырого газа НД

Газ дегазации со установки стабилизации конденсата, имеющий высокое содержание легких углеводородов и меркаптанов сжимается до давления 49 бар и обрабатывается в специально предназначенных установках очистки НД. Газ НД осушается посредством поглощения воды гликолем до тех же пределов, что и газ СД. Производительность очистки зависит от трех техлиний стабилизации, работающих с максимальной производительностью 7 млн т/год добычи нефти с той же сопряженностью очитски газов дегазации, образующихся в конденсатных ловушках.

Ввиду недостатка давления невозможно применение метода Джоуля_томпсона для охлаждения газа. Вместо этого, газ охлаждается посредством части газа СД и жидких углеводородов, получаемых на установках 341 343. После осушки газ НД разбивается на два потока с расходом, регулируемым температурой. Первый поток направляется в теплообменник «Газ-Газ» 5-343-НА-04, где он охлаждается посредством газа СД, поступающего с низкотемпературного сепаратора техлинии В установки 341. Второй поток направляется в теплообменник «Газ-Жидкость» 5-343-НА-05, где он охлаждается при помощи жидких углеводородов, поступающих с той же установки 341. Обработанные потоки газа НД смешиваются и направляются в низкотемпературный сепаратор техлинии В на установке 341, где легкоуглеводородная жидкость отделяется. Жидкость, извлеченная из охлажденных газов НД иСД, после теплообмена посылается на колонны стабилизации установки 210. Газ СД после теплообмена в теплообменнике «Газ-Газ» смешивается с высокосернистым газом, поступающим с установки 341 перед компрессорами по экспорту сырого газа- установка 364. Производительность установки - 2 млрд.м3/год

Компрессорная по экспорту сырого газа.

Установка 364 состоит из трех техлиний сжатия сырого газа, две из которых рабочие, а одна резервная. Производительность каждой нитки сжатия сырого газа составляет 2.2 млрд.м3/год., такая же, как и у установки регулирования по точке росы. Один компрессор работает для экспорта сырого газа на ОГПЗ, в то время как другой направляет высокосернистый газ на ГП-2 для закачки в пласт. Входной сборник 5-364-VA-01 предназначен для защиты каждого компрессора от жидкости, «поднесенной» с вышерасположенных установок. Сырой (сернистый) газ сжимается до давления 78 бар, а воздушный холодильник 5-364-НС-01 понижает температуру на выкиде до ниже 60 оС. Также имеется возможность охлаждения рециркуляции.

Поток сырого газа может подаваться коллектора сырого газа в коллектор высокосернистого газа с регулируемым расходом для понижения точки росы углеводородов, если это необходимо.

Компрессор приводится от электродвигателя, центробежный, способный для эксплуатации в среде, содержащей сероводород.

Вторичное сжатие кислого газа.

Имеются две ступени для вторичного сжатия всего кислого газа на КПК с атмосферного давления до прибл. 12 бар . В первой ступени собираются кислые газы, поступающие с установок водоочистки, регенерации гликоля и амина. Во второй ступени собираются кислые газы, поступающие с установок регенерации гликоля и амина.

Атмосферный кислый газ проходит через входной сборник первой ступени 5-360-VN-01, где удаляется капельная жидкость (мех. унос). После отделения жидкости газ сжимается до 4.5 бар, охлаждается при помощи воздушного холодильника 5-36-НС-01, а затем смешивается с кислым газом, поступающим с сепаратора газов дегазации НД на установке регенерации гликоля и амина. Перед сжатием кислых газов до 12 бар отделяется жидкость во входном сборнике 2-ой ступени 5-360-VN-02. После сжатия кислый газ охлаждается воздушным холодильником 5-360-НС-02 и подается с газом, поступающим с сепараторов газов дегазации ВД на установке регенерации гликоля на входной сборник установки 262.

Жидкость с входного сборника 2-ой ступени, 5-360-VN-02, подается периодическим расходом регулируемым уровнем на входной сборник 1-ой ступени, 5-360-VN-01, а затем откачивается на установку очистки промстоков - установка 5-562.

1.4 Вспомогательные объекты КПК

Установка 6-410- Система обогрева помещений (теплоноситель ДЭГ)

Система обогрева подает 60% по весу раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), подогретый до 85оС к помещениям завода для общих отопительных целей.

Установка 6-420-Система топливного газа.

Данный газ производится на установке 340 посредством снижения давления очищенного сухого топливного газа ВД до 5 бар. Газ распределяется по объектам в основном для продувки коллекторов и емкостей, а также в качестве топлива для оборудования, работающего на газе. Все отводы коллектора прочищаются постоянным расходом топливного газа. Он также используется для удаления сероводорода с пластовой воды в отпарной колонне 6-562-VE-01.

Очищенный сухой газ НД используется в пилотных горелках на узле факела сырого газа. 7-230-ХХ-01. Резервной подачей является очищенный сухой газ ВД, см. ниже.

Топливный газ НД подается с распределительного коллектора НД на следующее оборудование и системы.

1. Установка 341/343 Осушка и регулирование точки росы сырого газа

2. Установка 339 Очистка топливного газа и регенерация амина

3. Установка 340 Осушка и регулирование точки росы топливного газа

4. Установка 360 Установка вторичного сжатия кислого газа

5. Установка 214 Демеркаптанизация газолина

6. Установка 362 Компрессорная газов выветривания НД

7. Установка 210 Стабилизация конденсата

8. Установка 200 Контрольный Сепаратор

9 Установка 201/2 Конденсатные ловушки

10. Установка 214 Сжигание

11. Установка 550 Нейтрализация каустической соды

12. Установка 561 Некондиционная нефть

13. Установка 562 Очистка технической воды

14. Установка 230 Факел

15. Установка 650 Склад хим. реагентов

Очищенный влажный топливный газ ВД

Очищенный влажный топливный газ подается с установки 339 на паровые котлы 6-621-FG-04A-D и на электростанцию - как на основные генераторы КПК 6-470-МТ-01А/В/С, так и на генераторы строительного городка 6-480-МТ-01/2.

Давление топливного газа на котлы сначала понижается с 25 бар до 5 бар, затем газ поступает Скруббер топливного газа НД 6-420-VC-02, где происходит отделение присутствующей жидкости. Жидкость затем подается в закрытую дренажную систему с расходом, регулируемым ограничительной шайбой.

Топливный газ с 6-420-VC-02 подается на котлы. Резервный источник топлива обеспечивается очищенным сухим топливным газом ВД (см. ниже).

Очищенный влажный топливный газ ВД для электростанции КПК подается напрямую с давлением 25 бар на газотурбинные генераторы 6-470-МТ-01А/В/С без редуцирования.

Очищенный влажный топливный газ ВД для электростанции строительного городка отбирается с линии подачи на 6-470-МТ-01А/В/С на узле 6-470-МТ-01А/В/С (перед очисткой). Он выходит из данного узла и его давление понижается до 20.7 бар перед подачей на 6-480-МТ-01/2.

Очищенный сухой топливный газ ВД/НД.

Очищенный сухой топливный газ ВД подается с установки 339 первоначально для экспорта на трубопровод Аксай-Илек, но небольшая часть после редуцирования используется для отопления помещений и других не-технологических нужд в строительном городке и ранних зданиях КПК. Газ ВД также используется для уплотнений компрессоров и подпора на факельные пилоты и паровые котлы.

Количество экспортируемого газа по трубопроводу учитывается на замерном узле 7-420-JM-01.

Давление топливного газа для отопления и т.д. понижается до 5 бар, а затем газ поступает на узел одоризации 6-000-ХХ-01. Здесь в топливный газ добавляется очень небольшое количество этилмеркаптана для придания характерного запаха, в целях безопасности для бытовых нужд.

Топливный газ подается в городок и печь ж/д станции загрузки (Rail loading incinerator) (проект) с давлением 5 бар без последующей очистки посредством трубопровода. Давление топливного газа на КПК снова понижается до 0.5 бар и распределяется потребителям по всей территории.

Топливный газ НД с давлением 0.5 бар распределяется на следующие помещения и объекты для не-технологических нужд:

Загрузка ж/д (в будущем)

Диспетчерская (SCR), столовая (mess room), пассажирская станция

Главный склад

Главная мастерская

Вертолетный ангар

Столовая

Административный корпус

Пожарная часть

Очистка канализационных стоков

Насосная пож. воды

Котельная

Также в систему вспомогательных объектов КПК входят следующие установки и системы:

Установка 6-460 - Система силового воздуха и воздуха КИП

Установка 6-470 - Электростанция

Установка 6-530 - Система очистки воды

Установка 6-560 - Система нефтесодержащей воды.

Установка 6-570 - Система очистки канализационных стоков.

Установка 6-561 - Система некондиционной нефти.

Установка 6-562-Система очистки пластовой воды.

Установка 6-590-Система утилизации воды.

Установка 6-601 - Система азота

Установка 6-621 - Система парогенерации.

Установка 6-730 - Система пожарной воды

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Сбор и подготовка газа.Сепараторы

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения - сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 2.1).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное

А - основная сепарационная секция; К -осадительная секция; В - секция сбора нефти; Г- секция каплеудаления; 1 - патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 - жалюзийный каплеуловитель; 5 - предохранительный клапан; 6 -наклонные полки; 7 - поплавок; 8 -регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 -перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба



Рис. 2.2 Горизонтальный газонефтяной сепаратор

1 - технологическая емкость; 2 - наклонные желоба; 3 - пеногаситель; 4 -выход газа, 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для предотвращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10-ввод продукции давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть ,. аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис.2.2) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (рис. 2.3) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.

Рис. 2.3 Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа

1 - емкость; 2 - однотомный гидроциклон; 3 - направляющий патрубок; 4 - секция перетока; 5 -каплеотбойник; 6 - распределительные решетки; 7 - наклонные полки; 8 - регулятор уровня

2.2 Очистка топливного газа от соединений серы

Технические условия качества по долгосрочной поставке следущие:

Точка росы по углеводородам-10оС в диапазоне от 1 до 80 бар

Точка росы по воде -20оС при 80 бар

Установка обессеривания газа основана на абсорпции кислого газа при помощи выборочного растворителя на основании MDEA ( LE701 от Юнион Карбайд Кемикалс) для регулирования содержания как меркаптанов, так и сероводорода. Данный процесс снижает концентрацию H2S до 4 объемных ррм (тех условия - 13 ррм) и меркаптановой серы ниже 25 объемных ррм. Возможность выбора абсорпции сероводорода уменьшает размер установки обессеривания топливного газа и сводит к минимуму производственные затраты, поскольку абсорбция СО2 сведена к минимуму.

Содержание кислого газа в сыром газе сводится к минимуму только очисткой газа с промысла. Рециркуляция газа с верха стабилизационной колонны для данной цели не приемлима, так как содержание серы в данном потоке сравнительно высокое. Данный поток подается для закачки в паст.

Очистка топливного газа и регенерация амина.

Производительность установки очистки составляет 1 млрд. М3/год. Отфильтрованный сырой газ с конденсатной ловушки СД подается во входной сепаратор абсорбера 5-339-VA-01 для удаления конденсата. Оттуда газ поступает в нижнюю часть абсорбера амина 5-339-VJ-01. Бедный MDEA обычно подается на третью тарелку, но также может и подаваться на 5-ю и 7-ю тарелки абсорбера. Поток MDEA самотек проходит через колонну и поглощает почти весь сероводород и меркаптаны из потока газа. Две колпачковые барботажные в верхней части абсорбера используются для подпитка воды и вымывания растворителя из очищенного газа, выходящего с верха емкости. Очищенный газ охлаждается посредством охладителя очищенного газа 5-339-НС-03 и жидкость, присутствующая в выходном сепараторе абсорбера 5-339 -VA-02 сбрасывается в сепаратор дегазации амина 5-339-VA-03. Насыщенный MDEA из абсорбера выходит через регулирущий клапан по уровню и попадает в сепаратор дегазации амина 5-339-VA-03 при давлении 6 бар, где удаляются абсорбированные углеводороды. Жидкие углеводороды в барабане дегазации образуют слой на поверхности раствора MDEA и удаляются перетекая через перегородку. Эта жидкость затем направляется в ловушку нефтяной пленки (Skimmed oil Pot) 5-339-VA-08 и регенерируется через систему некондиционной нефти - установка 6-561. Газообразные углеводороды направляются на вторую ступень компрессоров кислого газа - установка 360.

Насыщенный MDEA подогревается бедным амином, выходящим из регенератора в тарельчатом теплообменнике бедного-насыщенного амина 5-339-HA-01A/B и попадает на третью тарелку регенератора амина 5-339-VJ-02. Сероводород и поглощенные газы десорбируются из потока насыщенного MDEA посредством горячих паров, генерируемых в ребойлере 5-339-HA-02 подогревом охлажденном паром НД.

...