Технология подготовки нефти основана на следующих процессах:

• отделение пластовой воды от эмульсии при отстое под воздействием реагента и предварительного нагрева;
• обезвоживание и обессоливание сырой нефти;
• разделение нефти на фракции методом ректификации.

Установка комплексной подготовки содержит:

• блок обезвоживания и обессоливания;
• блок стабилизации.

3.1.        Блок обезвоживания и обессоливания нефти

Сырая нефть из резервуаров товарного парка САТП (после предварительного сброса воды в количестве 450 ¸ 900 м³ /час) с температурой 8 ¸ 23 ^оС, с содержанием воды до 6 % масс. и солей в пределах 1 ¸ 6 тыс. мг/л поступает на прием сырьевых насосов Н-2/5,6 прокачивается через кожухотрубчатые теплообменники группы Т-1/1¸14. В теплообменниках Т-1/1¸14 сырая нефть нагревается до 25-45 ^оС за счет тепла стабильной нефти, поступающей с блока стабилизации после группы кожухотрубчатых теплообменников Т-2. Часть сырой нефти 200-400 м³/час поступает в пластинчатый теплообменник для охлаждения паров ШФЛУ, где нагревается на 4- 8^оС.

Реагент -деэмульгатор подается в сырую нефть на добывающих скважинах, ГЗУ и ДНС цехов добычи (ЦДНГ), может подаваться в сырую нефть перед ступенью сепарации и сырьевыми технологическими резервуарами САТП. В случае превышения в сырой нефти, поступающей с товарного парка, содержания воды и солей реагент-деэмульгатор подается на прием сырьевых насосов Н-2/5,6. Реагент -деэмульгатор подается в сырую нефть из блочной дозировочной установки БР-2,5. Расход реагента устанавливается согласно регламенту подачи реагента.

Расход нефти после сырьевых насосов Н-2/5,6 измеряется диафрагмой камерной поз. 2. Давление сырой нефти на входе в Т-1/1¸14  измеряется манометром поз. 1 . Давления стабильной нефти на входе и выходе, сырой нефти на выходе Т-1/1¸14 измеряются манометрами поз. 4,7,8,11. Температуры сырой и стабильной нефти на входе и выходе Т-1/1¸14 регистрируются датчиками температуры поз.  9,10,12. Содержанием воды в нефти после Н-2/5,6 измеряется влагомером сырой нефти  поз. 5. 

Подогретая нефтяная эмульсия после теплообменников Т-1/1¸14 поступает в горизонтальные отстойники ступени обезвоживания ГО-1¸8, работающие параллельно (имеется возможность работать последовательно в две ступени, по 4 ГО в каждой). В отстойниках ГО-1¸8 происходит отстой и отделение от нефти воды и значительного количества растворенных в ней солей. Для увеличения температуры нефтяной эмульсии схемой предусматривается вариант  подачи горячей нефти в количестве  20 ¸ 60 м³/час с температурой 125 ¸ 140 ^оС после печей блока стабилизации на прием отстойников ГО-1¸8.

В горизонтальных отстойниках ГО-1¸8 рабочее давление 4,5 ¸ 5,2 кгс/см² измеряется манометром поз.4,5, регулируется регулирующим клапаном поз. 16  В отстойниках ГО-1¸8 слой воды контролируется первичными приборами поз. 18,21,24,27,30,33,36,39. Сигналы с них поступает на вторичные приборы, которые в зависимости от уровня раздела фаз управляют регулирующими клапанами сброса воды поз. 19,22,25,28,31,34,37,40. Содержанием воды в нефти измеряется после отстойников ГО-1¸8 влагомером сырой нефти  поз. 41

Из горизонтальных отстойников ступени обезвоживания ГО-1¸8 нефть поступает в шаровые отстойники ШО-1¸4 II и III ступени обессоливания, где происходит окончательный процесс обезвоживания и обессоливания нефти.

Перед ступенью обессоливания в нефть насосами Н-7/2,3 подается теплая пресная вода с температурой 25 ¸ 35 ^оС из системы циркуляционного водоснабжения в количестве  6 ¸ 30 м³/час.

В шаровых отстойниках ШО-1¸4 рабочее давление 3 ¸ 4,5 кгс/см² регистрируется по месту манометрами поз. 43,46,49,52. Водяная подушка в отстойниках ШО-1¸4 контролируется первичными приборами поз. 44,47,50,53. Сигнал с них поступает на регулирующие клапаны сброса воды поз. 45,48,51,54. Расход теплой пресной воды, подаваемой в нефть, измеряется диафрагмой камерной , регулируется регулирующим клапаном . Содержанием воды в нефти измеряется после отстойников ШО-1¸4 влагомером сырой нефти  поз. 55.

Из отстойников ступени обессоливания ШО-1¸4 нефть, обезвоженная и обессоленная до установленной нормы (содержание воды не более 0,5 % масс., солей не более 100 мг/л) поступает в буферную емкость Е-7/2. Обезвоженная и обессоленная нефть из емкости Е-7/2 направляется  на блок стабилизации.

В емкости Е-7/2 максимальный и минимальный уровень регистрируются датчиками-реле уровней поз. 56 и поз. 57. Превышение давления в Е-7/2 (до 4,5 кгс/см²) регистрируется датчиком избыточного давления поз. 70, подача нефти из Е-7/2 регулируется через регулирующий клапан

Сбрасываемый дренаж (водонефтяная эмульсия), отделившаяся в отстойниках обессоливания и обезвоживания, содержащая остаточный реагент-деэмульгатор с температурой 25 ¸ 40 ^оС подается в сырую нефть перед технологическими резервуарами САТП.

3.2.        Блок стабилизации нефти

Обезвоженная и обессоленная нефть из буферной емкости Е-7/2 насосами перекачки Н-3/1,2,3 прокачивается через теплообменники группы Т-2/1¸8, нагревается до температуры 90 ¸ 120 ^оС теплом стабильной нефти, отводимой из куба стабилизационной колонны К-1.

Расход нефти после насосов Н-3/1,2,3 измеряется диафрагмой камерной поз. 169. Давление и температура нефти на входе и выходе Т-2/1¸8 по месту измеряется манометрами поз. 165 и поз. 167. Температуры обессоленной и стабильной нефти на входе и выходе Т-2/1¸8 регистрируются датчиками температуры поз. 164,168 .

Нефть из Т-2/1¸8 проходит через печь П-1¸3 тип  ПБ-20, где нагревается до  температуры 130-150 ^оС. В качестве топлива в печи используется попутный нефтяной газ, поступающий со ступеней сепарации САТП через ГРП САУКПН, (резервный вид топлива – природный газ предусматривается использовать в перспективе).

Расход обессоленной нефти в четырехпоточной печи ПБ-20 - 1¸3 измеряется диафрагмой камерной поз.189,190,193,194  или (210,211,214,215; 231,232,235,236) . Давление обессоленной нефти перед печью контролируется по месту приборами поз. 192,196. (213,217; 234,238) Тяга в печи П-1¸3 измеряется приборами по месту. Расход топлива при входе в печь П-1¸3 регулируется регулирующими клапанами поз. 177, поз.186 (212,216; 233,237) по температуре нефти на выходе из змеевиков печи П-1¸3. Давление топлива в печь регистрируется датчиком давления.  Общий расход топлива в печь П-1¸3 регулируется регулирующим клапаном поз. 138а. Температура дымовых газов на  выходе из печи регистрируется приборами поз. 180-185,176,178,179 или (201-206,197,199,200; 222-227, 218,220,221) Предусмотрена отсечка подачи топливного газа к печам с подачей светозвуковой сигнализации:

• при падении давления в газовой линии менее 1,5 кгс/см²;
• при снижении расхода нефти менее 200 м³/час;
• при превышении температуры нефти более 200 ^оС;
• при отсутствии воздуха КИП.

В случае автоматической осечки топливного газа к печам повторная подача топливного газа к печам и розжиг горелок производится автоматически.

Из печи П-1¸3 нефть поступает на 1-ю и/или 11-ю тарелки колонны К-1, где обезвоженная и обессоленная нефть подвергается ректификационному разделению с получением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), растворителя парафинов (РП) и стабильной нефти.

С  верха колонны К-1 выделяются пары легких фракций углеводородов с температурой 120 ¸ 130 ^оС и направляются теплообменник КХ-4, где пары легких фракций углеводородов охлаждаются до температуры 80-90^оС при давлении от 5 до 5,5 кгс/см² для конденсации паров фракции С_6+выше и паров воды. Далее газожидкостная смесь легких фракций углеводородов поступает в вертикальный сепаратор С-1 V=50 м³ для отделения жидкой фазы углеводородов С _6+выше и воды. Затем паровая фаза легких углеводородов поступает в аппараты воздушного охлаждения типа АВО(З) -1,2, конденсаторы-холодильники КХ-1 кожухотрубчатого где типа   охлаждаются до температуры 10-15 ^оС и конденсируются собираются в рефлюксной емкости Е-4. В качестве холодного теплоносителя в конденсаторе-холодильнике КХ-1 используется вода из системы циркуляционного водоснабжения, а в конденсаторе-холодильнике КХ-4 используется часть сырой нефти, поступающей на подготовку. Несконденсированный газ (газ стабилизации) из рефлюксной емкости Е-4 - направляется в систему сбора газа ( II ступени сепарации САТП).

Незначительная часть жидкой фазы из емкости Е-4 - широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) насосами Н-6/1,2,3 при температуре не более 10-15 ^оС подается на орошение верха К-1 для поддержания температурного режима в колонне. Балансовое количество ШФЛУ направляется в буферные емкости Е-1¸5 бензосклада САУКПН.

Отделившаяся часть фракции С_6+выше поступает в конденсаторы-холодильники КХ-2, КХ-3, где  охлаждается до температуры 20 ¸ 30 ^оС и поступает в рефлюксные емкости Е-8,  Е-9. В емкостях Е-8, Е-9 происходит при снижении давления отделение легких фракций из фракции бокового погона. Газ, выделившийся в емкостях Е-8, Е-9 направляется в систему сбора газа (II ступени сепарации САТП). Жидкая фракция бокового погона - растворитель парафинов из емкостей Е-8, Е-9  отводится на узел отпуска нефти и растворителя парафинов нефтяного.

Вода, выделившаяся в С-1 с температурой 80-90^оС под собственным давлением 5-5,5 кгс/см² поступает в емкость Е-7/1 для повторного использования в технологическом процесса. 

Кубовый остаток - стабильная нефть отводится из стабилизационной колонны К-1 под давлении 5,0 – 5,6 кгс/см², при температуре 130 ¸ 160^оС через теплообменники Т-2/1¸8, теплообменники Т-1/1¸14, где стабильная нефть отдает тепло сырой нефти, идущей на подготовку и далее с температурой 26 - 32 ^оС поступает на ступень горячей сепарации САТП и далее в технологические резервуары готовой нефти САТП.

Температура  верха колонны К-1 поддерживается автоматически: с датчика  температуры ТСП поз.102  сигнал подается на вторичный прибор АРМ-оператор, где выводятся показания температуры верха, с него регулирующим клапаном поз. 101 регулируется подача орошения в К-1 через диафрагму камерную поз. 100. Для контроля температуры на разных уровнях колонны К-1 установлены датчики ТСП на верху - 103, в низу - поз. 105. Давление верха и низа колонны К-1 регистрируется по месту манометрами поз. 97. Уровень нефти в колонне К-1 регистрируется датчиком-реле поз. 104,108 с показанием уровня. Регулирование уровня нефти в кубе К-1 производится через регулирующий клапан поз. 109 по уровнемеру поз. 104,108

Температура парового потока на входе и выходе в аппараты воздушного охлаждения АВЗ-1,2 регистрируется датчиками температуры поз.  110, 114. Давление паров на входе в АВЗ-1,2 регистрируется датчиком избыточного давления поз. 111

Температура парожидкостной смеси на выходе из конденсаторов-холодильников КХ-1 и КХ-4 регистрируется датчиками температуры поз.  115.

Давление в рефлюксной емкости Е-4 регистрируется датчиком избыточного давления поз.116, отвод газа стабилизации через регулирующий клапан поз. 117. Балансовое количество ШФЛУ регулируется по уровню в емкости Е-4 поз. 118, отводится через регулирующий клапан поз. 119, расход регистрируется счетчиком поз. 132. Подтоварная вода из Е-4 отводится автоматически через клапан по межфазному уровню поз. 118.

Давление в емкостях Е-8, Е-9 регистрируется датчиком избыточного давления. Отвод газа, выделившего в Е-8, Е-9, производится через регулирующий клапан. Расход растворителя парафинов измеряется расходомером на УОНиРПН. Для контроля температуры растворителя парафинов на выходе с КХ-2,3 установлены датчики температуры поз. 133. Подтоварная вода из Е-9 отводится автоматически через клапан по межфазному уровню поз. 136.

Расход стабильной нефти в товарный парк САТП измеряется диафрагмой камерной поз. 3, давление нефти по месту измеряются манометром поз. 8, регистрируется датчиком избыточного давления поз. 7. Содержанием воды в стабильной нефти измеряется влагомером сырой нефти  поз. 6. 

Давление воздуха КИП на САУКПН регулируется по давлению в воздушных ресиверах поз.239-243 автоматическим включением – отключением компрессоров.

Схемой предусматривается возможность работы установки без блока стабилизации. В этом случае обезвоженная и обессоленная нефть из емкости Е-7/2 насосом перекачки Н-3/1,2,3 прокачивается через печь П-1¸3, теплообменник Т-1/1¸14 и с температурой 30 ¸ 45 ^оС, минуя теплообменник Т-2/1¸8 и стабилизационную колонну К-1, поступает на ступень горячей сепарации и далее в технологические резервуары готовой нефти товарного парка САТП.

Все сосуды на САУКПН, работающие под давлением, снабжены предохранительными клапанами ППК. Сброс с предохранительных клапанов при повышении давления с горизонтальных ГО-1¸8 и шаровых ШО-1¸4 отстойников осуществляется в дренажную емкость Е-9 (ГО-9), далее в дренажную емкость САТП. Сброс с предохранительных клапанов при повышении давления со стабилизационной колонны К-1, с печей П-1¸3,  сепараторов и буферных емкостей осуществляется на факел через подфакельную емкость.

Освобождение аппаратов и трубопроводов перед ремонтом производится в дренажную емкость САТП, с откачкой погружным насосом в резервуары сырой нефти в САТП или в «голову» процесса.

При САУКПН имеется:

• бензосклад;
• система циркуляционного водоснабжения;
• газораспределительный пункт ГРП;
• компрессорная станция.