97509

Оценка работоспособности технологического оборудования установки первичной подготовки нефти

Дипломная

География, геология и геодезия

Назначение, состав и классификация магистральных трубопроводов. Конструктивные решения магистральных трубопроводов. Трубы для магистральных нефтепроводов. Свойства нефти. Характеристика установки первичной подготовки нефти. Основные функции автоматизированной системы управления. Системы автоматики установки первичной подготовки нефти.

Русский

2015-10-19

2.4 MB

1 чел.

Содержание: Брюхов

Введение

1. Общая часть

  1.  Назначение, состав и классификация магистральных трубопроводов
    1.  Конструктивные решения магистральных трубопроводов
    2.  Трубы для магистральных нефтепроводов
    3.  Свойства нефти
  2.  Специальная часть
    1.  Характеристика установки первичной подготовки нефти
    2.  Основные функции автоматизированной системы управления 
    3.  Технологический процесс
    4.  Системы автоматики установки первичной подготовки нефти
    5.  Расчет электродегидратора
    6.  Оборудование установки подготовки нефти

3.Экономическая часть

3.1. Теоретические сведения  о материальном балансе производства

3.2. Материальный баланс первой ступени сепарации

3.3. Материальный баланс второй ступени сепарации

3.4. Расчет материального баланса сброса воды

3.5. Общий материальный баланс установки

4. Охрана труда

4.1. Опасные, вредные факторы

4.2. Техника безопасности при обслуживании оборудования

4.3. Пожарная безопасность на объектах нефтегазового комплекса 

4.4. Мероприятия по охране окружающей среды

Заключение

Список литературы

Приложение 1 «Схема установки первичной подготовки нефти»

Приложение 2 «Схема магистрального нефтепровода»

Приложение 3 «Схема датчика»


Введение

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Блочные автоматизированные установки для подготовки нефти, предназначены для эффективной роботы по нагреву, обезвоживанию и обессоливанию нефтяной эмульсии и для завершительного процесса приготовления товарной нефти.

На современном этапе, подготовка нефтяного сырья к его транспортированию и последующей переработке, как правило, происходит при помощи двух способов – с использованием комплекса дорогостоящего оборудования, которое состоит из печи для нагрева нефтяной эмульсии, деэмульсатора, устройства по обессоливанию, отстойника, обезвоживанию нефти, а также сепаратора, или же с помощью иностранного горизонтального трехфазного сепаратора формата «heater-treater».

Взяв во внимание положительный опыт использования комплексов для сепарации нефтяной эмульсии в Российской Федерации, отечественные специалисты в ходе процесса реализации программы по замещению импортной техники на отечественную, создали конструкцию для комплексной (УПН) установки подготовки нефти в которой расположена еще одна дополнительная секцией обессоливания. Она за своими техническими характеристиками и функциональностью не уступает наилучшим экземплярам ведущих иностранных производителей, а в некоторых параметрах, даже превосходит свои зарубежные аналоги.

Преимущества отечественных установок подготовки нефти 
Использование современных технических решений при конструировании установок, дает возможность значительно сократить объемы агрегатов, а также их металлоемкость, объединить в одном модуле некоторые технологические процессы и улучшить качество переработки нефти:

  •  в нефтяной среде – для улучшения нагревательного процесса эмульсии, повышения долговечности работы комплекса;
  •  использование распределительных насадок для подведения пресной воды и желобов в секции по обессоливанию – для улучшения качества промывки поступающего нефтяного сырья от минеральных солевых отложений;
  •  обеспечение специальными гидродинамическими коалесценторами – для усовершенствования эффективности процесса разрушения и разделения нефти;
  •  установки используют современный АСУ ТП, который обеспечивает: контроль и вмешательство в технологический процесс; повышение уровня надежности и безопасности эксплуатации установок; комфортабельность работы персонала; улучшение уровня достоверности и оперативности сбора нужной информации, а также уменьшение трудоемкости работы по сборке, обработке и представлении информации. Это можно достичь при помощи использования современного технического и программного оборудования, а также используя более точные и надежные датчики и исполнительные механизмы.

Экономическая эффективность во время работы УППН обозначена следующими факторами:

  •  упрощение технологии подготовки нефтяного сырья;
  •  уменьшение затрат энергоресурсов;
  •  снижение денежных затрат на обустройство объекта;
  •  покупка и установка лишь одного многофункционального аппарата;
  •  снижение количества персонала, который используется при обслуживании установок;
  •  значительное снижение трудоемкости работы по сборке, обработке и предоставление информации о протекании технологического процесса.
  •  Общие затраты на покупку и использование установки подготовки нефти, являются не такими значительными, как во время приобретения продукции иностранного производства. Также следует отметить более высокие качества подготовки нефтяного сырья. Комплексы УППН стают актуальными для незначительных месторождений нефти, где использовать большие установки – не рентабельно.

Целью дипломного проекта является оценка работоспособности технологического оборудования установки первичной подготовки нефти.  

Задачи дипломного проекта:

  1.  Провести анализ работы технологического оборудования в действительных условиях.
  2.  Выполнить расчет электродегидратора
  3.  Выполнить экономический расчет
  4.  Определить мероприятия по повышению эффективности оборудования.


1 Общая часть

  1.  Назначение, состав и классификация магистральных трубопроводов

К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:

  •  природного газа или нефтяного углеводородного газа из районов их добычи до мест потребления;
  •  искусственного углеводородного газа от мест производства до мест потребления;
  •  сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана и их смесей) из мест производства до мест потребления;
  •  нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
  •  нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов ил нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
  •  товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефте- и нефтепродуктоперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.

Нефть из скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения – установку комплексной подготовки нефти, на которых она отстаивается, обезвоживается, очищается от различных примесей, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию, а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями нефть перекачивается до конечной насосной станции, а затем потребителю.

Состав магистрального нефтепродуктопровода аналогичен составу нефтепровода, отличие заключается в том, что нефтепродуктопровод имеет большее число отводов к нефтебазам. 

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра подразделяются на четыре класса:

I - от 1000 до 1400мм

II - от 500 до 1000мм

III - от 300 до 500мм

IV - менее 300мм

В зависимости от физико-химических свойств и рабочих параметров (давления Р и температуры Т)  на категории: B, I, II, III, IV

Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m

В - 0,60

I - 0,75

II - 0,75

III - 0,90

IV - 0.90

 По своему назначению трубопроводы делятся:

  •  промысловые
  •  распределительные
  •  магистральные
  •  технологические.

1.2 Конструктивные решения магистральных трубопроводов

1.2.1 Способы прокладки трубопроводов

Магистральные трубопроводы, как правило, прокладывают подземно. В исключительных случаях трубопроводы могут быть проложены по поверхности земли в насыпи (наземно) или на опорах (надземно). Такие прокладки допускаются в пустынях, горах болотах, на вечномерзлых и неустойчивых грунтах, на переходах через естественные и искусственные препятствия.

Прокладка трубопровода осуществляется одиночно или в составе параллельных трубопроводов в общем техническом коридоре. Число ниток в техническом коридоре регламентируется предельным количеством суммарного объема транспортируемого продукта.

Глубина заложения трубопровода (от верха трубы) зависит от диаметра, характеристик грунтов местности и должна быть не менее (в м):

при условном диаметре менее 1000мм

0,8

при условном диаметре 1000мм и более

1

на болотах и торфяных грунтах подлежащих осушению

1,1

в песчаных барханах (считая от межбарханных впадин)

1

в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин

0,6

на пахотных и орошаемых землях

1

при пересечении искусственных каналов (от дна каналов)

1,1

Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности.

Расстояния между параллельными нитками (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу) следует принимать из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации.

Ширина траншеи по низу принимается не менее (мм):

  •  для трубопроводов диаметром до 700 - D
  •  для трубопроводов диаметром 700 и более ~1,5D
  •  при диаметрах 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5, ширину траншеи допускается уменьшить до D+500 мм.

1.2.2 Изоляционные покрытия

Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям

  •  Обладать высокими диэлектрическими свойствами
  •  Быть сплошными
  •  Быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими
  •  Конструкция покрытий должна допускать возможность механизации их нанесения на трубы, а используемые материалы должны быть недорогими, недефицитными и долговечными

В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др. Наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспорта нефти получили покрытия на основе битумных мастик. Они представляют собой многослойную конструкцию, включающую грунтовку, мастику, армирующую и защитную обёртки. Грунтовка представляет собой раствор битума в бензине. После ее нанесения бензин испаряется и на трубе остается тонкая пленка битума, заполнившего все микронеровности поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей прилипаемости основного изоляционного слоя – битумной мастики – к трубе. Битумная мастика представляет собой смесь тугоплавкого битума, наполнителей и пластификаторов. Каждый из компонентов мастики выполняет свою роль. Битум обеспечивает необходимое электросопротивление покрытия, наполнители – механическую прочность масти, пластификаторы – ее эластичность. Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150-180 С. Расплавляя тонкую плёнку битума, оставшуюся на трубе после испарения грунтовки, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую прилипаемость покрытия.

Битумная мастика может наноситься в один или два слоя. В последнем случае между слоями мастики для увеличения механической прочности покрытия наносят слой армирующей обертки из стеклохолста. Для защиты слоя битумной пластикой от механических повреждений она покрывается сверху защитной оберткой.

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 С. При более высоких температурах применяются полимерные изоляционные покрытия. Порошковые полиэтиленовые покрытия выдерживают температуру до 70 С, а эпоксидные – 80С, полиэтиленовые липкие ленты – 70С.

Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее время мощности по выпуску изолированных труб ограничены. Поэтому наиболее широко применяются покрытия на основе полимерных липких лент. Сначала на трубу наносится полимерная или битумно – полимерная грунтовка, затем полиэтиленовая или поливинилхлоридная изоляционная липкая лента и защитная обертка. Толщина изоляционного покрытия нормального типа 1.35-1.5 мм, а усиленного 1.7мм.

Полимерные покрытия обладают высоким электросопротивлением, очень технологичным, однако они легко уязвимы – острые выступы на поверхности металла или камушки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая её сплошность. С этой точки зрения они уступают покрытиям на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Но и битумные покрытия имеют недостатки: с течением времени они теряют эластичность, становятся хрупкими и отслаиваются от трубопровода.

1.2.3 Электрохимическая защита трубопроводов

Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, в строительных нормах и правилах отмечается, что защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

1.3 Трубы для магистральных нефтепроводов

Трубы магистральных нефтепроводов изготавливают из стали, т.к это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надёжный материал. 
По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные – при диаметрах 219 мм и выше.

Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0С и выше, температура строительства –40С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации –20С…..-40С, температура строительства –60С). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали.
Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей.

1.4 Свойства нефти

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2ni; ароматические – СnH2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится  82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (r) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.

 Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти. 

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.  Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (m). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па·с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей – мПа·с. Так, пресная вода при температуре 200С имеет вязкость 1 мПа·с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа·с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа·с и несколько тысяч мПа·с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2¸4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом вязкости т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 200С. 

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность от 730 до 980¸1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю легких нефтей (с плотностью до 870 кг/м3) в общемировой добыче приходится около 60% (в России – 66%), на долю средних нефтей (871¸970 кг/м3) в России – около 28%, за рубежом – 31%; на долю тяжелых (свыше 970 кг/м3) – соответственно около 6% и 10%. Вязкость изменяется в широких пределах (при 500С 1,2 ¸ 55·10-6м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Другое основное свойство нефти – испаряемость.  Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание  в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В  пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти  bн колеблются в пределах 0,4¸14,0 ГПа-1, коэффициент bн определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50¸60%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом «в». Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом = . Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями.

Усадка - Vпл - Vн / Vпл = 1 – 1/b

где:
Vпл и Vн — объемы нефти соответственно в пласте и на поверхности; 
b — объемный коэффициент пластовой нефти.

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1. Характеристика установки первичной подготовки нефти

Установки первичной переработки нефти являются основными в современной нефтеперерабатывающей отрасли, позволяют получать все основные виды топлив, а также сырье для вторичных процессов и нефтехимии.

Технические характеристики                                        Таблица 2.1

Наименование параметра

 УПН- 250

  УПН-500

  УПН-1000

  УПН-3000

Производительность по нефтяной эмульсии, кг/с (т/сут.) в пределах

1,4-2,89 (125-250)

2,8-5,78 (250-500)

2,8-5,78 (500-1000)

2,8-5,78 (1000-3000)

Давление нефтяной эмульсии, МПа, не более

0,6

Содержание воды в нефтяной эмульсии, % масс., не более

30

Вязкость нефти при 20°С, м2/с (сСт), не более

50 х 10-6(50)

Температура нагрева нефтяной эмульсии,°С, не более

80

Массовая доля воды на выходе из установки, %, не более

0.5

Концентрация хлористых солей на выходе установки, мг/дм3, не более

100

Вес установки, не более, кг

12 000

20 000

35 000

50 000

Топливо

Природный или попутный осушенный газ с содержанием сероводорода, не более, 0,002% масс

Давление топливного газа на входе в установку, МПа, в пределах

0,3 - 0,6

Расход газа (при теплоте сгорания газа 33500 Дж/нм3) нм3/ч, не более

45

85

170

510

КПД установки (тепловой), %, не менее

80

Масса установки, т, не более

12

20

35

50

Установка первичной подготовки нефти выполнена единым модулем горизонтальной компоновки и включает блоки: технологический, регулирования, подготовки топлива, а также средства автоматизации, которые повышают эффективность управления технологическими процессами и обеспечивают контроль их основных параметров.

  •  Технологический блок состоит из секции нагрева и коалесценции, секции обессоливания, и секции окончательной коалесценции и отбора нефти. Внутренняя поверхность сосуда защищена от коррозии специальным антикоррозийным покрытием, обеспечивающим долговечную и надежную работоспособность установки.

Поступающий поток нефти движется в установке горизонтально, что является оптимальным вариантом применительно к обработке нефти. Подобный подход облегчает каплеобразование и отделение воды по всей длине установки.

  •  Секция нагрева и коалесценции представляет собой либо одну жаровую трубу, расположенную горизонтально, либо две жаровые трубы, расположенные вертикально, в зависимости от объема установки. Жаровые трубы находятся в эмульсионной среде и имеют специально разработанную U-образную форму с расчетной поверхностью нагрева. К одному из концов жаровых труб присоединена горелка, оснащенная пламегасителем. Розжиг горелки производится кнопкой «Розжиг», при этом включается блок искрового розжига (БИР); после включения БИР через 5–10 секунд открывается клапан-отсекатель на линии входа топливного газа к горелке с отображением наличия пламени на графическом дисплее шкафа управления. После появления пламени поступает команда на открытие регулирующего клапана на линии входа топливного газа к горелке. В качестве топлива используется попутный газ, который поступает из установки. Пройдя через регулирующий клапан и расходомер, газ направляется в газосепаратор, где отделяется свободная вода, и далее – в нагревательный змеевик, расположенный в секции нагрева. Нагрев газа предотвращает конденсирование жидкости в трубопроводе системы горения. Для предотвращения прогара жаровых труб на их стенках расположены термопары, которые предупреждают повышение температуры стенки выше нормы, автоматически закрывая клапан входа топливного газа к основной горелке.
    Нефтяная эмульсия поступает через входной штуцер и дроссельный клапан, с помощью которого регулируется расход жидкости. Поток направляется вокруг жаровых труб в нижнюю секцию установки. Тепло передается через стенки жаровых труб и нагревает нефтяную эмульсию, а продукты сгорания выводятся вверх через другой конец жаровой трубы. Температура нагрева эмульсии контролируется специальным датчиком, сигнал с которого также подается на регулирующий клапан входа топливного газа. Нагревом достигаются две цели: разность плотностей нефти и воды увеличивается, а вязкость нефти уменьшается. Оба эти фактора в соответствии с формулой закона Стокса увеличивают скорость, с которой водные частицы, содержащиеся в нефти, оседают. Нефть, обладая более низкой плотностью, поднимается на поверхность водяной фазы. Уровень нефти, а также уровень раздела фаз «вода–нефть» автоматически регулируются и измеряются посредством датчиков уровня, подающих сигнал соответственно на входной клапан и на клапан сброса воды. В ходе процесса происходит также отделение газа, который направляется непосредственно вверх в газовую секцию.
  •  Пройдя секцию жаровых труб, нефть, очищенная от большей части воды, поступает в секцию коалесценции. Секция коалесценции состоит из нескольких коалесцентных блоков, каждый из которых представляет собой сетки с определенной расчетной площадью, выполненные из нержавеющей проволоки. Расчет этих блоков-секций, их количество и размеры зависят от рабочих условий рассматриваемой установки и физико-химической композиции обрабатываемой нефти. Отверстия сеток, через которые проходит нефть, повышают число Рейнольдса, что способствует слиянию мельчайших частиц воды в более крупные капли. На самих сетках также осаждаются мелкие частицы воды, сливающиеся в крупные капли и затем выпадающие из нефти. Применяемые коалесцентные сетки такого типа чрезвычайно практичны и эффективны в эксплуатации, препятствуют загрязнению нефти песком, осадками и асфальтенами. После коалесценции нефть переливается через разделительную перегородку в секцию обессоливания.
  •  Секция обессоливания состоит из специальных желобов и водораспределительной системы, состоящей из коллектора подачи воды и отходящих от него трубок с распределительными насадками. Нефть стекает по желобам вниз; пресная вода, пройдя через нагревательный змеевик, расположенный в секции нагрева, подается в коллектор и через трубки с распределительными насадками впрыскивается в нефть и смешивается с ней. Уровень нефти и уровень раздела фаз «нефть–вода» в этой части установки измеряется и регулируется с помощью датчиков уровня, подающих сигнал на соответствующие клапаны. Поверхность раздела фаз «нефть–вода» располагается ниже распределительных труб, ведущих в заключительную секцию – секцию окончательной коалесценции и отбора нефти.
  •  Нефть и остаточная часть обессоливающей воды поступают через распределительные трубы снизу вверх в секцию окончательной коалесценции и отбора нефти благодаря давлению в сосуде и насосам, откачивающим нефть. Нефть направляется вверх, проходя через специальный блок коалесценции, и далее через нефтеотборник на выход из сосуда. Блок коалесценции, имеющий специальную конструкцию, отделяет оставшуюся воду от нефти перед ее выходом. Уровень нефти регулируется и измеряется датчиком уровня. При повышении определенного уровня нефти в секции автоматически включаются насосы откачки нефти. Расход нефти на выходе измеряется расходомером. На выходной части установки предусмотрены пробоотборники для извлечения образцов жидкости с различных уровней с целью определения чистоты выходящих продуктов.
  •  Система очистки от песка и механических примесей. При подготовке нефти в сосуде осаждается значительное количество песка и других механических примесей. Система предусматривает ручную периодическую очистку от примесей без прекращения процесса. Вода под высоким давлением выпускается из ряда инжекционных насадок в трубах, расположенных по длине аппарата. Струя воды подсекает отложения песка и удерживает его в суспензии, которая при открытии дренажных клапанов поступает в специальные накопители песка, расположенные по длине сосуда в нижней его части, откуда идет на сброс из установки.
  •  Блок регулирования. Работа блока заключается в измерении и регулировании расхода поступающей нефтяной эмульсии. Блок регулирования представляет собой утепленное помещение, расположенное на утепленном основании. В помещении блока расположены: трубопровод входа нефтяной эмульсии, трубопровод выхода нефти, трубопровод выхода воды, емкость пробоотборников, вентилятор, обогреватель электрический, извещатели пожарные, датчики-сигнализаторы загазованности и дренажный трубопровод выносных сосудов.
  •  Блок подготовки топлива. Блок подготовки топлива выполнен в виде утепленного шкафа, имеющего остекленные двери и штуцера входа газа из технологического блока, входа газа от постороннего источника, выхода газа с установок, выхода газа к основным и запальным горелкам, выхода газа на свечу. В блок подготовки топливный газ поступает из технологического блока или постороннего источника, проходит очистку в фильтре, регулирование давления регулятором, регулирование расхода в зависимости от значения температуры нефтяной эмульсии в технологическом блоке регулирующим клапаном. К горелкам топливный газ подается через последовательно установленные электромагнитные клапаны и два клапана.

Рисунок 2.1 Принципиальная схема установки подготовки нефти  

  •  Комплекс средств автоматизации. Установка подготовки нефти оснащена системой автоматизированного управления, которая позволяет производить дистанционный и местный контроль и изменение технологических параметров, их автоматическое регулирование и функции противоаварийной защиты.


2.2 Основные функции автоматизированной системы управления

Автоматическое регулирование технологических параметров, включающих: 
- измерение и регулирование температуры жидкости в секции нагрева;
- измерение и регулирование давления в аппарате;
- измерение и регулирование расхода жидкости (продукта скважин) на входе установки;
- измерение и регулирование уровня нефти в емкости; 
- измерение и регулирование уровня раздела фаз «вода – нефть» в секции предварительного сброса воды (секция нагрева);
- измерение и регулирование уровня раздела фаз «вода – нефть» в секции обессоливания нефти;
- регулирование давления топливного газа на общей линии входа газа к горелкам (до основного отсекателя):
- регулирование давления топливного газа к запальной горелке.

Контроль и измерение технологических параметров:
- расхода нефти на выходе установки;
- расхода газа на выходе установки;
- расхода пластовой воды на выходе установки;
- расхода пресной воды на установку для обессоливания нефти;
- температуры газа на выходе установки;
- положение регулирующих органов клапанов;
- давления топливного газа на входе основной горелки;
- давления топливного газа на входе основной горелки;
- давления топливного газа в газосепараторе;
-давления жидкости на входе установки.

  •  Автоматическое ведение журнала событий и аварийных сообщений.
  •  Противоаварийную защиту установки подготовки нефти.
  •  Предупредительную и аварийную сигнализацию при отклонениях технологических параметров от предельных значений.

Система автоматизации установки подготовки нефти обеспечивает:

  •  местный визуальный контроль основных параметров технологического процесса;
  •  автоматический вывод установки на заданный рабочий режим (продувка, контроль загазованности в топках, розжиг запальных горелок и основных горелок, вывод на режим);
  •  автоматическое поддержание заданного технологического режима работы установки;
  •  плановую автоматическую остановку установки;
  •  аварийную автоматическую остановку и блокировку программы пуска установки с подачей звуковой и световой сигнализации при отклонении от установленных значений основных технологических параметров: 
    - повышение загазованности в помещениях блоков регулирования и подготовки топлива; 
    - повышение давления эмульсии на входе в установку;
    - понижение уровня эмульсии в секции нагрева;
    - снижение разряжения в дымовых трубах;
    - снижение давления топливного газа перед горелками;
    - повышение давления топливного газа перед горелками;
    - погасание пламени в топках;
    - повышение температуры нагрева эмульсии; 
    - снижение расхода нагреваемого продукта;
    - повышение температуры уходящих дымовых газов;
    - неисправности каналов контроля пламени; 
    - отключение электроэнергии.

Комплект поставки установки подготовки нефти

  •  Блок технологический.
  •  Блок регулирования.
  •  Блок подготовки топлива
  •  Горелочные устройства;
  •  Трубы дымовые.
  •  Площадки обслуживания.
  •  Лестница;
  •  Средства автоматизации установки.

Установки подготовки нефти поставляется в максимальной заводской готовности к эксплуатации.

Проводятся пусконаладочные работы и сервисное обслуживание.

2.3 Технологический процесс подготовки нефти

Технологический процесс установки подготовки нефти (УПН) осуществляется следующим образом:

Частично обезвоженная нефть с обводненностью до 20%, температурой 35-45 °С и под давлением 0,14-0,2 МПа с установки УПСВ”Б” поступает в сепараторы С1-С3 для разгазированния нефти.

Сепараторы оборудованы приборами измерения уровня жидкости, давления, предельного уровня жидкости. Давление в сепараторах контролируется прибором МС-П2. Показания давления снимаются с вторичного прибора ПВ 101.Э, установленного на щите операторной. По месту давление в сепараторах контролируется по техническому манометру. Пределы регулирования давления в сепараторах С1-С3 до Р=0,00-0,0105 МПа. Уровень жидкости в сепараторах контролируется механическими уровнемерами и уровнемерами УБ-ПВ и регулируется пневмоклапанами типа “ВЗ”,установленными на трубопроводах по выходу нефти из каждого аппарата. Показания приборов УБ-Пв выводятся на вторичные приборы ПВ-101.Э установленные на щите операторной. Предельно-допустимый уровень в сепараторах контролируется прибором СУС-И. Предупредительная сигнализация срабатывает: по давлению при Рmax =0,015 МПа; по уровню жидкости при Hmin =0,7 м и Hmax =1,9 м. Аварийная сигнализация по уровню жидкости срабатывает при Нmax =2,1 м.

Разгазированная в сепараторах С 1-3 нефть через узел переключений задвижек поступает в технологические резервуары РВС-10000 №№ 2,4. Резервуары оборудованы приборами: замера уровня жидкости,контроля предельного верхнего уровня жидкости.межфазного уровня жидкости “вода-нефть”. Замер уровня жидкости в резервуарах производится по месту прибором УДУ-10. Контроль предельно-допустимого уровня жидкости в резервуарах осуществляется прибором СУС-И, сигнал от которого выведен на световое табло щита операторной. Предупредительная сигнализация срабатывает при уровне жидкости Hmax =10,5 м.

Контроль межфазного уровня “вода-нефть” осуществляется механическими фазоискателями специальной конструкции. Пределы регулирования межфазного уровня “вода-нефть” в пределах H=2,0-3,5 м.

В резервуарах №№ 2,4 происходит дальнейшее обезвоживание нефти путем гравитационного отстоя. Отстоявшаяся в резервуарах нефть с обводненностью до 10% по трубопроводу (“нефтяной стояк”) с высоты Н=4,5 м. поступает на технологические насосы ЦНС 300х120.

Насосы ЦНС 300х120 снабжены приборами контроля давления - по входу техническим манометром и ЭКМ ВЭ16РБ по входу; температуры подшипников насоса и элктродвигателя; утечки сальников. Утечка сальников насосов контролируется прибором ДУЖЭ-200М. Сигнал от прибора выведен на световое табло щита операторной. Срабатывает сигнализация и блокировка работы насосов: по давлению при Pmin = 0,9 МПа и Pmax = 1,3 МПа; температуре подшипников Tmax =70°С; предельно-допустимом уровне жидкости в стакане Hmax =0,1 м. В поток нефти на прием насосов ЦНС 300х120 через задвижки подается дозируемый расход реагента-деэмульгатора в количестве 20-35 г/тонну в зависимости от марки реагента. Поступившая на насосы ЦНС 300х120 нефть откачивается в общий коллектор перед печами - нагревателями ПТБ-10 №№ 1-4.

Нефть с установок УПС”є и УПСВ”2а” с обводненностью до15%, температурой 20-30°С и под давлением до 0,8 МПа, поступает также в общий коллектор перед печами ПТБ-10. В поток нефти перед коллектором подается дозируемый расход реагента-деэмульгатора в количестве 20-35 г/т.

Поступившая в коллектор нефть с установок УПС”є,УПСВ”2а” и выкида насосов ЦНС 300х120 смешивается и равномерно распределяется по печам-нагревателям, где нагревается до температуры t=45-50°С. Расход нефти через печь ПТБ-10 контролируется прибором расходомером типа “Норд-ЭЗМ” (печи ПТБ-10 №№ 1,2) и типа “Турбоквант” (печи №№ 3,4), установленным на трубопроводе выхода нефти из печи. Показания расходомера выведены на вторичный прибор КСУ2 и прибор идентичного типа, установленные в БУСе. Температура нефти на выходе из печи контролируется прибором ТСМ. Показания прибора выводятся на вторичный прибор КСМ2, установленный в БУСе и дублируется прибором КСМ2 на щите операторной. Температура дымовых газов контролируется прибором ТХА. Показания прибора выводятся на вторичный прибор КСП4, установленный в БУСе.

Давление нефти в трубопроводе на входе в печь контролируется ЭКМ ВЭ16РБ и техническим манометром. Сигнал от ЭКМ выводится в БУС. Стабильное давление газа на горелках печи поддерживается регулирующим клапаном РДБК, установленным в ГРУ печи. Для отключения газа на горелки печи, при отклонении его давления от заданных пределов, в ГРУ установлены пневматические клапаны-отсекатели, (печи № 3-4) и гидравлические клапаны-отсекатели КОГ (печи № 1-2), срабатывающие при Рmax =0,05 МПа и Рmin =0,005 МПа. Контроль пламени на горелках печи осуществляется прибором ПУИ-1. Во избежание аварийных ситуаций предусмотрена система блокировок по остановке печи по следующим параметрам:

  •  температуре нефти на выходе из печи, при tmax =60°С;
  •  давлению нефти в подводящем трубопроводе, при Рmin =0,2 МПа и Рmax =0,8 МПа;
  •  расходу нефти через печь, при Qmin =300 м3 /час;
  •  температуре дымовых газов на выходе из печи, при tmax =600-650°С;
  •  давлению газа на горелки печи, при Рmin =0,005 МПа и Рmax =0,05 МПа;
  •  давлению воздуха на горелки печи, при Ну =500 мм.вод.ст.;
  •  давлению воздуха на приборы КИП печи при Рmin =0,1 Мпа;
  •  контролю пламени на горелках печи.

Для аварийного отключения подачи газа на печь на газопроводе установлена электроприводная задвижка. Нагретая в печах-нагревателях ПТБ-10 №№ 1-4 до температуры 45-50°С нефть поступает в электродегидраторы №№ 1-4, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Электродегидраторы горизонтального типа.

Оборудованы электродегидраторы приборами: контроля электрического тока в фазах “А”, ”С” внешней цепи, межфазного напряжения внешней цепи; контроля и регулирования давления, межфазного уровня ”вода-нефть”. Электрический ток в каждой фазе контролируется отдельным амперметром, установленным на щите в операторной. Пределы контролирования тока J=0-240А. Межфазное напряжение внешней цепи контролируется вольтметрами, установленными на щите операторной. Пределы измерения напряжения U=0-500 В. Давление жидкости в электродегидраторах контролируется техническими манометрами и приборами МС-П2 показания от которых выводятся на вторичный прибор ПВ- 10.1Э, установленный на щите операторной. Регулируется давление пневматическими клапанами типа “В3”, установленными на трубопроводах выхода нефти из каждого электродегидратора. Пределы регулирования давления в электродегидраторах Р=0,3-0,8 МПа. Уровень раздела фаз “вода-нефть” контролируется механическими пробозаборными устройствами и приборами УБ-ПВ. Показания приборов выведены на вторичные приборы ПВ 10.1Э, установленные на щите операторной. Регулируется уровень раздела фаз пневмоклапанами типа “ВО”, установленными на трубопроводах выхода воды из электродегидраторов. Пределы регулирования уровня раздела фаз Н=0,5-1,3 м.

Во избежание аварийных ситуаций и безопасного ведения технологического процесса предусмотрена система блокировок по остановке электродегидратора в следующих случаях:

  •  при повышении электротока во внешних фазах цепи, Jmax >240А;
  •  при коротком замыкании цепи электротока в трансформаторе;
  •  при разгерметизации проходных изоляторов и утечке масла из узла ввода высокого напряжения;
  •  при выделении газа из нефти в электродегидраторе;
  •  при повышении давления в электродегидраторе Рmax >0,8 МПа;
  •  при открытой двери на площадке обслуживания трансформатора;
  •  при минимальном давлении воздуха на приборы КИП, Рmin <0,1 МПа.

Аварийная сигнализация срабатывает:

  •  при повышении электротока во внешних фазах, Jmax =240А;
  •  по межфазному уровню при Нmax >1,3 м.;
  •  по давлению при Рmax >0,8 МПа;
  •  при превышению уровня масла в узлах ввода фаз “А” и “В”;
  •  при разгерметизации проходных изоляторов и утечке масла из узлов ввода фаз “А” и “В”;
  •  при выделении газа из нефти в электродегидраторе.

При срабатывании аварийной сигнализации на щите операторной загорается световое табло с указанием параметра, по которому произошло срабатывание.

Обезвоженная нефть с обводненностью до 1% и температурой t=44 - 49°С из электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 поступает в сепараторы “горячей сепарации” С 4-6, объемом V=100 м3 каждый, для дальнейшего разгазирования нефти. Сепараторы оборудованы приборами измерения и контроля уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости. Давление в сепараторах контролируется техническими манометрами и приборами МС-П2. Показания приборов выводятся на вторичные приборы ПВ10.1Э, установленные на щите операторной. Пределы регулирования давления Р=0,0-0,005 МПа. Уровень жидкости в сепараторах контролируется механическими уровнемерами и приборами УБ-ПВ. Показания приборов УБ-ПВ выводятся на вторичные приборы ПВ 10.1Э, установленные на щите операторной. Регулируется уровень жидкости пневмоклапанами типа “ВЗ”, установленными на линиях выхода жидкости из препараторов. Пределы регулирования уровня жидкости Н=0,7-1,7 м. Предельно-допустимый (аварийный) уровень жидкости в сепараторах контролируется приборами СУС-И. Сигнал от приборов выведен на световое табло щита операторной.

Предупредительная сигнализация срабатывает по давлению при Рmax =0,005 МПа, по уровню жидкости в сепараторах при Нmin =0,7 м и Нmax =1,7 м. Аварийная сигнализация по уровню жидкости в сепараторах срабатывает при Нmax =2,0 м. Разгазированная нефть из сепараторов С4-С6 поступает в товарные резервуары РВС-10000 № 1,3 УПН и РВС-5000 №№ 1-2 УПСВ”Б”, откуда насосами ЦНС 300х360,насосной внешней откачки, откачивается на ФКСУ (ЦКПН НГДУ “Федоровскнефть”).

Газ после сепаратора С-3 УПСВ”Б” поступает в сепаратор ГС-3,где происходит улавливание капельной жидкости и конденсата. Газосепаратор оборудован приборами контроля давления, уровня жидкости. Давление в газосепараторе ГС-3 контролируется техническим манометром. Верхний и нижний уровень жидкости контролируется приборами СУС-1, сигнал от которых выведен на щит в котельную. Срабатывает предупредительная сигнализация по уровню жидкости при Нmin =0,5 и Нmax =1,0 м. Уловленный в газосепараторе конденсат и жидкость дренируется в подземную емкость ЕП-13, откуда при помощи насосного агрегата ЦА-320 откачивается в автоцистерну.

Газ из газосепаратора ГС-3 поступает в газосепаратор ГС-4 где происходит дополнительное отделение влаги от газа. Газосепаратор оборудован приборами контроля и измерения давления, уровня жидкости. Уровень жидкости в газосепараторе контролируется прибором УБ-ПВ. Показания прибора выводятся на вторичный прибор ПВ 10.1Э, установленный на щите операторной. Пределы измерения уровня Н=0,5-1,0 м. Давление в газосепараторе контролируется техническим и электроконтактным манометром ВЭ16РБ, а также прибором 13ДИ30. Показания прибора выводятся на вторичный прибор ПКР , установленный на щите операторной. Пределы поддержания давления в газосепараторе Р=0,15-0,3 МПа.

Из газосепаратора ГС-4 газ по отдельным трубопроводам поступает на печи ПТБ-10 № 1-2 и ПТБ-10 № 3-4. На трубопроводах установлены диафрагмы, для измерения количества газа подаваемого на печи. Показания диафрагм через преобразователи давления 13ДД11, выведены на вторичные приборы РПВ.4, установленные на щите операторной. Уловленные в газосепараторе конденсат и жидкость дренируются в подземную емкость ЕП-8.

Газ из сепараторов С 1-6 поступает на газокомпрессорную станцию. При поподании газового конденсата и капельной жидкости в газопровод (повышении давления в газопроводе и сепараторах и падении давления в газопроводе на приеме газокомпрессорной) предусмотрен дренаж жидкости из газопровода в подземные емкости ЕП-4,12. При остановке газокомпрессорной станции газ из сепараторов С1-С6, операторами компрессорной станции, переводится на факел низкого давления (ФНД-II), где сжигается. На газопроводе перед факелом,для улавливания капельной жидкости и газового конденсата, из трубы диаметром 720 мм и длиной L=8,0 м, смонтирован “сепаратор-расширитель” С-8. Уловленная в сепараторе-расширителе С-8 жидкость дренируется в ЕП-7.

Газ из установки УПСВ”Б” по отдельному газопроводу через сепаратор-расширитель С-7,смонтированный из трубы диаметром 720 мм, длиной 8,0 м и предназначенный для улавливания конденсата и жидкости, находящихся в газе, поступает на факел высокого давления (ФВД-I), где сжигается. Уловленная в “сепараторе-расширителе” С-7 жидкость дренируется в подземную емкость ЕП6.

Подтоварная вода с электродегидраторов ЭГ 1-4 через задвижки поступает в технологические резервуары РВС-10000 №№ 2,4 УПН. При необходимости предусмотрена подача подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ 1-4 через задвижку на прием технологических насосов ЦНС 300х120 УПН и в очистные резервуары РВС-5000 № 3-6 УПСВ”Б”. Подтоварная вода с технологических и товарных РВС-10000 УПН поступает на прием внутрипарковых насосов ЦНС 180х170 и откачивается в очистные резервуары РВС-5000 №№ 3-6 УПСВ”Б”.

Насосы ЦНС 180х170 оборудованы приборами контроля давления - по входу нефти техническим манометром и ЭКМ ВЭ16РБ по выходу; температуры подшипников насоса и электродвигателя; утечки жидкости через сальниковые уплотнения. Утечка жидкости через сальники насосов контролируется прибором ДУЖЭ-200М. Сигнал от прибора выведен на щит операторной. Срабатывает сигнализация и блокировка работы насосов: по давлению при Рmin =1,4МПа и Рmax = 1,9 МПа; температуре подшипников Тmax =70°С; предельно-допустимом уровне жидкости в стакане Нmax =0,1 м.

Нефтяная “пленка” с очистных резервуаров РВС-5000 № 3-6, а также водная “подушка” с товарных резервуаров РВС-5000 № 1-2 УПСВ”Б” поступает на прием насосов ЦНС 180х170 и откачивается:

  •  в технологические резервуары РВС-10000 №№ 2,4;
  •  на прием сырьевых насосов УПН ЦНС 300х120.

При необходимости раскачки одного из технологических или товарных резервуаров РВС-10000 №№ 1-4 нефть поступает на прием внутрипарковых насосов ЦНС 180х170 и откачивается:

  •  в работающие резервуары РВС-10000 № 2,4;
  •  на прием сырьевых насосов ЦНС 300х120.

Сброс с предохранительных клапанов СППК, сепараторов С 1-6, газосепаратора ГС-4 через “сепаратор-расширитель” С-8 осуществляется на факел низкого давления (ФНД).

Сброс с предохранительных клапанов электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферных емкостей БЕ1-БЕ2 осуществляется в газосепаратор ГС-1, сброс с предохранительных клапанов электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферных емкостей БЕ3-БЕ4 осуществляется в ГС-2. Газосепараторы ГС1-ГС2 оборудованы приборами контроля верхнего предельного уровня жидкости, давления. Давление в газосепараторах ГС1-ГС2 контролируется техническим манометром. Верхние предельно-допустимые уровни жидкости в газосепараторах контролируются приборами УБ-ПВ. Сигналы от приборов выведены на световое табло щита операторной и срабатывают при высоте уровня жидкости Нmax =1,8 м. Газ с газосепараторов ГС1-ГС2 через “сепаратор-расширитель” С-7 поступает на факел высокого давления (ФВД).

Жидкость дренируется:

  •  с газосепаратора ГС-1 в подземную емкость ЕП-4;
  •  с газосепаратора ГС-2 в подземную емкость ЕП-12.

Освобождение сепараторов С1-С3, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферных емкостей БЕ1-БЕ2, насосов ЦНС 300х120 №№ 1-5 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземные емкости ЕП2-ЕП3.

Освобождение сепараторов С4-С6, электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферных емкостей БЕ3-БЕ4, насосов ЦНС 300х120 №№ 6-10 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов производится в подземные емкости ЕП10-ЕП11.

Освобождение от нефти змеевиков печей ПТБ-10 осуществляется:

  •  ПТБ-10 №№ 1-2 в подземную емкость ЕП-1;
  •  ПТБ-10 №№ 3-4 в подземную емкость ЕП-9.

Дренаж газового конденсата уловленного в газосепараторе ГС-4 осуществляется в подземную емкость ЕП-8. Освобождение от жидкости насосов ЦНС 180х170 №№ 1-3 и дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземную емкость ЕП-5. Дренаж газового конденсата и жидкости с газосепаратора ГС-3 производится в подземную емкость ЕП-13.

Стоки промышленно-ливневой канализации поступают в подземные емкости ЕП14-ЕП15. Подземные емкости оборудованы механическими уровнемерами и приборами замера уровня жидкости:

  •  емкости ЕП1-ЕП5 - приборами УБ-ПВ;
  •  емкости ЕП6-ЕП7 приборами ДУЖЭ-200М;
  •  емкости ЕП9-НП12 приборами УБ-ПВ;
  •  емкости ЕП14-ЕП15 приборами УБ-ПВ.

Показания приборов замера уровня жидкости подземных емкостей ЕП1-ЕП4 и ЕП9-ЕП12 выведены на вторичные приборы ПКР и РПВ, установленные на щите операторной. Сигнал от приборов замера уровня жидкости подземных емкостей ЕП5-ЕП7 и ЕП14-ЕП15 выведен на световое табло щита операторной.

Пределы регулирования уровня жидкости подземных емкостей:

  •  ЕП1-ЕП4 - Н=0,5-1,8 м;
  •  ЕП5-ЕП8 - Н=0,5-1,5 м;
  •  ЕП 9-ЕП12 - Н=0,5-1,8 м;
  •  ЕП13-ЕП15 - Н=0,5-1,7 м.

Предупредительная сигнализация по уровню жидкости в емкостях срабатывает:

  •  ЕП1-ЕП4 при Нmin =0,5 м и Нmax =1,8 м;
  •  ЕП5 при Нmin =0,5 м и Нmax =1,5 м;
  •  ЕП6-ЕП7 при Нmax =1,5 м;
  •  ЕП9-ЕП12 при Нmin =0,5 м и Нmax =1,8 м;
  •  ЕП14-ЕП15 при Нmin =0,5 м и Нmax =1,7 м.

Жидкость с подземных емкостей погружными насосами откачивается:

  •  с емкостей ЕП1-ЕП4 в трубопровод выхода подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2;
  •  с емкостей ЕП5 на прием насосов ЦНС 300х120 №№ 1-5;
  •  с емкостей ЕП6-ЕП7 в технологические РВС-10000 № 1-4;
  •  с емкостей ЕП9-ЕП12 в трубопровод выхода подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ 3-4;
  •  с емкостей ЕП8 и ЕП13 агрегатом ЦА-320 в автоцистерну и сливается в илонакопитель установки УПСВ”Б”.

Газ с подземных емкостей поступает:

  •  с ЕП1-ЕП3 на факел низкого давления (ФНД);
  •  с ЕП4 на факел высокого давления (ФВД);
  •  с ЕП9-ЕП11 на факел низкого давления (ФНД);
  •  с ЕП12 на факел высокого давления.

2.4 Системы автоматики УППН

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки подготовки и перекачки нефти (УППН)

Назначение:

АСУ ТП УППН предназначена для автоматизации технологических процессов УППН, автоматизации деятельности специалистов по контролю и управлению технологическими процессами и производством, а также для оперативного информационного контроля технологического режима работы установки, высокоэффективного и безопасного управления технологическими процессами предварительной подготовки и перекачки нефти.

Технологически УППН может состоять из следующих основных блоков:

  •  Технологический - состоит из секции нагрева, секции обессоливания, и секции отбора нефти.
  •  Блок регулирования - работа блока заключается в измерении и регулировании расхода поступающей нефтяной эмульсии.
  •  Блок подготовки топлива - работа блока заключается в очистке топливного газа от механических примесей, капельной жидкости, осушке, редуцировании и поддержке давления газа на заданном уровне на выходе для подачи газа к основным и запальным горелкам и на свечу.

Система выполняет следующий объем функций:

  •  автоматический контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;
  •  автоматическую защиту УППН по аварийным и предельным значениям контролируемых параметров и при отказах систем обеспечения;
  •  поддержание режимов работы УППН в пределах нормативных условий эксплуатации;
  •  управление запорной арматурой на технологических трубопроводах;
  •  программное управление и защиту насосных агрегатов;
  •  регулирование технологических параметров;
  •  обнаружение отказов оборудования при его работе и переключениях по результатам контроля выполнения команд;
  •  отображение и регистрацию на мониторах операторов контролируемых технологических параметров и параметров состояния оборудования как в процессе работы, так и при проведении ремонтных и пусконаладочных работ;
  •  составление отчетов и сводок;
  •  документирование информации (архивацию событий нижнего уровня и действий оператора).
  •  Комплексная система АСУ ТП УППН построена по централизованному принципу на базе ПЛК с функцией горячего резервированием центрального процессора. Для обеспечения связи между элементами системы применены резервированные сети передачи данных.

Особенности:

  •  гибкость
  •  При необходимости система может быть доукомплектована соответствующими модулями, позволяющими решать те или иные задачи по автоматизации УППН.
  •  надежность и гарантированное качество
  •  Высокая степень надежности АСУ ТП УППН «ЭлеСи» достигается за счет использования промышленных программируемых контроллеров обладающих высокими показателями надежности, элементной базы лучших мировых производителей, устройств резервирования связи, питания, программного резервирования информации.
  •  функциональность
  •  Входящие в состав АСУ ТП УППН «ЭлеСи» устройства позволяют реализовать дополнительные режимы функционирования оборудования (имитация, тестирование, маскирование), защитить систему от несанкционированного доступа, осуществить контроль действия персонала по журналу событий.
  •  совместимость

АСУ ТП УППН «ЭлеСи» может быть выполнена на базе любых промышленных контроллеров по требованию заказчика, что позволяет эксплуатирующей организации сократить номенклатуру ЗИП, уменьшить затраты на освоение и обслуживание системы.

Структурная схема автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки подготовки и перекачки нефти (УППН)

Рисунок 2.4



2.5  Расчет электродегидратора

Электродегидратор - аппарат для отделения воды от сырой нефти путём разрушения нефтяной эмульсии обратного типа (вода в нефти) в электрическом поле (см. Деэмульсация). В результате индукции электрического поля диспергированные глобулы воды поляризуются с образованием в вершинах электрических зарядов, изменяют направление своего движения синхронно основном полю и всё время находятся в состоянии колебания. Форма глобул постоянно меняется, что приводит к смятию структурно-механического барьера (см. Эмульгирование), разрушению адсорбционных оболочек и коалесценции глобул воды. По геометрической форме различают цилиндрические и сферические электродегидраторы, по расположению в пространстве — вертикальные и горизонтальные (рис.).

Электродегидратор имеет один или несколько вводов нефтяных эмульсий, что обеспечивает более равномерное поступление их по всему горизонтальному сечению. Подвешенные на специальных изоляторах электроды подсоединены к высоковольтным выводам трансформаторов. Последние установлены над электродегидратором рядом с реактивными катушками большой индуктивности, обеспечивающими ограничение величины тока и защиту электрооборудования от короткого замыкания. 

В электродегидраторах электроды (от 2 до 8 штук) подвешены горизонтально друг над другом и имеют форму прямоугольных рам. Нефтяная эмульсия вводится на 0,7 м ниже расположения электродов, проходит через слой воды (теряя при этом основную массу солёной воды), затем поднимается и последовательно проходит зону слабой напряжённости электрического поля и зону сильной напряжённости (между электродами).

В отстойниках нижней зоны (под электродами) вода отстаивается от нефти, верхней зоны (над электродами) — нефть от воды.

В электродегидраторах для обезвоживания лёгких и средних нефтей (например, ЭГ-200-10) предусмотрен один ввод сырья, для обезвоживания тяжёлых нефтей с плотностью до 910 кг/м3 (например, ЭГ-200-2р) — два раздельных ввода. По верхнему вводу нефть подаётся непосредственно в межэлектродное пространство, где особенно эффективно разрушаются устойчивые и тяжёлые нефтяные эмульсии при этом также повышается устойчивость электрического режима работы электродегидратора. В трёхвходовом электродегидраторе (например, ТЭД-400) эффективность обезвоживания достигается многократной обработкой нефтяной эмульсии в электрическом поле и использованием поворота потока обрабатываемой эмульсии с нисходящего на восходящий, что резко интенсифицирует процесс отделения коалесцированных глобул воды.

Производительность электродегидратора с ёмкостью аппарата 200 м3 — до 6000 м3/сутки, остаточное содержание воды в товарной нефти 0-0,2%. В составе установок подготовки нефти при герметизированной системе сбора электродегидратор располагают в технологической схеме после сепараторов второй ступени и отстойников по обезвоживанию нефти. Для повышения эффективности работы электродегидратора, нефтяные эмульсии предварительно подогревают до 100-110°С, добавляют деэмульгаторы, иногда до 10% пресной воды. 

2.5.1 Материальный баланс

Для составления материального баланса электродегидратора необходимо знать время работы оборудования в году. Установка периодически должна подвергаться ремонту, для проведения которого она прекращает свою работу, и, следовательно, время ее работы будет меньше 365 дней. Время работы оборудования определяется как:

                                                    (2.1)

где число дней в году;

время, необходимое на ремонт;

время простоя.

Принимаем согласно положению о планово-предупредительных ремонтах, дней,  дней. Следовательно, время работы оборудования будет равно:

Годовая мощность установки по обводненной нефти G=2,35 млн. т./год.

Обводненность сырой нефти 10,2% масс.

Содержание воды в товарной нефти 0,2% масс.

 В блок электродегидраторов поступает сырая нефть в количестве:

Qн= 2,35∙109/(350∙24)=279761,91 кг/ч, в том числе: (2.2)

- нефть – 0,898∙Qн=251226,191 кг/ч,

- вода – 0,102∙Qн=28535,714 кг/ч.

После процесса обессоливания и окончательного обезвоживания состав потока на выходе из блока электродегидраторов должен соответствовать требованиям:

- товарная нефть: вода – 0,2%, нефть – 99,8%;

- пластовая вода: нефть – 0,48%, вода – 99,52%.

Принимаем:

Qнвых=Н – количество товарной нефти из блока электродегидраторов, кг/ч;                

Qввых=В – количество пластовой воды из блока электродегидраторов, кг/ч.                    

Составим систему уравнений:

0,898∙Qн=0,998Н + 0,0048В

0,102∙Qн=0,002Н + 0,9952В

Решая эту систему, получим:

Н=251594,17 кг/ч,

В=28167,74 кг/ч.

Таким образом, получили следующее массовое распределение потоков на выходе из блока электродегидраторов:

товарная нефть: Qнвых=251594,17 кг/ч, в том числе:

- нефть – 0,998∙Qнвых=251090,98 кг/ч;

- вода – 0,002∙Qнвых=503,19 кг/ч.

пластовая вода: Qввых=28167,74 кг/ч, в том числе:

- вода – 0,9952∙Qввых=28032,535 кг/ч;

- нефть – 0,0048∙Qввых=135,205 кг/ч.

Расчет материального баланса электродегидраторов выполнен правильно, если соблюдается равенство:

Qдо дег=∑Qпосле дег

Qдо дег=Qнот=251594,17 кг/ч

Qпосле дег= Qнвых+ Qввых=251594,17+28167,74=279761,91 кг/ч.

Равенство соблюдается.

Данные заносим в таблицу 2.5.1

Материальный баланс блока электродегидротирования.

                                       Таблица 2.5.1

Приход

Расход

%

масс

кг/час

тыс.т./г.

%

масс

кг/час

тыс.т./г.

Эмульсия, в

том числе:

-нефть

-вода

89,8

10,2

251594,17

28167,74

2113,4

236,6

Товарная

нефть,

в том числе:

-нефть

-вода

99,8

0,2

251090,98

503,19

2109,16

4,24

Всего

100

251594,17

2113,4

Пластовая

вода,

в том числе:

-нефть

-вода

99,52

0,48

28032,535

135,205

235,47

1,13

Всего

100

28167,74

236,6

Итого

100

279761,91

2350

Итого

100

279761,91

2350

2.5.2 Технологический расчет электродегидратора.

Целью расчета является определение необходимого количества электродегидраторов для обеспечения процесса окончательного обезвоживания. Диаметр наименьших капель воды в эмульсии по заданию составляет:

dк=2,2∙10-4м                                        (2.3)

Процесс обезвоживания в электродегидраторах происходит при температуре и абсолютном давлении, равных по заданию соответственно:

t=38oC; Р=0,62 МПа.

Плотность нефти при 38oC определим по формуле :

, где (2.4)

- плотность нефти при 20oC, =860 кг/м3;

- коэффициент, определяемый по формуле :

= 0,000903-0,00132∙(- 0,7) = 0,686

кг/м3.

Плотность воды =1000 кг/м3.

Кинематическую вязкость нефти при t=38oC определим по формуле Гросса :

, где (2.5)

,  - кинематические вязкости при разных температурах (м2/с);

- коэффициент, равный 1,084.

,

=5,22∙10-6 м2/с.

Предположим, что осаждение капель воды с минимально допустимым диаметром капель происходит при ламинарном характере движения, то есть значение критерия Рейнольдса удовлетворяет условию:

.

В таком случае, скорость осаждения капель определим по формуле Стокса :                        

,                         (2.6)

где  - плотности воды и нефти, соответственно,

- 9,8 м/с2 - ускорение свободного падения.

∙10-4 м/с,

Проверим правильность принятого режима осаждения капель и найдем значение критерия Рейнольдса:         

< 0,2.    (2.7)

Следует, что режим принят верно.

Линейная скорость движения нефти в электродегидраторе должна быть как минимум в два раза меньше реальной скорости осаждения капель воды. Для гарантированного осаждения капель используем 4-х кратный запас.

                                                                         (2.8)

м/с.

Для эффективного разделения эмульсии в электродегидраторе, должно соблюдаться условие:

, (ч)

где -время, необходимое для осаждения капель;

- время пребывания нефти в электродегидраторе, определяемое по формуле:

, (ч) (2.9)

где - высота слоя эмульсии, м;

- скорость движения нефти в аппарате, м/с.

Высота слоя эмульсии рассчитывается по формуле:

,                                                     (2.10)

где - внутренний диаметр аппарата, м;

- расстояние от дна аппарата до поверхности раздела фаз. Принимаем равным 1 м.

В качестве электродегидратора примем аппарат типа ЭДВ – 32 с характеристиками, представленными в таблице 2.5.2

 

Характеристики ЭДВ – 32                                                                                            Таблица 2.5.2

Номинальный объем, V (м3)

32

Внутренний диаметр, d (мм)

3000

Высота, Н (м)

6,02

Расчетное давление, P (МПа)

0,62

Номинальное расстояние от дна аппарата до границы раздела фаз, h1 (м)

1

м

ч

Время, необходимое для осаждения капель воды определим по формуле:

,                                                           (2.11)

где м/с.

ч.

Условие выполняется.

Количество аппаратов определяем по формуле:

,                                                           (2.12)

где -объемный расход эмульсии (м3/ч);

- максимальная производительность аппарата (м3/ч).

,                                                       (2.13)

где - максимальная поверхность осаждения, зависящая от диаметра и длины аппарата.

м2, тогда м3/ч. (2.16)

Объемный расход эмульсии определим по формуле:

,                                                      (2.14)

где =279761,91  кг/час - расход эмульсии (табл.1);

- плотность эмульсии, определяемая по формуле:

                                                                            (2.15)

где ,- расходы нефти и воды соответственно (табл.1);

кг/м3.

м3/ч.

Определим число аппаратов:

.

Принимаем =5.

2.5.3 Расчет основных штуцеров электродегидратора.

Диаметр штуцеров рассчитываем по уравнению расхода :

                                                   (2.16)

где  скорость продукта, принимается 1-3 м/с для ньютоновских жидкостей;

объемный расход продукта, м3/с.

Расчет штуцера ввода эмульсии в аппарат

Найдем расход эмульсии, который принимает на себя один аппарат

Скорость эмульсии принимаем .

Принимаем  из ряда стандартных значений.

Аналогично рассчитываем остальные штуцера.

Расчет штуцера выхода воды

Расход воды составляет:

Принимаем скорость воды .

Принимаем  из ряда стандартных значений.

Расчет диаметра штуцера вывода нефти

Расход нефти составляет:

Принимаем скорость воды .

Принимаем  из ряда стандартных значений.

На основании произведенных расчетов выбираем диаметры штуцеров по нормали: ,  .

Принятый аппарат имеет диаметры штуцеров, равные соответственно ,  . Следовательно, принятый аппарат подходит для осуществления процесса.

2.5.4 Механический расчет

Механический расчет произведем по методике, указанной в источнике [24]. 

Исходные данные для расчета электродегидратора:

- внутренний диаметр ЭДВ Dв=3000 мм

- технологическое (рабочее) давление Pабс=0,62 МПа

- рабочая температура tраб=38°С

- среда – водонефтяная эмульсия.

Рис. 2.5.4 Вертикальный электродегидратор

1 – корпус, 2 – электроды, 3 – подвесные изоляторы, 4 – проходные изоляторы; 5 – трансформаторы; 6 – реактивные катушки; 7 – сигнальные лампы; 8 – распределительная головка; 9 – тяга регулирования щели в распределительной головке; 10 – змеевик; 11 – шламовый насос; 12 – манометр; 13 – мерное стекло; 14 – поплавковый выключатель; 15 – предохранительный клапан.

2.5.5 Выбор материала

Данный электродегидратор изготовлен для категории размещения 1 по ГОСТ 15150 (для макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом) с установкой на открытом воздухе.  Применяется в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений для эксплуатации в макроклиматических районах II5 и II4 по ГОСТ 16350 с температурой воздуха при эксплуатации: для умеренного климата от +40°С до -50°С. Учитывая давление 0,62 МПа и среднюю коррозионность среды, принимаем низколегированную сталь марки 09Г2С, которая имеет механические характеристики:

[2]

2.5.6 Расчет толщины стенки цилиндрической обечайки

Цилиндрическая часть корпуса представляет собой тонкостенный цилиндр, толщина которого определяется согласно ГОСТ 14249-89:

Где формула?

где S – расчетная толщина, м;

расчетное избыточное давление, Па;

внутренний диаметр аппарата, м;

допускаемые напряжения на растяжение материала аппарата, Па

коэффициент прочности продольного сварного шва

прибавка на коррозию (принимается из интервала 1-6 мм).

При расчете на прочность аппаратов, содержащих взрывоопасные и токсичные среды и снабженных предохранительными клапанами, расчетное давление принимают на 10%, но не менее, чем на 0,2 Мпа больше технологического. Это позволяет избежать загрязнения окружающей атмосферы и обеспечивает нормальную эксплуатацию технологических установок.

В данном случае избыточное давление равно:

Расчетное давление:

За расчетное принимается большая величина, следовательно,

Расчетная температура стенки аппарата принимается равной наибольшей температуре среды, соприкасающейся со стенкой – t=36°С.

2.5.7. Допускаемое напряжение

Допускаемое напряжение  определяют по формуле:


                     (2.17)

где  – поправочный коэффициент, равный 0,9 для аппаратов, содержащих взрыво- и пожароопасную или токсичную среду.

Рассчитаем нормативное допускаемое напряжение: , . [2]

Для последующего расчета принимаем наименьшее  МПа. Тогда допускаемое напряжение  будет равно:

Учитывая, что продольные и поперечные швы обечаек стальных аппаратов должны быт только стыковыми и предполагая двухстороннюю сварку, выполненную автоматически, принимаем

Теперь имеем все данные для определения толщины стенки цилиндрической части аппарата:

Принимаем ближайшую большую толщину стенки листа по сортаменту 10 мм.

2.5.8 Толщина стенки днищ (крышек).

Для цилиндрических аппаратов, диаметр которых меньше 4 м, применяют эллиптические днища и крышки (рис. 3.8)

Рис. 2.5.8 Эллиптическое днище отбортованное.

Толщину стенки эллиптического днища определяют в его вершине, где поверхность имеет небольшой радиус кривизны, по формуле:

       (2.18)

Для стандартных днищ с  толщина стенки днищ близка и толщине стенки цилиндрической обечайки.

В данном случае толщину стенки верхнего и нижнего днища принимаем:

Принимаем 10 мм.

2.5.9 Проверка напряжений в стенке обечайки и 

днищах аппарата при проведении гидравлических испытаний.

Напряжение в стенке обечайки определяется по формуле:

                               (2.19)

где гидравлическое давление в нижней части аппарата, МПа:

где  пробное давление, МПа;

H – длина аппарата, м

Для сварных сосудов, работающих под давлением от 0,5 и более МПа [2]:

                                              (2.20)

Где 1,25 – поправочный коэффициент для сварных аппаратов, работающих под давлением от 0,5 Мпа и более;

 допускаемые напряжения при нормальной температуре t=20 (, [2], приложение 9);

допускаемые напряжения при расчетной температуре t=38 ().

Напряжение в стенке обечайки:

Следовательно, прочность аппарата обеспечена.

Напряжение в днище:

(2.23)

228,6297Мпа

Следовательно, прочность днища обеспечена.

Из проведенного расчет следует, что принятой толщины стенки 10 мм достаточно для обеспечения прочности аппарата. Следовательно, принятый стандартный аппарат подходит для проведения процесса.

2.5.10 Выбор типа опор.

Для вертикальных аппаратов колонного типа диаметром 400-6000м применяют опоры цельносварной конструкции, состоящие из цилиндрической или конической опорной обечайки (юбки), фундаментного кольца и укрепляющих элементов (косынок, стоек или опорного пояса). Опору приваривают верхней частью к аппарату, а нижней с помощью опорных болтов крепят к фундаменту. Опоры представляют собой обечайки, снабженные фундаментным кольцом из полосовой или листовой стали. Кольцо крепится к фундаменту болтами.

 Рис.2.5.10 Опорная обечайка.

Выбираем высоту опорной обечайки Ноб=1,4м с учетом требований технологии и условий эксплуатации. В качестве материала используем материал корпуса – сталь марки  09Г2С. Толщина обечайки опоры не должна превышать толщины стенки нижнего днища. Примем её равной 12мм. Размер фундаментального кольца устанавливает отношение для внутреннего D1 и наружного D2 диаметров опорного кольца:

D1= (0,9-0,95)DH

D2= (1,08-1,18)DH,

где DH- наружный диаметр аппарата.

D1= 0,93,02=2,72м

По табл.1.6.[2] принимаем фундаментные болты: диаметр 34мм, число болтов 4шт.

Рассчитаем максимальный вес аппарата:

Gmax=Gвод+Gмет

Gмет=Gцил+2Gдн+Gиз+Gшт+Gвн.уст

Вес эллиптических днищ находим по табл.7[2]: Gдн=970кг

Вес цилиндрической части:

Gцил=0,785(DH2+DB2)∙Hцил∙ρмет

Gцил=0,785(3,022-32)4,4∙7850=3264,5кг

Gдн=2∙970=1840кг

Gиз=3,14∙3,02∙4,4∙0,1∙550+5,79∙0,1∙550=2294,84+318,45=2613,29кг

Зная условный диаметр штуцеров и их количество в аппарате по приложению 10[2]вес штуцеров:

Gшт=274кг. Вес внутренних устройств примем за 10% от массы металла аппарата:

Gвн.уст=Gмет∙0,1=799,179кг

Gмет=7991,79+799,179=8790,97кг

Gmax=8790,97+32000=40790,97кг=400159,4Н=0,4МН

Нагрузка распределяется равномерно по всей площади опоры, то есть по всей площади фундаментного кольца. Зная внешний и внутренний диаметры, определим его площадь:

Sоп=3,14∙1,632-3,14∙1,422=2,012м3

==0,4/2,012=0,198МН/м2

Согласно проведенному выше расчету можно сделать вывод, что для проведения процесса по заданным условиям можно принять стандартный электродегидратор ЭДВ-32 количеством 5 аппаратов.

2.6  Оборудование установки подготовки нефти

Традиционная схема установок подготовки нефти состоит из сепараторов, отстойников, электродегидраторов, кроме того, в состав установок входят печи нагрева сырья, насосы и емкости. В отстойниках происходит удаление газов; в электродегидраторах удаляется оставшаяся вода и соли, с целью получения нефти с заданным содержанием воды.

Нефтегазовые сепараторы

Нефтегазовые сепараторы (рис.2.6) предназначены для дегазации непенистых нефтей и очистки попутного газа и применяются в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений.

Рис. 2.6 Сепаратор

1 – ввод газонефтяной смеси; 2 – диспергатор; 3 – наклонные плоскости; 4 – жалюзийная насадка-каплеуловитель; 5 – перегородка для выравнивания потока газа; 6 – выход газа; 7 – люк; 8 – регулятор уровня; 9 – поплавковый уровнедержатель; 10 – сброс грязи; 11 – перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 – сливная трубка.

Нефтегазовые сепараторы применяются для подготовки продукции нефтяных месторождений. Исходя из рабочих условий, нефтегазовые сепараторы могут производиться с термообработкой либо без нее. Также сепараторы могут комплектоваться устройствами для крепления теплоизоляции.

Нефтегазовые сепараторы представляют собой горизонтальный цилиндрический аппарат с отбойником грубого разделения нефтегазового потока. Вертикальная перегородка из просечно-вытяжных листов служит для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата.

Сепараторы используют в своей конструкции пеногасящую насадку, струнный каплеуловитель, который очищает газ, штуцеры для входа/выхода продуктов разделения. Нефтегазовые сепараторы снабжены патрубками для отсоса воздуха, стандартными бобышками, а также штуцерами для установки манометра, предохранительного клапана.

Cепараторы работают по следующему принципу: Нефть с газом поступают в секцию ввода, там происходит их предварительное разделение. Следующим этапом становится пропуск их через перфорированные распределяющие, успокаивающие перегородки в зону осаждения и отстоя, где сепараторы очищают газ от крупных капель жидкости, там происходит дегазация нефти. На выходе сепараторы окончательно очищают газ струнными каплеуловителями.

По конструкции сепараторы подразделяются на следующие типы:

Тип I — эти сепараторы компонуются с узлами предварительного отбора газа (депульсаторами);

Тип I-П — применяются также как Тип I, с добавлением пеногасящей насадки;

Тип II — такие сепараторы применяется уже без узлов предварительного отбора газа;

Тип II-П — применяется без узлов предварительного отбора газа, плюс пеногасящая насадка.

Отстойники

Для отстаивания нефтяной эмульсии применяют отстойники разнообразных конструкций и исполнения. В горизонтальном отстойнике для эмульсий (схема на рис.2.6.1) обе жидкости после разделения могут быть выведены из аппарата, поэтому отстойник работает непрерывно.

В отстойниках нефти модернизированы следующие конструкции и узлы:

  •  входной узел распределения газожидкостной смеси;
  •  перегородки из просечно-вытяжного листа;
  •  встроена замерная колонка для установки датчика измерения межфазного уровня «нефть-вода»;
  •  коалесцирующее устройство для улучшения процесса разделения жидкости на нефть и воду.

Рис. 3.1.1 Отстойник непрерывного действия для разделения эмульсий.

Данный отстойник непрерывного действия представляет собой горизонтальный резервуар с перфорированной перегородкой 2, которая предотвращает возмущение жидкости в отстойнике струей эмульсии, поступающей в аппарат. Поперечное сечение отстойника выбирают таким, чтобы скорость течения жидкости в корпусе 1 аппарата не превышала нескольких миллиметров в секунду, и режим течения был ламинарным, что предупреждает смешение фаз и улучшает процесс отстаивания. Расслоившиеся легкая и тяжелая фазы выводятся с противоположной стороны отстойника. Трубопровод для вывода тяжелой фазы соединен с атмосферной для предотвращения засифонивания.

Трубчатые печи

Трубчатые печи предназначены для высокотемпературного нагрева нефти или нефтепродуктов в процессе их переработки. При необходимости могут нагреваться углеводородные газы, вода, инертный газ и другие среды. Печи оснащаются приборами контроля и регулирования процесса нагрева сырья, а также лестницами и площадками обслуживания.

Трубчатые печи различают по ряду технологических и конструктивных признаков. Печи могут быть спроектированы для работы либо только на газовом топливе, либо на комбинированном – жидком и газовом. По способу сжигания топлива, особенностям передачи тепла в камере радиации и форме факела различают печи: со свободным факелом; беспламенного горения с излучающими стенками топки; беспламенного горения с резервным жидким топливом; с настильным и объемно-настильным факелом; с настильным факелом и дифференциальным подводом воздуха.

В настоящее время применяют большое число различных конструкций и типоразмеров трубчатых печей. Основными конструктивными признаками трубчатых печей служат: форма каркаса – печи коробчатые и цилиндрические; число топочных камер – однокамерные и многокамерные печи; расположение труб в камере радиации – вертикальное и горизонтальное; число потоков в змеевике; способ соединения труб – на приварных гнутых двойниках и на ретурбендах; размещение дымовой трубы – дымовая труба на каркасе печи и на отдельном фундаменте; конструкция стен печи – из кирпичей и легковесных панелей и др.

Трубчатая печь состоит из следующих основных узлов и деталей: каркаса, змеевика, трубных решеток и подвесок, свода, стен и фундамента, подвесок для кирпичей свода и стен печи, лестниц и площадок для обслуживания, топливного оборудования, системы паротушения, контрольно-измерительных приборов и дымовой трубы.

Чаще всего на УПН используют печи ПТБ-10 с нижним расположением горелок (рис.2.6.2).

Рис. 2.6.2 Печь ПТБ-10

Печи эти просты по конструкции и состоят, как правило, из одной радиантной камеры. В этой камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб секций змеевиков, и нагреваемой средой, перемещающейся внутри труб змеевиков. Нагреваемый продукт из змеевиков теплообменной камеры направляется для дальнейшей подготовки. Теплообменная камера печи снабжена четырьмя дымовыми трубами для вывода из нее охлажденных продуктов сгорания топлива в атмосферу, площадками обслуживания взрывных предохранительных клапанов, расположенных на ее боковых поверхностях. Характерной особенностью данной печи является более благоприятный в сравнении с печами других типов тепловой режим поверхностей нагрева, обеспечивающей «мягкий» нагрев продукта в трубах змеевиков и тем самым предотвращающий коксообразование. Этот режим, при котором поверхности труб змеевиков получают равномерный нагрев, достигается путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания топлива. Интенсивная рециркуляция достигается созданием высокой скорости движения продуктов сгорания во внутреннем объеме теплообменной камеры, получаемой в результате сжигания

топлива в специальных камерах сгорания и установки дефлекторов у конфузоров камер сгорания.

Электродегидраторы

Главным аппаратом УПН является электродегидратор - емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. В эксплуатации на промысловых и заводских установках ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных конструкций: вертикальные, шаровые и горизонтальные.

Вертикальный электродегидратор (рис.2.6.3) представляет собой цилиндрический сосуд диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом 30 м3. Внутри находятся электроды - металлические пластины, подвешенные на фарфоровых изоляторах. Ток подается к электродам от двух повышающих трансформаторов мощностью по 5 ква (киловольтампер) каждый. Напряжение

между электродами от 15 до 33 кв.

Рис. 2.6.3 Вертикальный электродегидратор

1 - корпус; 2 - электроды; 3,4 - изоляторы; 5 - трансформаторы; 6 - манометр; 7 - сигнальные лампы; 8 - распределительная головка; 9 - измерительное стекло.

Сырье вводится в электродегидратор через вертикальную, вмонтированную по оси аппарата трубу. Труба на половине высоты дегидратора заканчивается распределительной головкой. Головка устроена так, что через ее узкую кольцевую щель эмульсия нефти и воды вводится в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи. Обработанная нефть выводится в центре верхнего днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода - через нижнее днище.

Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является низкая производительность, недостаточно высокая температура обессоливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ приходилось соединять параллельно несколько аппаратов.

Принцип его действия тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с распределительной головкой для ввода сырья и одной пары электродов в шаровом электродегидраторе их по три. Шаровые дегидраторы имеют в 10-15 раз большую производительность, чем вертикальные, но они громоздки и трудоемки в изготовлении. Кроме того, они не могут эксплуатироваться при высоком давлении. Повышение расчетного давления электродегидратора привело бы к большому перерасходу металла на аппарат.

Рис. 2.6.4 Шаровой электродегидратор.

1 - трансформатор; 2, 4 - распределительные головки ; 3 - электрод; 5 - штуцер для вывода обес-соленной нефти; 6 - штуцер для ввода сырой нефти; 7 - штуцер для дренажа.

За последние годы в нашей стране и за ее пределами получили распространение горизонтальные электродегидраторы. Конструкция такого аппарата, рассчитанного на давление до 18 ат и температуру процесса 140-160°С, приведена на рис.3.1.5

 Рис. 2.6.5 Горизонтальный электродегидратор типа ЭГ. 

1 – корпус; 2 – изолятор; 3 – верхний электрод; 4 – нижний электрод; 5 – сборник обессоленной нефти; 6 – трансформатор; 7 – ввод высокого напряжения; 8 – сборник соленой воды; 9 – промывочный коллектор; 10 – распределитель нефти.

Потоки: I – выход обессоленной нефти; II – вход нефти; III – удаление шлама; IV – ввод воды на промывку аппарата; V – выход дренажной воды.

Повышение расчетного давления и температуры играет большую роль, так как позволяет проводить глубокое обезвоживание и обессоливание трудно обессоливаемых нефтей.

Электроды в горизонтальном электродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25-40 см. Ввод сырья в горизонтальный электродегидратор осуществляется через-расположенный вдоль аппарата горизонтальный маточник. Поступая в аппарат, нефть попадает в слой отстоявшейся воды, а затем - в зону под электродами, в межэлектродное пространство, и, наконец, в зону над электродами. В верхней части дегидратора располагаются выкидные коллекторы обработанной нефти. Достоинством этой конструкции является большой путь движения нефти и время ее пребывания в аппарате, так как ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегидраторах. При этом улучшаются условия отстаивания воды.

В горизонтальном электродегидраторе крупные частицы воды выпадают из нефти еще до попадания в зону сильного электрического поля, расположенную в межэлектродном пространстве. Поэтому в нем можно обрабатывать нефть с большим содержанием воды, не опасаясь чрезмерного увеличения силы тока между электродами.

Удельная производительность горизонтальных электродегидраторов в 2,6 раза больше, чем шаровых, а удельный расход металла - на 25% меньше.

Режим обессоливания. Температура и давление процесса обессоливания во многом зависят от конструкции аппарата. Большое значение имеют свойства обессоливаемой нефти. Многие нефти хорошо обессоливаются при 70-90°С. Однако для таких нефтей, как ромашкинская, особенно в тех случаях, когда они поступают с промыслов плохо подготовленными, приходится повышать температуру обессоливания до ПО-160°С. Повышение температуры обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия работы изоляторов.

Важное значение имеет равномерная подача в нефть деэмульгатора. Расход деэмульгаторов на ЭЛОУ составляет: НЧК-ог 500 до 5000 а/т, ОЖК-от 20 до 60 а/г. ОП-10 - от 35 до 50 г/т нефти. Деэмульгатор НЧК подается в нефть в чистом виде, а неионогенные деэмульгаторы - в виде 2-5%-ных водных растворов.

В нефть также подается щелочь, которая необходима для создания при обессоливании нейтральной или слабощелочной среды. В такой среде ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры. Расход щелочи составляет до 50 г/т нефти.

3.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1. Теоретические сведения  о материальном балансе производства

Исходной величиной при расчете материального баланса является заданная в проекте годовая производительность предприятия по основному продукту или по поступающему сырью. Расчет ведется в величинах часовой производительности, которая определяется из годовой с учетом числа рабочих дней в году, количества рабочих смен в сутки и часовой продолжительности каждой смены. Учет последних обстоятельств ведется через расчет годового фонда продолжительности работы оборудования.

Режим работы производства может иметь прерывную или непрерывную рабочую неделю, в зависимости от характера технологического процесса. Число рабочих смен в сутки соответственно может быть от 1 до 4 при разной продолжительности смены - от 8,2 часа до 6,0 часов.

Фонд продолжительности работы (ФП) измеряется в часах в год и равен произведению числа рабочих дней в году (N) на число смен в сутки (n) и на продолжительность каждой смены (t):

ФП = N*n*t

Календарный ФП = 365*24=8760  часов.

В реальной ситуации число рабочих дней уменьшается на число дней, связанных с ремонтом и профилактикой оборудования согласно принятой системе планово-предупредительного ремонта (Nрем). При прерывной рабочей неделе ФП уменьшается также за счет выходных (Nвых) и праздничных (Nпр) дней.

ФП= (365 - Nрем Nвых - Nпр) *n*t

Система ППР разрабатывается на каждом предприятии для основного оборудования и включает в себя график проведения различного вида ремонтов, нормативы продолжительности проведения ремонтов и виды работ при каждом ремонте.

Ремонты бывают текущими (осмотр, смазка, покраска), средними (замена быстро изнашиваемых изделий) и капитальными (демонтаж, переборка и замена агрегатов).

Время пробега между капитальными ремонтами определяется гарантиями предприятия-изготовителя оборудования и обычно составляет 25000-30000 часов, между средними — 10000-15000 часов, между текущими — 4000-5000 часов.

Продолжительность ремонтов определяется ремонтопригодностью оборудования и обычно составляет соответственно 5, 2 и 0,5 дня.

Кроме часовой производительности, для расчета материального баланса по блок-схеме надо знать (или обоснованно принять) следующие исходные данные:

- составы входных потоков схемы;

- величины выхода продуктов по химическим реакциям;

- стехиометрические коэффициенты и соотношения;

- коэффициенты утилизации по компонентам;

- практические значения потерь продуктов на каждом блоке схемы;

- нормативы по составам выходных потоков схемы.

Расчет ведется либо в единицах объемного расхода (W), либо в единицах массового расхода (М). При обозначении потоков удобно пользоваться буквами с двумя индексами: Wym-n - объемный поток y- го компонента, поступающего из блока m в блок n.

Уравнения материального баланса составляются на основании закона сохранения массы. Неизвестные величины определяются из системы уравнений как по каждому блоку схемы, так и по всей схеме в целом:

Расчет ведется последовательно от одного блока к другому, начиная с того, параметры материального баланса которого известно.

Как правило, расчеты приходится проводить не только по основному, но и по вспомогательным и побочным компонентам, по примесям и загрязнениям.

Материальный баланс будет завершен только тогда, когда на всех стрелках блок-схемы можно будет указать объемный и массовый часовой расход и концентрации всех необходимых компонентов.

На мощных электрообессоливающих установка применяются шаровые электродегидраторы емкостью 600 м3 и диаметром 10,5 м. Производительность такого дегидратора равна 300-500 м3.

3.2 Материальный баланс первой ступени сепарации.

Расчет материального баланса дожимных насосных станций с установкой первичной подготовки нефти.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 1000000 тонн/год часовая производительность установки составит

                                 Где формула?                    т/ч.

Таблица 3.2.1 Исходные данные для расчета

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

CO2

0,17

44

14,6

N2

0,53

28

48,8

CH4

20,06

16

20,8

С2Н6

1,86

30

2,98

С3Н8

4,44

44

0,63

изо-С4Н10

2,29

58

0,29

н-С4Н10

4,50

58

0,2

изо-С5Н12

2,36

72

0,05

н-С5Н12

2,92

72

0,04

С6Н14+

60,87

86

0,01

100

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти по формуле :

, (3.2) где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона, - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации.

Таблица 3.2.2 Определение мольной доли отгона

Компонент смеси

19

20

19,21

CO2

0,006925223

0,006672043

0,006870474

N2

0,02565364

0,024492424

0,025400741

CH4

0,876203276

0,841225806

0,868618822

C2H6

0,040276123

0,039704871

0,0401548

C3H8

0,030087125

0,030207343

0,030112291

i-C4H10

0,007676569

0,007740093

0,007689823

n-C4H10

0,010613208

0,010714286

0,010634275

i-C5H12

0,001439902

0,00145679

0,001443416

n-C5H12

0,001428571

0,001445545

0,001432103

остаток

0,007497229

0,007589776

0,007516476

?

1,007800866

0,971248977

0,999873222

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 19,21 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти.

Таблица 3.2.3 Мольный баланс процесса сепарации первой ступени.

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (z'i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

моли (z'i - N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

x'i=( z'i- N0гi).100, %

У(z'i- N0гi)

Молярная концентрация (y'i)

Моли

CO2

0,17

0,006870474

0,131981808

0,038018192

0,047056623

N2

0,53

0,025400741

0,48794824

0,04205176

0,05204913

CH4

20,06

0,868618822

16,68616757

3,373832433

4,175926145

C2H6

1,86

0,0401548

0,771373716

1,088626284

1,347435906

C3H8

4,44

0,030112291

0,578457116

3,861542884

4,779584702

i-C4H10

2,29

0,007689823

0,147721492

2,142278508

2,651583031

n-C4H10

4,5

0,010634275

0,204284431

4,295715569

5,316977446

i-C5H12

2,36

0,001443416

0,027728026

2,332271974

2,886745476

n-C5H12

2,92

0,001432103

0,027510692

2,892489308

3,580148678

остаток

60,87

0,007516476

0,144391501

60,7256085

75,16249286

?

100

0,999873222

19,20756459

80,79243541

100

Таблица 3.2.4 Массовый баланс процесса сепарации первой ступени.

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (zi), %

Массовый состав сырой нефти

Mic= zi.Mi

Массовый состав газа из сепаратора

Miг=N0гi. Mi

Массовый состав нефти из сепаратора

Miн= Mic- Miг

Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти

Riг=100.Miг/ Mic , %

CO2

0,17

7,48

5,807199548

1,672800452

77,6363576

N2

0,53

14,84

13,66255072

1,17744928

92,06570566

CH4

20,06

320,96

266,9786811

53,98131893

83,18129395

C2H6

1,86

55,8

23,14121148

32,65878852

41,47170517

C3H8

4,44

195,36

25,45211312

169,9078869

13,02831343

i-C4H10

2,29

132,82

8,567846537

124,2521535

6,450720175

n-C4H10

4,5

261

11,84849702

249,151503

4,539654032

i-C5H12

2,36

169,92

1,996417881

167,9235821

1,174916361

n-C5H12

2,92

210,24

1,980769804

208,2592302

0,942146977

остаток

60,87

5234,82

12,41766911

5222,402331

0,237212915

?

100

6603,24

371,8529563

6231,387044

5,63137121

Rсмг=0,0563137 - массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi (3.3)

Mсрг = 371,85/ 19,2= 19,3597

Плотность газа:

кг/м3. (3.4)

Таблица 3.2.5 Характеристика газа,выделяющегося в сепараторе.

Компонент

смеси

Молярная концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, Mсрг

г/мі

CO2

0,006871345

44

1,561692451

~

N2

0,025403962

28

3,674181014

~

CH4

0,868728958

16

71,79684242

~

С2Н6

0,040159892

30

6,22321568

~

С3Н8

0,030116109

44

6,844671447

570,663027

изо-С4Н10

0,007690798

58

2,304095313

192,1000907

н-С4Н10

0,010635624

58

3,186339337

265,6557097

изо-С5Н12

0,001443599

72

0,536883692

44,76177934

н-С5Н12

0,001432284

72

0,532675556

44,41093306

С6Н14+

0,007517429

86

3,33940309

278,417144

Итого

1

~

100

1396,008684

В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет обводненность 60% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составляет

Qн = 47,619 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0563137. 47,619 = 2,682 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 47,619 - 2,682 = 44,937 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q Н2О = 44,937 + 71,429 = 116,366 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q = 119,048 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 116,366 + 2,682 = 119,048 т/ч.

Условие выполняется.

Таблица 3.2.6 Материальный баланс сепарации первой ступени

3.3 Материальный баланс второй ступени сепарации.

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

P=0,5 МПа, t= 100С

Таблица 3.3.1 Исходные данные

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

CO2

0,047

44

29,2

N2

0,052

28

97.6

CH4

4,176

16

41,6

С2Н6

1,347

30

5,96

С3Н8

4,78

44

1,26

изо-С4Н10

2,651

58

0,58

н-С4Н10

5,317

58

0,4

изо-С5Н12

2,887

72

0,1

н-С5Н12

3,58

72

0,08

С6Н14+

75,162

86

0,02

100

-

Таблица 3.3.2 Определение мольной доли отгона.

Компонент смеси

3

2

2,95

CO2

0,007434453

0,008774936

0,007491675

N2

0,01302001

0,017309686

0,013183365

CH4

0,783235347

0,958728477

0,790470037

С2Н6

0,06988266

0,073036026

0,070033847

С3Н8

0,059761858

0,059916435

0,059769567

изо-С4Н10

0,015572007

0,015506051

0,015568696

н-С4Н10

0,021657841

0,021526316

0,021651227

изо-С5Н12

0,002967112

0,002939919

0,00296574

н-С5Н12

0,00294529

0,002917685

0,002943897

С6Н14+

0,015487946

0,015333129

0,015480131

0,991964524

1,17598866

0,999558183

Таблица 3.3.3 Мольный баланс процесса сепарации второй ступени.

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (z'i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

моли (z'i - N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

x'i=( z'i- N0гi).100, %

У(z'i- N0гi)

Молярная концентрация (y'i)

Моли

CO2

0,047

0,007491675

0,022100442

0,024899558

0,025656078

N2

0,052

0,013183365

0,038890927

0,013109073

0,013507365

CH4

4,176

0,790470037

2,331886609

1,844113391

1,900142839

С2Н6

1,347

0,070033847

0,20659985

1,14040015

1,175048774

С3Н8

4,78

0,059769567

0,176320224

4,603679776

4,743552757

изо-С4Н10

2,651

0,015568696

0,045927654

2,605072346

2,684221908

н-С4Н10

5,317

0,021651227

0,063871119

5,253128881

5,412733986

изо-С5Н12

2,887

0,00296574

0,008748934

2,878251066

2,965700579

н-С5Н12

3,58

0,002943897

0,008684497

3,571315503

3,679822299

С6Н14+

75,163

0,015480131

0,045666385

75,11733361

77,39961342

100

0,999558182

2,94869664

97,05130336

100


Таблица 3.3.4 Массовый баланс сепарации второй ступени.

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (zi), %

Массовый состав сырой нефти

Mic= zi.Mi

Массовый состав газа из сепаратора

Miг=N0гi. Mi

Массовый состав нефти из сепаратора

Miн= Mic- Miг

Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти

Riг=100.Miг/ Mic , %

CO2

0,047

2,068

0,972419455

1,095580545

47,02221737

N2

0,052

1,456

1,088945944

0,367054056

74,7902434

CH4

4,176

66,816

37,31018574

29,50581426

55,84019657

С2Н6

1,347

40,41

6,197995499

34,2120045

15,33777654

С3Н8

4,78

210,32

7,758089851

202,5619101

3,688707613

изо-С4Н10

2,651

153,758

2,66380391

151,0941961

1,732465244

н-С4Н10

5,317

308,386

3,704524891

304,6814751

1,201262343

изо-С5Н12

2,887

207,864

0,629923263

207,2340767

0,303045868

н-С5Н12

3,58

257,76

0,625283802

257,1347162

0,242583722

С6Н14+

75,163

6464,018

3,927309127

6460,090691

0,06075647

100

7712,856

64,87848148

7647,977519

0,84117325

Rсмг=0,0084119- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 64,8784148 / 2,94869664 = 22,002625

Плотность газа:

кг/м3.


Таблица 3.3.5 Характеристика газа выделившегося в сепараторе.

Компонент

смеси

Молярная концентрация N0гi/N0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0гi].Mi.ср.103, Mсрг

г/мі

CO2

0,007494944

44

1,498810015

~

N2

0,013189117

28

1,678414677

~

CH4

0,790814951

16

57,50695314

~

С2Н6

0,070064406

30

9,553097354

~

С3Н8

0,059795647

44

11,95770272

566,526782

изо-С4Н10

0,015581365

58

4,107324268

194,5950033

н-С4Н10

0,021660674

58

5,709860057

270,5192393

изо-С5Н12

0,002967034

72

0,970913621

45,99951866

н-С5Н12

0,002945182

72

0,963762726

45,6607267

С6Н14+

0,015486679

86

6,053161427

286,7840207

1

~

100

1410,085291

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0084. 44,9375= 0,378 т/ч.

Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:

Qнсеп = Qн - Qг = 44,9375- 0,378 = 44,5595 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q Н2О = 44,5595 + 71,4286 = 115,9881 т/ч.


Таблица 3.3.6 Материальный баланс второй степени сепарации.

3.4 Расчет материального баланса сброса воды

Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 (44,9375/ 116,366) = 38,6174 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 - 38,6174 = 61,3826 %.

На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:

- обезвоженная нефть: вода - 0,5%; нефть - 99,5%;

- подтоварная вода: нефть - 0,1%; вода - 99,9%.

Обозначим: Qнот = Н - количество некондиционной нефти из блока отстоя, кг/ч; Qвот = В - количество пластовой воды из блока отстоя, кг/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Qсеп . Rнсеп = 0,995 . Н + 0,001 . В

Qсеп . Rвсеп = 0,005 . Н + 0,999 . В.

Решая эту систему, получаем

Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны

Qнот = 44,7116 т/ч, в том числе:

- нефть - 0,995.Qнот= 44,488 т/ч;

- вода - 0,005.Qнот= 0,2236 т/ч.

Qвот = 71,2763 т/ч, в том числе:

- вода 0,999.Qвот= 71,2050 т/ч;

- нефть - 0,001.Qвот= 0,0713 т/ч.

Данные по расчету блока сепарации второй ступени и сброса воды заносим в табл. 3.3.1

Приход

Расход

 

% масс

т/ч

т/г

% масс

т/ч

т/г

Эмульсия

 

 

 

Обезвоженная нефть

38,42

 

 

в том числе:

 

 

 

 

 

 

нефть

38,6173255

44,937

377475

в том числе:

 

 

 

вода

61,3826745

71,429

600000

нефть

99,5

44,49

373686,66

вода

0,5

0,22

1877,82

Всего

100

44,71

375564,47

Подтоварная

 

 

 

вода

61,25

 

 

в том числе:

 

 

 

вода

99,9

71,21

598108,64

нефть

0,1

0,07

598,71

Всего

100,0

71,28

598707,35

Газ

0,32

0,38

3175,3

Итого

100,00

116,37

977475

Итого

100,0

116,37

977475

3.5 Общий материальный баланс установки

На основе материальных балансов отдельных стадий составляем общий материальный баланс установки подготовки нефти, представленный в табл. 3.5.1

Таблица 3.5.1 Общий материальный баланс установки

Приход

Расход

% масс

т/ч

т/г

% масс

т/ч

т/г

Эмульсия

Подготовленная

37,56

 

 

в том числе:

нефть

 

 

 

нефть

40

47,619

400000

в том числе:

 

 

 

вода

60

71,429

600000

нефть

99,5

44,49

373686,66

вода

0,5

0,22

1877,82

Всего

100,00

44,71

375564,47

Газ

2,57

3,06

25704

Подтоварная

59,87

 

 

вода

 

 

 

в том числе:

 

 

 

вода

99,9

71,21

598108,64

нефть

0,1

0,07

598,71

Всего

100

71,28

598707,35

Итого

100

119,05

1000000

Итого

100,00

119,05

1000000

Нужен какой-то вывод по экономической части


4ОХРАНА ТРУДА

4.1. Опасные, вредные факторы (по предприятию УПН, а не в общем случае)

В процессе жизнедеятельности человек подвергается воздействию различных опасностей, под которыми обычно понимают явления, процессы, объекты, способные в определенных условиях наносить ущерб здоровью человека непосредственно или косвенно, т.е. вызывать различные нежелательные последствия.

Человек подвергается воздействию опасностей и в своей трудовой деятельности. Эта деятельность осуществляется в пространстве, называемом производственной средой. В условиях производства на человека в основном действуют техногенные, т.е. связанные с техникой, опасности, которые принято называть опасными и вредными производственными факторами.

Опасным производственным фактором (ОПФ) называется такой производственный фактор, воздействие которого на работающего в определенных условиях приводит к травме или к другому внезапному резкому ухудшению здоровья. Травма – это повреждение тканей организма и нарушение его функций внешним воздействием. Травма является результатом несчастного случая на производстве, под которым понимают случай воздействия опасного производственного фактора на работающего при выполнении им трудовых обязанностей или заданий руководителя работ.

Вредным производственным фактором (ВПФ) называется такой производственный фактор, воздействие которого на работающего в определенных условиях приводит к заболеванию или снижению трудоспособности. Заболевания, возникающие под действием вредных производственных факторов, называются профессиональными.

К опасным производственным факторам следует отнести, например:

  •   электрический ток определенной силы;
  •   раскаленные тела;
  •  возможность падения с высоты самого работающего либо различных деталей и предметов;
  •  оборудование, работающее под давлением выше атмосферного, и т.д.

К вредным производственным факторам относятся:

  •  неблагоприятные метеорологические условия;
  •  запыленность и загазованность воздушной среды;
  •  воздействие шума, инфра- и ультразвука, вибрации;
  •  наличие электромагнитных полей, лазерного и ионизирующих излучений и др.

Все опасные и вредные производственные факторы в соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 подразделяются на физические, химические, биологические и психофизиологические.

К физическим факторам относят электрический ток, кинетическую энергию движущихся машин и оборудования или их частей, повышенное давление паров или газов в сосудах, недопустимые уровни шума, вибрации, инфра- и ультразвука, недостаточную освещенность, электромагнитные поля, ионизирующие излучения и др.

Химические факторы представляют собой вредные для организма человека вещества в различных состояниях.

Биологические факторы – это воздействия различных микроорганизмов, а также растений и животных.

Психофизиологические факторы – это физические и эмоциональные перегрузки, умственное перенапряжение, монотонность труда.

Четкой границы между опасным и вредным производственными факторами часто не существует. Рассмотрим в качестве примера воздействие на работающего расплавленного металла. Если человек попадает под его непосредственное воздействие (термический ожог), это приводит к тяжелой травме и может закончиться смертью пострадавшего. В этом случае воздействие расплавленного металла на работающего является согласно определению опасным производственным фактором.

Если же человек, постоянно работая с расплавленным металлом, находится под действием лучистой теплоты, излучаемой этим источником, то под влиянием облучения в организме происходят биохимические сдвиги, наступает нарушение деятельности сердечно-сосудистой и нервной систем. Кроме того, длительное воздействие инфракрасных лучей вредно влияет на органы зрения – приводит к помутнению хрусталика. Таким образом, во втором случае воздействие лучистой теплоты от расплавленного металла на организм работающего является вредным производственным фактором.

Состояние условий труда, при котором исключено воздействие на работающих опасных и вредных производственных факторов, называется безопасностью труда. Безопасность жизнедеятельности в условиях производства имеет и другое название – охрана труда. В настоящее время последний термин считается устаревшим, хотя вся специальная отечественная литература, изданная приблизительно до 1990 г., использует именно его.

Охрана труда определялась как система законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности в процессе труда.

Будучи комплексной дисциплиной, «Охрана труда» включала следующие разделы: производственная санитария, техника безопасности, пожарная и взрывная безопасность, а также законодательство по охране труда. Кратко охарактеризуем каждый из этих разделов.

Производственная санитария – это система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих воздействие на работающих вредных производственных факторов.

Техника безопасности – система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих воздействие на работающих опасных производственных факторов.

Пожарная и взрывная безопасность – это система организационных и технических средств, направленных на Профилактику и ликвидацию пожаров и взрывов, ограничение их последствий.

Законодательство по охране труда составляет часть трудового законодательства.

Одна из самых распространенных мер по предупреждению неблагоприятного воздействия на работающих опасных и вредных производственных факторов – использование средств коллективной и индивидуальной защиты. Первые из них предназначены для одновременной защиты двух и более работающих, вторые – для защиты одного работающего. Так, при загрязнении пылью воздушной среды в процессе производства в качестве коллективного средства защиты может быть рекомендована общеобменная приточно-вытяжная вентиляция, а в качестве индивидуального – респиратор.

Введем понятие основных нормативов безопасности труда. Как уже сказано выше, при безопасных условиях труда исключено воздействие на работающих опасных и вредных производственных факторов. Всегда ли в условиях реального производства можно так организовать технологический процесс, чтобы значения воздействующих на работающих опасных и вредных производственных факторов равнялись нулю (чтобы на работающих не действовали опасные и вредные производственные факторы)?

Эта задача в принципе эквивалентна задаче создания безопасной техники, т. е. достижения абсолютной безопасности труда. Однако абсолютная безопасность либо технически недостижима, либо экономически нецелесообразна, так как стоимость разработки безопасной техники обычно превышает эффект от ее применения. Поэтому при разработке современного оборудования стремятся создать максимально безопасные машины, оборудование, установки и приборы, т. е. свести риск при работе с ними к минимуму. Однако этот параметр не может быть сведен к нулю.

  1.  Техника безопасности при обслуживании оборудования

При обслуживании установок первичной подготовки нефти следует соблюдать следующие правила:

1) территория установки обустраивается в соответствии с проектом. Лотки, траншеи, котлованы и углубления, устройство которых предусмотрено проектом, обеспечиваются защитным покрытием или ограждением высотой не менее 1 м. Лотки соединяются с канализацией через гидрозатворы с уклоном в сторону канализационного колодца (люка);

2) при расположении задвижек и другой арматуры в колодцах, лотках и углублениях предусматривается дистанционное управление (удлиненные штоки или штурвалы управления, электропневмоприводы) и обеспечивается безопасный доступ при техническом обслуживании, ремонте или замене арматуры;  

3) дороги, тротуары, переезды и проходы содержатся в чистоте и исправности, обеспечиваются указателями и дорожными знаками, включая высоту проезда под эстакадами, освещаются;

4) на территории установки, в местах, где не допускается проезд транспорта, устанавливаются запрещающие дорожные знаки;

5) не допускается движение транспорта без искрогасителей по территории  5установки. Скорость движения ограничивается 10 км/час, на поворотах  км/час;

6) в местах пересечения дорог и тротуаров с железнодорожными путями устраиваются сплошные настилы на уровне с головками рельсов и предусматриваются защитные барьеры, знаки безопасности, сигнализации и освещение;

7) не допускается производить земляные, строительные и ремонтные работы в опасной зоне на территории установки без разрешения на производство вышеуказанных работ, наряда-допуска, схемы работ и согласования с представителями служб, имеющих на этом участке подземные и наземные коммуникации (связь, канализация, электрокабели, трубопроводы);

8) ремонтные работы, связанные с закрытием проезжей части дороги, согласовывают с руководителем объекта и пожарной службой;

9) на территории установки и в опасных зонах не допускается ведение огнеопасных работ, за исключением участков, предусмотренных технологическими регламентами и участков для мест огнеопасных работ, на которые выдается наряд-допуск в установленном порядке;

10) после окончания ремонтно-строительных работ участок территории установки планируют, очищают и благоустраивают, согласно проекту организации работ. Пуск установок до окончания планировки и очистки территории от строительных отходов не допускается;

11) на территории опасного объекта устанавливаются плакаты по безопасному ведению работ и предупредительные надписи «Взрывоопасно», «Огнеопасно», «Курить запрещается», «Вход посторонним воспрещен» и другие знаки безопасности;

12) для курения отводятся оборудованные взрывопожаробезопасные места, которые согласовывают с пожарной службой;

13) не допускается оставлять и хранить отходы производства на территории установок;

14) в случае разлива на территории установки, в производственных помещениях нефти и других легковоспламеняющихся вещества принимаются меры, исключающие их воспламенение;

15) место разлива засыпается песком с последующей, тщательной очисткой и удалением остатков нефтепродукта и загрязненного песка за 3 пределы производственной зоны в отведенное место для последующей утилизации;

16) водопроводные шланги закрепляются на штуцер хомутом;

17) не допускается применять для мытья полов горючие легковоспламеняющиеся жидкости;

18) производственные помещения и площадки, на которых расположено оборудование, обеспечиваются паром, водой, воздухом, реагентами;

19) металлические предметы на площадки и полы производственных помещений опускают плавно, без ударов и искрообразования;

20) не допускается использовать проезды, дороги, тротуары, площадки для складирования материалов;

21) производственные помещения содержатся в чистоте и исправном состоянии. Не допускается хранение в производственных помещениях оборудования и материалов. Использованный обтирочный материал и отходы собирают в металлические контейнеры с крышками, установленные вне помещения, и ежесменно удаляют в безопасные места с территории установки;

22) материалы, оборудование для временного хранения размещаются в отведенных для этой цели помещениях и на площадках, согласованных с пожарной службой, в установленном количестве и при соблюдении правил хранения;

23) смазочные материалы в производственных помещениях допускается хранить в количестве не более суточной потребности, в металлической таре с закрытой крышкой. Не допускается хранить в производственных помещениях легковоспламеняющиеся продукты и вредные вещества;

24) полы производственных помещений имеют твердое покрытие, уклон к канализационным трапам и находятся в исправном состоянии;

25) окна, фрамуги или другие открывающиеся устройства в производственных помещениях открываются наружу и оборудуются легкоуправляемыми приспособлениями для их открывания и установки в требуемом положении. Не допускается установка решеток, не предусмотренных проектом;

26) на территории установки и в производственных помещениях, где возможны контакты работающих с вредными и агрессивными веществами (кислоты, щелочи и едкие реагенты), производится устройство душа с автоматическим включением при вступлении на душевую площадку, крана для промывания глаз с регулировкой подачи воды;

27) не допускается сушить одежду, обувь в производственных помещениях, хранить горючие и другие материалы на трубопроводах, аппаратах, приборах отопления;

28) на территории установок, резервуарных парков, сливо-наливных эстакадах и в производственных помещениях проводится: проверка технического состояния и готовность противопожарного оборудования, паротушения и пенотушения, наличие рабочего давления воды, пара и реагентов в системах не реже одного раза в смену; наружный осмотр и проверка исправности действия вентиляционных установок перед началом каждой смены; осмотр и проверка исправности водопроводных устройств (колодцы, гидранты, задвижки, резервуары емкости, насосные устройства и шланги), установок пенного тушения не реже двух раз в месяц лицом контроля и не реже одного раза в месяц совместно с представителями пожарной службы;

4.3. Пожарная безопасность на объектах нефтегазового комплекса

Склады нефти и нефтепродуктов - это комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов.

К складам нефти и нефтепродуктов относятся: предприятия по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы); резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий; склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных, транспортных, энергетических, сельскохозяйственных, строительных и других предприятий и организаций (расходные склады) (пункт 3.39 СП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты.

Согласно пункту 339 Правил противопожарного режима в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства РФ от 25.04.2012 N 390 (далее - ППР) хранить на складах (в помещениях) вещества и материалы необходимо с учетом их пожароопасных физико-химических свойств (способность к окислению, самонагреванию и воспламенению при попадании влаги, соприкосновении с воздухом и других).

На складах легковоспламеняющихся и горючих жидкостей запрещается:

     а) эксплуатация негерметичного оборудования и запорной арматуры;

б) эксплуатация резервуаров, имеющих перекосы и трещины, проемы или трещины на плавающих крышах, а также неисправные оборудование, контрольно-измерительные приборы, подводящие продуктопроводы и стационарные противопожарные устройства;

в) наличие деревьев и кустарников внутри обвалований;

г) установка емкостей (резервуаров) на основание, выполненное из горючих материалов;

д) переполнение резервуаров и цистерн;

е) отбор проб из резервуаров во время слива или налива нефти и нефтепродуктов;

ж) слив и налив нефти и нефтепродуктов во время грозы (пункт 354 ППР).

На складах легковоспламеняющихся и горючих жидкостей необходимо:

а) дыхательные клапаны и огнепреградители необходимо проверять в соответствии с технической документацией предприятий-изготовителей;

б) при осмотрах дыхательной арматуры необходимо очищать клапаны и сетки от льда, их отогрев производится только пожаробезопасными способами;

в) отбор проб и замер уровня жидкости в резервуаре необходимо производить при помощи приспособлений из материалов, исключающих искрообразование;

г) хранить жидкости разрешается только в исправной таре. Пролитая жидкость должна немедленно убираться;

д) запрещается разливать нефтепродукты, а также хранить упаковочный материал и тару непосредственно в хранилищах и на обвалованных площадках (пункт 353 ППР).

Для ограничения распространения пожара на производственном объекте с нефтепродуктами или газами необходимо соблюдать следующие требования пожарной безопасности (статья 100 Технического регламента о требованиях пожарной безопасности):

- резервуарные парки производственного объекта с нефтепродуктами, сжиженными горючими газами должны располагаться на более низких отметках по отношению к зданиям и сооружениям производственного объекта и должны быть обнесены (с учетом рельефа местности) продуваемой оградой из негорючих материалов (в случаях размещения надземных резервуаров с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями на более высоких по отношению к соседним зданиям и сооружениям отметках должны быть предусмотрены меры по предотвращению растекания разлившейся жидкости к указанным зданиям и сооружениям при авариях на резервуарах) (см. также пункт 3.6 СНиП II-89-80*); уберите эти ссылки из СНиПа

- размещение наружных сетей с горючими жидкостями и газами под зданиями и сооружениями производственного объекта не допускается (см. также пункт 4.5 СНиП II-89-80*);

- по периметру площадок производственных объектов хранения нефтепродуктов в таре должно быть предусмотрено устройство замкнутого земляного обвалования или ограждающей стены из негорючих материалов; замкнутое земляное обвалование или ограждающая стена из негорючих материалов должны быть предусмотрены по периметру отдельно стоящих резервуаров каждой группы надземных резервуаров и рассчитаны на гидростатическое давление разлившейся жидкости (земляное обвалование подземных резервуаров следует предусматривать только при хранении в этих резервуарах нефти и мазутов) (см. также пункты 3.6-3.9 СНиП 2.11.03-93);

- на территории производственного объекта размещение надземных сетей трубопроводов с горючими жидкостями и газами запрещается для:

1) транзитных внутриплощадочных трубопроводов с горючими жидкостями и газами - по эстакадам, отдельно стоящим колоннам и опорам из горючих материалов, а также по стенам и кровлям зданий, за исключением зданий I и II степеней огнестойкости;

2) трубопроводов с горючими жидкостями и газами - в галереях, если смешение этих продуктов может вызвать пожар или взрыв;

3) трубопроводов с горючими жидкостями и газами - по сгораемым покрытиям и стенам, по покрытиям и стенам зданий категорий А и Б по взрывопожарной опасности и пожарной опасности;

4) газопроводов горючих газов - по территории складов твердых и жидких горючих материалов.

Надземные сети трубопроводов для горючих жидкостей, прокладываемые на отдельных опорах и эстакадах, следует размещать на расстоянии не менее 3 метров от стен зданий с проемами и не менее 0,5 метра от стен зданий без проемов (см. также пункты 4.23-4.24 СНиП II-89-80*).

Требования пожарной безопасности при транспортирование пожаровзрывоопасных и пожароопасных веществ и материалов

Противопожарные требования при транспортировании пожаровзрывоопасных и пожароопасных веществ и материалов установлены разделом XII ППР (пункты 289-314).

Требования к транспортным средствам для перевозки нефтепродуктов содержатся в разделе 1.18 ТР ТС 018/2011. Технический регламент Таможенного союза. О безопасности колесных транспортных средств.      

4.4. Мероприятия по охране окружающей среды

С целью максимального сокращения вредных выбросов в окружающую среду на установке предусмотрены следующие мероприятия:

1. Технологическая схема подготовки нефти на установке предусматривает замкнутый цикл, отсутствие сбросов нефти, пластовой воды и газов в окружающую среду.

2. Все технологические аппараты установки герметически закрыты.

3. Сброс подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 производится в технологические резервуары РВС-10000 № 2,4.

4. Подтоварная вода с резервуаров РВС-10000 № 2,4 внутрипарковыми насосами ЦНС 180х170 через задвижку откачивается в РВС-5000 на УПСВ”Б” на подготовку.

5. Газ из сепараторов С1-С3 и С4-С6 поступает на газокомпрессорную УВСИНГ. В случае остановок газокомпрессорной станции предусмотрен сброс газа на факел ФНД.

6. Сброс с предохранительных клапанов сепараторов С1-С3 и С4-С6 осуществляется через “сепаратор-расширитель” С-8, на факел низкого давления (ФНД).

7. Сброс с предохранительных клапанов буферных емкостей БЕ1-БЕ4, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 осуществляется в газосепараторы ГС1, ГС2. Газ с газосепараторов, через “сепаратор-расширитель” С-7, поступает на факел высокого давления (ФВД).

8. Для предотвращения попадания на факелы ФНД и ФВД газового конденсата и капельной жидкости на газопроводах установлены “сепараторы-расширители” С-7 и С-8. Отделившиеся в “сепараторах-расширителях” газовый конденсат и капельная жидкость дренируются в подземные емкости ЕП-6 и ЕП-7, откуда погружными насосами откачиваются в технологические резервуары РВС-10000 №1-4.

9. Сточные воды промышленно-ливневой канализации площадок печей ПТБ-10 №1-4, буферных емкостей БЕ1-БЕ4, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4, сепараторов С1-С3 и С4-С6, резервуаров РВС-10000 №1-4 поступают в подземные емкости ЕП14, ЕП15, откуда погружными насосами откачиваются в технологические резервуары РВС-10000 №1-4.

10. Во избежание переливов технологические резервуары оборудованы приборами предельного уровня жидкости СУС-И, сигнал от которого выведен на световое табло щита операторной. При загорании светового табло срабатывает звуковая сигнализация.

11. С целью максимального сокращения вредных выбросов в атмосферу дымовых газов печей ПТБ-10 работа печей ведется в оптимальном технологическом режиме.

Охрана окружающей среды на установке

На современном этапе развития производства все большее применение находит принцип «от техники безопасности к безопасной технике». Если раньше обеспечение безопасности работающих сводилось к применению предохранительных устройств и защитных приспособлений, то теперь основным направлением охраны труда является создание таких процессов и оборудования, в которых практически исключается возникновение опасностей и вредностей. Энергонасыщенность современных объектов стала огромной. Постоянно интенсифицируются технологии, вследствие этого такие параметры, как температура, давление, содержание опасных веществ, растут и приближаются к критическим. Растут единичные мощности аппаратов, количества находящихся в них веществ. Номенклатура выпуска нефтеперерабатывающего или нефтехимического заводов с передовой технологией, обеспечивающей комплексную переработку сырья, стала состоять из тысяч позиций, причем многие из изготавливаемых продуктов взрыво-, пожароопасные и (или) токсичны. Успешное решение экологических проблем в значительной степени зависит от рационального проектирования и совершенствования таких технологических процессов, как системы факельного хозяйства, каталитического обезвреживания газовых выбросов и очистки производственных сточных вод.

Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. При ветровом потоке воздуха, направленном на здание, над крышей и за зданием создаётся область пониженного давления (зона аэродинамической тени). Внутри этой зоны возникает циркуляция воздуха, в результате которой в зону вовлекается пыль и газовые выбросы. Поэтому все организованные выбросы должны направляться выше той зоны. При этом приземные концентрации вредных веществ могут быть уменьшены до 6 раз.

Для уменьшения выбросов углеводородов необходимо постоянно контролировать герметичность аппаратов, резервуаров, фланцевых соединений и т.д. особое внимание необходимо уделить резервуарам для хранения нефтепродуктов.

Плавающие понтоны предназначены для резервуаров со щитовым или сферическим покрытием с целью снижения потерь хранящихся в них легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов. Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения по сравнению с обычным резервуаром, благодаря чему резко снижаются (в 4-5 раз) потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100-300 мм во избежание заклинивания понтона вследствие неровностей стенки. Зазор перекрывается уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако наибольшее применение имеет затвор из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом. Герметизирующий затвор является неотъемлемой частью понтона. Без затвора работа понтона мало эффективна.


Заключение

В результате выполнения данного дипломного проекта произведен анализ работы технологического оборудования в действительных условиях. Согласно проведенному расчету можно сделать вывод, что для проведения процесса по заданным условиям можно принять стандартный электродегидратор ЭДВ-32 количеством 5 аппаратов.

Произведен экономический расчет, отображающий затраты на использование установки первичной подготовки нефти(общий материальный баланс установки). Определены мероприятия по повышению эффективности оборудования (перечислить!).

Таким образом,  установка первичной подготовки нефти является одним из важнейших элементов при подготовке нефти – как готового нефтепродукта. Установки первичной переработки нефти являются основными в современной нефтеперерабатывающей отрасли, позволяют получать все основные виды топлив, а также сырье для вторичных процессов и нефтехимии.

Список литературы

  1.  Богомолов А.И., Гайле А.А., Громова В.В. и др. Химия нефти и газа. – СПб.: Химия, 2010.–448 с.
  2.  Рабинович В.А. «Расчет процесса осаждения в электрическом поле». Справочник. Санкт-Петербург, «Химия», 2012
  3.  СНиП 2.05.06-85*
  4.  СниП II-106-79
  5.  СНиП 2.11.03-93
  6.  Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов / Под ред. А.Г. Гумерова. 2011. - 271 с.
  7.  Химия нефти / под ред. З. И. Сюняева. - Л.: Химия, 2011. - 360 с.
  8.  Сюняев З. И. Физико-химическая механика нефтей и основы интенсификации процессов их переработки: метод. пособие. - М.: МИНХ и ГП,2010.-94с. 
  9.  Молчанов, А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа : учеб. для вузов : учеб. для студентов вузов по спец. «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов» Изд. 2-е, 2010. – 586 с. :
  10.  Подвинцев, И. Б. Нефтепереработка. Практический вводный курс "Интеллект", 2011. – 119 с.
  11.  Скрипниченко, В. А. Экономика предприятий транспорта и хранения нефти и газа  2010. – 216 с
  12.  Судо М.М. Нефть и горючие газы в современном мире. - М. Недра, 2013.
  13.  Норманн Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. - М.: Олипм-Бизнес, 2012. - 752 с.
  14.  В.Е. Адамов, С.Д. Ильенкова, Т.П. Сиротина, С.А. Смирнов «Экономика и статистика нефтедобывающих предприятий», издательство «Финансы и статистика», Москва, 2012г.
  15.  Конторович А. Э., Коржубаев А. Г., Эдер Л. В. Стратегия развития нефтяного комплекса / Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация». – 2013.- №7. – С. 69-78
  16.   Бухаленко Е.И. "Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования": учеб. / Е.И. Бухаленко, Ю.Г. Абдулаев. - М.: Недра, 2010. - 360 с.
  17.  Гончаров И.В., Новикова Н.В. // Нефтяное хозяйство, 2012.– №1.– С.102–103.
  18.  Иванец Я. И. Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и его эксплуатация. Издательство «Химия», М. 2011 г., 344 с.
  19.  Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности/ РД 08-200–98 Госгортехнадзора России. – М.: изд. Госгортехнадзора, 2010. – 101 с.
  20.  Подавалов, Ю. А. Экология нефтегазового производства,  2010. - 414 с
  21.  Андреев О. С. Пути повышения экологической безопасности при добыче и переработке нефтегазовых ресурсов, 2011. - № 10.- С.78-81
  22.  Брагинский О.В. Мировая нефтехимическая промышленность. М.: Наука, 2013 - 280 с.
  23.  Хаустов А.П., Редина М.М. Охрана окружающей среды при добыче нефти. М.: Дело, 2010 - 344 с.
  24.  Леонтьев А.П., Беев Э.А., Школенко А.П., Леонтьев С.А. Прочностные расчеты аппаратов нефтеперерабатывающих заводов: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011 – 75 с.
  25.   Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование. Учебное пособие. / А.Р. Хафизов, Н.В. Пестрецов, В.В.Чеботарев и др. ; Под ред. А.Р.Хафизова, Н.В. Пестрецова, В.В. Шайдакова. 2012,с. 551.


Приложения          

  1.  Схема установки первичной подготовки нефти
    1.  Схема магистрального нефтепровода
      1.  Схема датчика



 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

59699. Сценарій. Наша мова, у тобі – великого народу ніжна і замріяна душа 50.5 KB
  Одним із найбільших скарбів які успадковує кожний народ від своїх предків є незаперечно його рідна мова. Мова ця то дзеркало душі народу то святиня з котрою звязана не тільки минувшість але і будучність народу і його повага в світі.
59700. День першокласника. Посвячення в читачі. Cценарій 46 KB
  Книги. А чи знаєте ви що книги мають назви Як кожне місто чи село вулиця чи площа деревина чи травичка мають назви так і книги мають свої назви. Дитяча бібліотека це справді Книжкове королівство в якому живуть різні книги і їхні герої.
59701. День козака 32 KB
  Із серця твого слово рідне виривали. Палили вроду у сліпім вогні. А ти весною знову зацвітала У вишитім вкраїнському вбранні... Тебе топтали, били, розпинали, Стріляли у калину і пісні.
59702. На перехресті (правила дорожнього руху для дітей) 67 KB
  Він до школи поспішає - перешкод не помічає (на сцену вибігає хлопець і виконує всі дії, про які говорять ведучі. В цей же час із-за куліс з двох сторін виходять водії (вантажівка та Мерседес) і рухаються по сцені на зустріч один одному.
59703. Свято першого дзвоника (сценарій) 32.5 KB
  Небесні вітрила блакитні Осіння пора підняла, І росяних трав оксамити З південних країв принесла.
59705. Інтегрований урок з української літератури і математики (6 клас) 66.5 KB
  Переорієнтація суспільства на розвиток людини зумовили якісно нові вимоги до вивчення шкільних предметів. Нині робота вчителів повинна бути спрямована головним чином на формування національно-мовної особистості — людини, яка володіє вміннями й навичками вільно...
59706. Від коріння – до крони…продовження традицій українського професійного театру у XX столітті 67 KB
  Мета уроку: розкрити учням традиції, які успадкував український професійний театр у XX столітті від класичного, роль Леся Курбаса у його створенні; виховувати учнів на прикладах полум’яного життя талановитого режисера в дусі патріотизму, вмінню протистояти негараздам...
59707. Узагальнення та систематизація знань з теми «Складне речення» (за повістю «Монолог перед обличчям сина» М.Г. Івасюка) 218 KB
  В. Івасюка його друзів ілюстрації критичні матеріали опорні схеми блоксхеми роздатковий матеріал сигнальні картки перфокарти схемаалгоритм визначення складного сполучникового речення ТЗН. У чому багатогранність таланту Володимира Івасюка 2 Яка пісенна спадщина В.