Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2999 руб.)

Установка подготовки нефти

Дата закачки: 28 Февраля 2016
Продавец: Алексей
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
РЕФЕРАТ

Пояснительная записка изложена на 144 страницах, содержит 6 разделов, 32 таблиц, 7 рисунков, использовано 16 источников. Графическая часть выполнена на 9 листах формата А-1.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА, НЕФТЬ, ЕМКОСТЬ, РЕЗЕРВУАР, НАСОС, СТАБИЛИЗАЦИЯ, , ПРОДУКЦИЯ,ОТСТОЙНИК, КОЛОННА СТАБИЛИЗАЦИИ, , ТЕПЛООБМЕННИК,
В литературном обзоре освещено современное состояние установок комплексной подготовки нефти на промыслах, методы обессоливания и обезвоживания нефтей, стабилизация нефтей и пути интенсификации подготовки нефтей.
В технологической части выполнен поверочный расчет основного оборудования.
В механической части выполнен расчет толщин стенок колонны стабилизации, расчет эллиптических днищ, расчет днища переходного, расчет укрепления отверстия и гидравлический расчет колонны.
В разделе «Контроль и автоматизация процесса» обоснована необходимость автоматизации технологического процесса, выполнен выбор первичных, вторичных приборов и регуляторов.
В разделе «Охрана труда» проанализированы опасности технологического процесса, рассмотрены мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации установки.
В разделе «Охрана окружающей среды» обозначены источники организованных и неорганизованных выбросов вредных веществ на установке, даны характеристики выбросов и рассмотрены мероприятия по снижению загрязнения окружающей среды.
В экономической части приведены расчеты и оценка эксплуатационных затрат, оценка себестоимости продукции, оценка рентабельности и прибыли технологической установки.


Коментарии: 1.5 Стабилизация нефти
Из промежуточной емкости Е-1 обессоленная нефть насосами Н-3/1-4 подается во вторую группу теплообменников Т-2/1-8, где обессоленная нефть подогревается до температуры 120 - 185 °С горячей стабильной нефтью из куба колонны К-1; при этом обессоленная нефть проходит по межтрубному пространству, а стабильная нефть проходит по трубному пространству и откачивается насосами Н-4/1-3 через теплообменники Т-1/1-16 с температурой до 40 °С в товарные резервуары РВС-5000. Предусмотрена возможность подачи нефти насосами Н-3/1-4 непосредственно в печи ПБГ-1, 2.
Обессоленная нефть после первичной рекуперации тепла в теплообменниках Т-2/1-8 поступает на 11, 15 тарелки колпачковой ректификационной колонны К-1.
Для подачи обессоленной нефти в колонну К-1 используется центробежный насос типа НК-560/300 и НКВ-600/320 с производительностью 400 - 560 м3/час, напор насоса до 30 кгс/см2.
Для откачки стабильной нефти на склад используются центробежные насосы типа 10НД-6×1 с производительностью 240 - 460 м3/час, напор насоса 10 - 15 кгс/см2.
Расход обессоленной нефти в колонну стабилизации от насосов Н-3/1-4 замеряется диафрагмой, контролируется и регистрируется на диаграмме прибора FR-22 и регулируется в заданных пределах в зависимости от уровня в буферной емкости регулятором ZRCA-49 и регулирующим клапаном 49г, установленным на выкидной линии насосов.
Давление нефти на выкиде насосов Н-3/1-4 контролируется электроконтактным манометром PISA-40 с сигнально-блокирующим устройством, при падении давления ниже заданных пределов следует сигнализация и отключение насосов.
Процесс стабилизации нефти заключается в выделении из нефти широкой фракции легкокипящих, а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как азот, сероводород, углекислый газ.
Выделение из нефти ШФЛУ осуществляется методом ректификации в тарельчатой колонне К-1, внутри которой имеется 38 колпачковых тарелок.
Ректификация - это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на колпачковых тарелках за счет двух встречных потоков парообразной и жидкой фаз.
Движущей силой процесса ректификации является разность температур и давлений по высоте колонны.
Для поддержания подобного режима в нижнюю часть колонны подается горячая нефть с температурой 200 - 290 °С из печей подогрева, а в верхнюю часть колонны подается более холодная жидкая фаза – флегма с температурой до 40 °С.
В качестве флегмы используется часть нестабильного бензина, сконденсированного в конденсаторах – холодильниках.
Колонна стабилизации представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат, состоящий из двух частей: верхней – укрепляющей части меньшего диаметра и нижней – исчерпывающей части большего диаметра, сверху и снизу колонна закрыта эллиптическими днищами.
На верхней части колонны имеется спаренный предохранительный клапан, сброс с предклапана осуществляется в аварийную емкость Е-4/2.
Внутри колонны имеется 38 колпачковых тарелок, каплеотстойник, пустотелый куб, уровнемер РУПФ-64 с пневматической приставкой ПР-7.
Для поддержания температуры низа колонны в заданных пределах предусмотрена система циркуляции стабильной нефти: нефть из куба колонны К-1 забирается Н-5/1-5 в две четырехпоточные печи П-1, П-2.
Схема обвязки Н-5 позволяет производить закачку по двум независимым линиям в П-1 и П-2, предусмотрена возможность питания П-1, П-2 по одной линии.
Поступление нефти в каждую печь П-1, П-2 замеряется диафрагмами 23а, 24а, контролируется и регистрируется по диаграмме прибора FR-23, 24.
Давление на выкиде насосов циркуляции Н-5/1-5 замеряется электроконтактными манометрами PISA-59-63 с сигнально-блокирующим устройством, при падении давления срабатывает сигнализация.
Для наиболее полного извлечения нестабильного бензина в колонне стабилизации поддерживаются следующие параметры технологического режима:
• температура куба колонны – 160 - 250 °С;
• давление в колонне – 5 - 11 кгс/см2;
• температура верха колонны – от 40 до 80 °С;
• температура зоны питания колонны – 130 - 155 °С;
• кратность орошения (флемовое число) – 1,8:1 (1,8);
 расход сырой нефти на колонну – 300 - 900 м3/час.
Установка № 1, № 2 может работать как с узлом стабилизации, так и без него.
В случае работы без узла стабилизации установка до насосов обессоленной нефти Н-3/1-4 работает по основной схеме, а далее через насосы Н-3/1-4 нефть поступает не в колонну К-1, а в печи П-1, П-2 и далее, минуя прием насосов Н-4/1, 2, 3, по перемычке и откачивается этими насосами через Т-1-8 (9-16) на склад в резервуары товарной нефти, при этом регулирующий клапан 50д на выкиде насосов Н-4/1, 2, 3 отключается, нефть откачивается по байпасу.
В качестве подогревателя нефти на установке используется радиантно-конвекционная печь ПБ-20, которая представляет собой вертикальный четырехпоточный трубчато-змеевиковый аппарат, каждый из четырех змеевиков печи состоит из пакета труб диаметром 150 мм.
Все четыре пакета трубчатых змеевиков заключены в общий кожух, в нижней части расположена топка, в верхней части установлена дымовая труба.
Нагрев нефти в печах осуществляется продуктами сгорания сухого нефтяного газа, поступающего с ГПЗ или сырого газа, поступающего с I ступени сепарации.
Необходимое разрежение в топке печи создается за счет тяги, образуемой при выходе дымовых газов в атмосферу.
На каждом из четырех потоков печи расход нефти замеряется диафрагмами FE 25 - 28 (29 - 32), контролируется и регистрируется на диаграмме прибора FRSA-25 – 28 (29 - 32), предусмотрена сигнализация падения расхода и блокировка по отключению топливного газа в печь.
Температура подогрева нефти в печи регулируется в заданных пределах оператором по площадке стабилизации задвижкой, установленной на линии подачи топливного газа к горелкам печи, показание регистрации температуры осуществляется на диаграмме дублирующего прибора TR-9.
Замер температуры над перевалами печей, корпуса печей, отходящих дымовых газов контролируется и регистрируется на диаграмме прибора TR-8.
Для обеспечения безопасного обслуживания печей предусмотрен контроль давления топливного газа к печам по приборам PSA-64 - 67 с сигнализацией и блокировкой, при падении давления газа ниже нормы следует сигнализация и отсечка газа с помощью клапанов – отсекателей 64 - 67, предусмотрена подача пара в печи для продувок в том числе и в аварийных случаях.
Парогазовая смесь ШФЛУ с верхней части колонны К-1 поступает в 6 пар параллельно работающих конденсаторов – холодильников Х-1/1-6, где охлаждается и конденсируется водой циркуляционного водоснабжения и поступает в бензосепараторы С-1/1, 2.
По своей конструкции бензосепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими крышками объемом 100 м3, оснащен предклапаном со сбросом в Е-4/2.
Температура верха колонны поддерживается в заданных пределах до 80 °С подачей орошения (флегмы), расход флегмы контролируется и регистрируется на диаграмме прибора FR-34.
Регулирование температуры верха колонны, а следовательно, и расхода флегмы осуществляется прибором – регулятором TRC-10 и регулирующим клапаном, установленным на линии подачи флегмы от насоса Н-6/1, 2. Для подачи флегмы используется центробежный одноступенчатый насос с производительностью до 460 м3, напором 10 - 13 кгс/см2, падение на выкиде насоса контролируется техническим манометром.
Температурный режим колонны стабилизации контролируется и регистрируется на диаграммах приборов TR-7, TR-9, TR-10, TR-11, замер и регистрация температур на конденсаторах Х-1/1-6 осуществляется по приборам TR-7, TR-9, TR-12.
Давление в колонне контролируется и регистрируется на диаграмме прибора PIRA-85 и поддерживается в заданных пределах сбросом некондиционного газа из бензосепараторов на ГПЗ, предусмотрена сигнализация превышения давления в колонне.
Сброс давления в заданных пределах до 5-13 кгс/см2 из бензосепараторов осуществляется регулятором давления PRC-86 и регулирующим клапаном, установленным на линии сброса газа на ГПЗ.
Уровень в кубе колонны стабилизации поддерживается в заданных пределах регулятором уровня LIRCA-50 и регулирующим клапаном 50д, установленным на линии выкида насоса Н-4/1-3 по откачке стабильной нефти на склад, предусмотрена регистрация и сигнализация падения или превышение уровня.
Уровень в бензосепараторах поддерживается в заданных пределах регулятором уровня LIRCA-51, 52 и регулирующим клапаном, установленным на линии откачки бензина в отстойники О-3/1, 2, на защилачивание бензина.
Во время постоянной работы на тарелках колонны скапливается вода, которая периодически дренируется частично вместе с бензином в баллон - шлюз Б-1.
Дренаж воды осуществляется с четырех тарелок с 21, 25, 29, 33, паровая смесь по уравнительной линии из баллона – шлюза возвращается в верхнюю часть колонны, а вода после отстоя сбрасывается в промышленную канализацию.
1.6 Деэмульгаторы
Деэмульгаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ) делятся на три основные группы:
- анионоактивные – карбоновые кислоты и их соли, сульфоэфиры, алкилсульфанаты и алкилорилсульфонаты;
- катионоактивные – азотистые основания и другие;
- неионогенные – вещества, получаемые присоединением оксида этилена к органическим веществам с подвижным атомом водорода.
В 70-ые годы приступили к внедрению деэмульгатора типа блоксополимеров оксидов этилена и пропилена – Проксанол-186, Проксанол-305 и Проксамин-385. В качестве растворителя предлагалось использовать водный раствор метанола. Оптимальным признан состав, в котором 35% растворителя. Средний расход деэмульгаторов составил 63 г/т и близок к расходу импортного деэмульгатора Дисолван 4411. Данные деэмульгаторы не уступают по деэмульгирующей способности Дисолвану 4411 [10].
Для повышения эффективности процесса обезвоживания в широком интервале температур предложена в качестве деэмульгатора мононатриевая соль 12-трет-бутил-флуорантен – 4–сульфокислоты (ТБФС), которая используется в виде водных растворов [11]. Предлагаемый деэмульгатор является активным не только при температурах 20-600С, но и увеличивает свою активность при повышении температуры до 900С и выше. Эффективность применения ТБФС проверяли на нефти Ромашкинского месторождения. Результаты испытаний деэмульгаторов ТБФС и Дисолвана 4411 приведены в табл. 1.1
Таблица 1.1
Влияние типа деэмульгатора на обезвоживание Ромашкинской нефти обводненностью 20% масс

Деэмульгатор 
Расход, г/кг Выделилось воды при 900С, % мас.
при времени отстоя
  30 мин. 1 час 2 часа 4 часа

ТБФС 
0,0225 
96,0 
100 

-

Дисолван 4411 
0,0225 
79,0 
86,2 
88,2 
90,1

Содержание остаточного хлора в пересчете на NaCl представлено в табл.1.2





Таблица 1.2
Влияние деэмульгатора на содержание NaCl

Деэмульгатор
 
Расход, мг/кг Количество остаточного NaCl при 900С, мг/дм3,
при времени отстоя
  1 час 2 часа 3 часа 4 часа

ТБФС 
22,5 
25,0 
16,5 
10,4 
8,3

Дисолван 
22,5 
44,0 
32,3 
22,0 
18,8

Одним из современных отечественных деэмульгаторов является Проксамин НР-71 [12] и Реапон – 4В [13]. Реагенты представляют собой растворы неионогенного ПАВ в органическом растворителе. Они предназначены для обезвоживания нефти при температуре 20-600С. Их удельный расход составляет 20-80 г/т нефти. Деэмульгаторы отличаются высокой избирательной деэмульгирующей активностью. Кроме того, Реапон-4В может быть использован в районах с суровым климатом.
Фирма BASF патентует группы деэмульгаторов, включающих кроме алкилированных алкилфенолформальдегидных смол продукты этирификации канифоли или малеопимаровой кислоты оксиалкилированными карбоновыми кислотами [14].
Фирма Exon Pesearch End предлагает многокомпонентные деэмульгаторы, состоящие из алкоксилированной алкилфенолформальдегидной смолы и из двух алкоксилированных полиаминов.
Фирма Hohst предлагает в качестве деэмульгаторов продукты взаимодействия фенолформальдегидных смол и блоксополимеров оксидов пропилена и этилена на основе пропиленгликоля или амина.
Немецкая фирма Goldshmidt предлагает применять смеси кремнийсодержащих компоннетов с неионными ПАВ (полиуретанами, блоксополимерами и др.).
К ингибиторам коррозии относится деэмульгатор фирмы Petrolite Corp., представляющий собой теазиновые четырехзамещенные аммониевые соли полиэпигалогидрина.
На рис.1.6 приведена зависимость прочности межфазных пленок модельной системы от рН водной среды после 20 часов «старения». Из рисунка видно, что начиная со значений рН = 2 прочность пленок уменьшается [15].

Зависимость прочности межфазных пленок от рН воды

Было установлено, что эмульсия с кислой средой разрушалась значительно лучше, чем эмульсия с подщелочной водной фазой. Так же были проведены опыты, где изменяли рН среды раствора реагента, а в качестве эмульсии использовали нефть Тожанского месторождения. Результаты опытов при расходах реагента 60, 80, 100 и 160 г/т приведены на рис.1.7. Повышение рН до 3-4 и ниже, значительно увеличивает активность последнего. В области рН = 4-8 наблюдается прогиб кривой вниз, тем больший, чем меньше дозировка реагента. Отсюда следует, что, регулируя рН раствора реагента, можно существенно снизить его расход.
Разрушение Тожанской 30%-ной водонефтяной эмульсии в зависимости от рН раствора реагента.


При выборе схемы и условий обезвоживания необходимо учитывать обводненность и стабильность эмульсионной нефти, степень и способ ее подготовки, место подачи деэмульгатора, интенсивность перемешивания, т.е. чем меньше воды в эмульсии и чем она «моложе», тем менее жесткие условия необходимы для подготовки, меньше аппаратов необходимо для отстоя, меньше расход деэмульгатора и наоборот.
Основные принципы эффективного обезвоживания и обессоливания нефти можно сформулировать так:
- полное разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды на ступени обезвоживания путем добавления в эмульсию деэмульгатора;
- введение небольшого количества пресной воды, заранее диспергированной в нефтепродуктах или части обессоленной нефти в смесителях;
- применение гидродинамических, электрических каплеобразователей и других средств, обеспечивающих укрупнение капель вплоть до расслоения потока до поступления эмульсии в отстойники;
- снижение турбулентности потока в направлении движения обессоливаемой нефти;
- достаточное время обработки эмульсии промывочной водой.

1.7. Современные пути интенсификации подготовки нефти на промыслах
В зависимости от физико-химических свойств сырья, стойкости нефтяной эмульсии различают следующие принципиальные решения исполнения УПСВ:
- без использования химических реагентов-деэмульгаторов;
- с использованием реагентов-деэмульгаторов для разрушения эмульсии в трубопроводах и аппаратах;
- с применением дополнительного нагрева водонефтяной эмульсии;
- с подачей рециркулирующей нефти;
- с подачей рециркулирующей воды;
- комбинированные методы.
В настоящее время, в связи с тенденцией децентрализации систем сбора и подготовки нефти, с разграничением хозяйственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий, ниже перечисленные решения имеются не всегда в комплексе УПСВ. Несмотря на это к обводненности нефти на выходе УПСВ предъявляются более жесткие требования – менее 5%, а зачастую менее 1%, т.е. с УПСВ требуется получать нефть товарной кондиции по остаточному содержанию воды.
В этих условиях состав (набор) основного технологического оборудования УПСВ может приближаться к составу УПН. Для сокращения размеров установок, снижения объемов СМР и сроков строительства, применение совмещенных аппаратов подготовки нефти, газа и воды является приоритетным направлением. Для применения в составе УПСВ лучшими являются аппараты совместной подготовки нефти и воды. Разработкой и изготовлением аппаратов такого типа занимаются научно-производственные предприятия в РФ и за рубежом, продукция которых представлена унифицированным рядом трехфазных сепараторов типа ТФСК, аппаратами типа БУОН, аппаратами подготовки воды ОВК, АГОВ, ФДК и большим ассортиментом вспомогательного оборудования, необходимого для эффективного ведения процесса сброса свободной воды и подготовки нефти (УОН - устройство обработки нефти деэмульгаторов, УПЭС – устройство повышения эффективности сепарации газа от нефти, УИС – устройство интенсификации смешения реагентов).
Наибольший интерес вызывают в настоящее время блочные унифицированные отстойники БУОН. Применение этого оборудования позволило сократить общее количество емкостного оборудования, например на Бариновской УПСВ ОАО “Самаранефтегаз” в три раза, даже при отсутствии какой либо автоматики. При ручном регулировании работы в неустановившемся режиме данные аппараты обеспечивают необходимый уровень показателей по обезвоживанию нефти с производительностью до 16000 м3/сут. Для получения на установке более стабильных показателей специалистами ОАО “Самаранефтегаз” разработаны мероприятия, направленные на автоматизацию и модернизацию технологической схемы установки, исходя из требований ситуации сегодняшнего дня с дальнейшей перспективой развития.
Аппарат обезвоживания нефти БУОН представляет собой отстойник с вертикальным движением потоков дисперсионной (нефти) и дисперсной (воды) сред, когда ввод эмульсии осуществляется в слой дренажной воды. Отстойник рассчитан на работу под внутренним избыточным давлением. Работа аппарата рассчитана на эффективность разделения эмульсии в промежуточном слое, образовывающемся на границе раздела фаз “нефть-вода”.
Промежуточный слой представляет собой “кипящий” коалесцирующий фильтр, высота которого зависит от обводненности сырья, температуры, качества обработки деэмульгатором и от производительности.
Опыт эксплуатации данных аппаратов показывает, что применение оборудования позволяет достигнуть большого экономического эффекта в снижении стоимости подготовки нефти за счет:
- снижения потребности в емкостной аппаратуре в 1,5 ÷ 2 раза из-за его высокой единичной производительности;
- снижения расхода дорогостоящих деэмульгаторов на 15 ÷ 20%;
- снижения температуры ведения технологического процесса на 5 ÷ 80С;
- повышения технологической надежности объектов подготовки нефти благодаря устойчивой работе установок по производительности, давления, температуре и подготовленности эмульсии к расслоению при колебаниях входных параметров сырья.
Дальнейшие пути интенсификации подготовки нефти на промыслах связаны с:
- применением отечественных высокоэффективных реагентов –деэмульгаторов;
- внедрением новейшего прогрессивного оборудования установок подготовки нефти;
- оснащением современными автоматизированными системами управления технологическими процессами (АСУТП).
- защитой внутреннего и наружнего поверхностей технологического оборудования и трубопроводов посредством нанесения антикоррозийного покрытия или использование для их изготовления новейших материалов, устойчивых к коррозии.


Размер файла: 3,1 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.zip)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

Технологии и оборудование по производству биодизельного топлива
Лекции по cбору и подготовке скважинной продукции
Учебно-методический модуль. Контроль за закачкой воды в систему ППД
Расчет материального баланса дожимной насосной установки
Модернизация нефтегазового сепаратора системы подготовки нефти Бешкульского месторождения-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Установка измерительная мобильная УЗМ с модернизацией расходомера-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Установка погруженного электроцентробежного насоса Схема технологическая, Комплекс оборудования УЭЦН-Чертеж-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Курсовая работа-Дипломная работа
Ещё искать по базе с такими же ключевыми словами.




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Установка подготовки нефти

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!