Установка комплексной подготовки нефти. Укпн реферат

Реферат - Азнакаевская УКПН - Технология

                                                                                                                                стр. 

     Введение

1<span Times New Roman"">      

1.1  Историяразвития предприятия

1.2 Азнакаевская  УКПН

1.3 Применение  деэмульгаторов дляподготовки нефти на промыслах

1.4   Борьба спотерями углеводородов

2<span Times New Roman"">      

3<span Times New Roman"">      

3.1 Требования к готовой продукции

     3.2  Характеристика ШФЛУ, получаемой на блокестабилизации

3.3  Физико –химические свойства попутно добываемых вод

3.4  Физико –химические свойства попутно добываемого и топливного нефтяного газа

3.5<span Times New Roman"">   

4<span Times New Roman"">           

5<span Times New Roman"">           

6<span Times New Roman"">           

7<span Times New Roman"">           

8<span Times New Roman"">           

8.1  Цель иназначение автоматики

8.2<span Times New Roman"">   

8.3<span Times New Roman"">   

9<span Times New Roman"">           

10<span Times New Roman"">          

Заключение

         Приложение А.Библиография

         Приложение Б. Данныерасчета на ЭВМ

         Приложение В.Спецификация к чертежам

ВВЕДЕНИЕ

         Нефтянаяпромышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства.

         СовременноеНГДУ(Нефте Газо Добывающее Управление) располагает большим разнообразнымхозяйством: многочисленные сооружения основного производственного назначения,обеспечивающее добычу, сбор и подготовку нефти к транспортированию, подготовкук закачке в пластовых, сточных и пресных вод, а так же вспомогательныесооружения и службы: энергохозяйство, связь, механические мастерские, транспорти т.д.

         Сложный  комплекс сооружений и служб долженсоответствовать современному уровню развития техники, технологии сбора иподготовки нефти, газа и воды к транспортированию их потребителю и обеспечиватьбесперебойную работу НГДУ для выполнения суточных масляных масляных и газовых плановдобычи нефти и газа.

         Характернойчертой технического прогресса в нефтедобывающей промышленности при промысловомобустройстве в настоящее время является использование блочно-комплексного автоматизированного оборудованияизготовляемого индустриальным способом.

         Средимногих эффективных процессов и аппаратов, разработанных и внедренных за этигоды на промыслах, заслуживают упоминания:

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

             1     АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

          1.1        История развития предприятия

Проблема повышениякачества реализуемой нефти встала буквально с первых дней деятельностиуправления. Из-за несбалансированности объемов с необходимыми капвложениямиотставало строительство объектов утилизации попутного нефтяного газа (сжигаласьв факелах), объектов промысловой подготовки нефти и т.д.

В развитии системыподготовки нефти НГДУ(Нефте Газо Добывающего Управления)«Азнакаевскнефть» можновыделить три этапа.

1 этап: 1957-1963 гг.

характерные черты этогоэтапа: фонтанная добыча нефти, быстрый ее рост, открытая система сбора итранспорта нефти с большими потерями легких фракций углеводородов (4-5%),отсутствие мощностей по комплексной подготовки нефти и сточной воды и др.

добыча нефти за эти годы наАзнакаевской площади возросла с 650 до 4700 тыс. тонн. Подготовка нефти веласьна 2-х ТХУ (термохимические установки), маломощных и несовершенных потехнологии. Специализированного цеха не было и подготовкой нефти занимался коллективнефти — промысла №1.

Нефть поставлялась наотечественные заводы и разрешалась сдавать её с обводненностью до 2-х %, припревышении – нефтяники платили штрафы и весьма значительные. В июле 1963 г.ввели в эксплуатацию установку по комплексной подготовки нефти – УКПН–1.(Установка Комлексной Подготовки Нефти)

2 этап:1964-1972 гг.

это был, пожалуй, самыйнапряженный период для коллектива ЦКППН. На промыслах завершили перевод самотечных скважин на герметизированнуюсистему сбора и транспорта нефти, в результате значительно сократились потерилегких фракций.

Рационализаторы ЦКППНразработали и внедрили технологию по предварительному обезвоживанию сырой нефтив резервуарах, что позволило значительно увеличить полезную мощность УКПН-1.

В этот период по нефтепроводу«Дружба» началась поставка на экспорт нефти в соцстраны. Требования к качествунефти были очень жесткими: содержание воды не более 0,5%, солей до100 мг/л (1группа по качеству).

Повышение качества нефти доэкспортной кондиции считалось в то время важнейшей народнохозяйственной задачейнефтяников.

В 1964 г. УКПН – 1 введенана проектную мощность 3,8 млн. т. в год режиме обезвоживания и обессоливания.

В 1966 г. освоили блокстабилизации и выработали первые 42 тыс. т. ШФЛУ, ценнейшего сырья для производствасинтетического каучука и других продуктов нефтехимии. Началось частичноеиспользование дренажных вод для ППД. Из-за несовершенной системы очистидренажных вод, большая их часть закачивалась в поглощающие скважины, чтопривело к засолению родников и другим отрицательным экологическим последствиям.За этот период добыто более 58 млн. т. нефти.

Существующие мощности УКПН–1 и ТХУ не могли обеспечить подготовку всего объема добываемой нефти доэкспортной кондиции 40% было реализовано с обводненностью до 2%.

За указанный период (1964 –1972 гг.) было подготовлено нефти за экспорт 35 млн. т., выработано ШФЛУ – 627тыс. т. В 1972 г вводится в эксплуатацию УКПН –2 производительностью 3,5 млн.т. Потребовалось 16 лет, чтобы обеспечить мощностями комплексной подготовкивесь объем добываемой нефти.

3 этап: 1973-1995 гг.

Вся добытая нефть проходиткомплексную обработку.

Подготовлено на экспорт105,4 млн. т., выработано 2,9 млн. т. ШФЛУ.

В 1975 г. введены вэксплуатацию очистные сооружения закрытого типа. Вся сточная вода с этоговремени используется для закачки в продуктивный пласт.

В связи с падением добычинефти образовалась излишняя мощность. За 1973-1983 гг. на установкахподготовили 18 млн. т. джалильской нефти.

При освоении УКПН – 1и УКПН– 2  ЦКППН столкнулся с большимитрудностями.

Понадобилось годынапряженной инженерной работы, чтобы устранить недостатки и причины различныхаварий.

На установке подготовкинефти проектом приняты две системы водоснабжения:

1.<span Times New Roman"">    

2.<span Times New Roman"">    

Сточные воды установкиподготовки нефти образуются при обезвоживании и обессоливании нефти.

Кроме того, имеют местоливневые стоки с бетонных технологических площадок и обвалования резервуаров ихозяйственно-фекальные стоки. Очищенная и дегазированная сточная водаутилизируется путем закачки её в продуктивные горизонты в системе поддержанияпластового давления. Газоснабжение объектов установки подготовки нефтипредусмотрено от газовых сетей среднего давления Р = 3 кгс/см2.

Питание приборов КИПиАосушенным сжатым воздухом осуществляется от компрессорной воздуха,расположенной на территории установки.

Подогрев обезвоженной иобессоленной нефти для колонны стабилизации осуществляется в печах П-24.

Технологическая схема подготовкинефти на описываемой установке осуществляется в три ступени.

1.2Азнакаевская УКПН

         Проект Азнакаевской УКПН при Азнакаевском товарномпарке производительностью 3,5 млн. Тонн в год по стабильной нефти разработанКазанским филиалом института ‘Татнефтепроект’’ в 1954 году. В 1969 году проектблока стабилизации переработан Горьковским филиалом института‘Гипронефтезаводы’’ и увязан с проектом блока обессоливания.

         УКПНвведена в эксплуатацию в 1972 году, состоит из следующих объектов:

1. Главный корпус, куда входят:

а) операторная

б) венткамера

в) водонасосная

г) бытовое помещение

д) насосная обессоленной нефти

е) насосная стабильной нефти

ж) воздухокомпрессорная

з) электроснабжение установки, РУ-6кВ

2.Печи  П-24 №1, №2

3.Сырьеваянасосная

4.Площадкашаровых отстойников

5.Площадкагоризонтальных отстойников

6.Площадкатеплообменной аппаратуры Т-1

7.Площадкатеплообменной аппаратуры Т-2

8.Блокстабилизации

а) колонны К-1, К-2

б) емкости Е-11, Е-12, Е-13, О-2

в) аппараты воздушного охлаждения

г) концевые холодильники

9.ТрансформаторнаяКТП-6/0,4кВ электроснабжение

10.Бензонасосная

11.Факельноехозяйство

12.Площадкааварийной емкости

13.Внутриплощадныетехнологические трубопроводы

14.Закольцованноеводоснабжение

15.НефтепроводУКПН-АТП

16.Площадкаотпуска продукта К-2

17.Контрольно-измерительныеприборы и автоматика

18.Газопровод

         АзнакаевскаяУКПН предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти докондиции согласно ГОСТ-9965-76, выработки и поставки ШФЛУ по качеству марки‘А’’ и марки  ‘Б’’, согласно условиямпоставки и соответствовать техническим условиям ТУ 38101524-93.

        1.3 Применение деэмульгаторов дляподготовки нефти на промыслах

         Водонефтяныеэмульсии, представляющие собой дисперсные системы с большой межфазнойповерхностью, обладают большой межфазной свободной энергией и стермодинамической точки зрения должны быть неустойчивыми, то есть самопроизвольно расслаиваться на нефть и воду.

         Деэмульгаторынефтяных эмульсий относятся к обширному классу ПАВ, то есть веществ, способныхскапливаться ( адсорбироваться) на поверхности раздела двух соприкасающихсясред с различными физико-химическими свойствами ( нефть и вода).

         Наибольшеераспространение в качестве деэмульгаторов получили неионные ПАВ, получаемые наоснове окисей алкиленов, продуктов их модификации или композиции на основенеионных продуктов.

         Похарактеру растворителя деэмульгаторы разделяются на 3 группы. К первойотносятся реагенты, в которой в качестве растворителя используется метанол(дипроксамин 157-65М, проксамин НР-71М и прогалит 15/100), ко второй  – деэмульгаторы  СНПХ-44Н и реапон-1М, в которых растворительпредставляет собой смесь ароматических углеводородов и спиртов. В третью группувходят деэмульгаторы проксанол 305-50, проксанол 186-50, проксамин 385-50, реапон4В.

         Посмачивающей способности (хорошая, средняя, низкая) деэмульгаторы могут бытьусловно разделены на три группы. К первой группе относятся прогалит НМ 20/40Е иреапон 4В, которые при концентрации водных растворов 3 г/л в течение 49-59секунд смачивают половину навески гидрофобного порошка.

         Деэмульгаторпроксанол 305-50 по смачивающей способности уступает этим двум реагентам.

         Дипроксамин157-65М, проксамин 385-50 и проксанол 186-50 имеют низкую смачивающуюспособность.

         Такимобразом, при обработке эмульсий нефтей, содержащих механические примеси,предпочтение может быть отдано деэмульгаторам прогалит НМ 20/40Е и реапон 4В.

         Можновыделить 3 основные технологические стадиипроцесса разрушения водонефтяныхэмульсий: обработка эмульсии деэмульгатором, при которой происходятфизико-химические процессы разрушения защитных оболочек; подготовка эмульсии кразделению, при которой уменьшается удельная поверхность эмульсии, то естьпроисходит слияние капель при их столкновении; разделение эмульсии наобразующие ее фазы с наименьшей границей их раздела.

1.4 Борьба с потерями углеводородов

По разным оценкам, потеригаза и легких фракций нефти в масштабах страны (от скважины до бензоколонки)составляли 50 млн. тонн в год, что равносильно потери добычи нефти целогокрупного нефтяного региона. Причины потерь заключаются в недостаточнойстабильности нефти и негерметичности резервуаров, в которые она поступает.Кроме потерь углеводородного сырья происходит значительное загрязнениеатмосферного воздуха, превышающее предельно-допустимое на расстоянии 800 — 1500м. На выбросы из этих объектов приходится до 60% экономического ущерба,создаваемого выбросами из передвижных и стационарных источников в районахдобычи нефти. Поэтому важной задачей является максимальное сокращение ( вплотьдо исключения) потерь и выбросов из конденсатосборников и резервуаров вусловиях высокой плотности населённых пунктов и ужесточения экологическихограничений.

В объединении «Татнефть»проблема совершенствования техники сепарации и сокращения потерь ценныхуглеводородов решалась на основе целого комплекса ( выполненных на уровнепоследних достижений) технологий, схем и оборудования, в том числе:

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

тах, имеющих резерв по давлению рабочего газа илижидкости, и утилизации сероводородсодержащего газа;

*<span Times New Roman"">                   

*<span Times New Roman"">                    

*<span Times New Roman"">                    

*<span Times New Roman"">                    

*<span Times New Roman"">                    

         Вначальный период обустройство промыслов Татарии осуществлялось по самотечнойсхеме сбора с установкой индивидуальных замерно-сепарационных устройств накаждой скважине. Эффективность сепарации была недостаточной, а повышенноедавление сепарации вызывало значительные потери углеводородного сырья отиспарения в резервуарах и высокую загазованность воздушного бассейна в районахдобычи нефти.

         Этовызвало необходимость разработки более совершенной групповой схемы сбора нефтис дожимными насосными станциями, превратившимися в последствии вгерметизированную высоконапорную схему сбора и транспорта нефти.

         Вдальнейшем процесс сепарации нефти осуществлялся дифференцированно по операциямпри наиболее благоприятном гидродинамическом режиме в трубопроводах промысловойсистемы сбора. Часть операций была перенесена на концевые делители фаз срасчетными характеристиками ( длина, диаметр), а очистка газа от взвешенныхчастиц жидкости выполнялась наземным оборудованием.

Таким образом, качественныйскачок в сепарации газонефтяных смесей на промысловых объектах дал возможностьразработать совмещенную технологию транспортирования продукции скважин исепарации газа. Данная технология позволила снизить удельные капиталовложенияна объектах сепарации более, чем в 3,7 раза, себестоимость процесса — более,чем в 3 раза, сократить массовые потери углеводородов с 10% от общих ресурсовнефтяного газа до 1.03%  (по нефти) врезервуарах.

Второй этап работы посокращению потерь легких фракций связан с разработкой техники и технологииотбора и утилизации углеводородов.

Для определения оптимальныхрежимов технологии была разработана оптимизационная модель сепарации нефти срециркуляцией газа. Её функционалом служит сумма взаимоисключающих слагаемых:потерь легких фракций нефти от испарения в резервуарах и энергетических затратна компримирование газа. В результате этого была выявлена область эффективногоприменения технологии рециркуляции в зависимости от состава нефти.

На основе проведенныхисследований было разработано несколько модификаций технологии сепарации срегулируемым отбором и подачей газа в нефть. Процесс осуществляется в дваэтапа: в начале перед первой ступенью сепарации предварительно отбирают газ,что позволяет улучшить абсорбиру-ющую способность нефти и извлечь большееколичество тяжелых компонентов из рециркулируемого газа, затем часть этого газавозвращают в нефть для более избирательного распределения углеводородныхкомпонентов между фазами на последующих ступенях сепарации. На практикетехнология позволяет снизить суммарные потери от испарения и конденсации на 24%без увеличения нагрузки на компрессорное оборудование.

Технология осуществляетсяследующим образом: газ, выделившийся в сепараторах, направляют на компрессорнуюстанцию, где коипримируют до Р=0,5 — 0,6 мПа, затем подают в газопровод. Впроцессе движения газа вследствие снижения температуры до 10 — 15 градусов изнего начинает выделяться конденсат, в котором на начальном участке газопроводав основном содержится вода ( до 95%). При дальнейшем движении газа из неговыпадает конденсат, который скапливается в кондесатосборниках. Отсояв-шийся вних от вод конденсат пропускают через диспергатор и образовавшуюсятонкодисперсную систему непрерывно вводят в зоны пониженного давления, которыесоздают по газопроводу задвижками в местах наибольшего скопления конденсата. Засчет перепада давления создается повышенный скоростной напор газового потокаспособствующий мгновенному распространению полученных диспергаторами мельчайшихкапелек конденсата в объеме газового потока по длине газопровода. В резуль-татена  газоперерабатывающий завод в полномобъеме поступают углеводороды в виде обогащенного газа и мелкодисперсногоконденсата. Энергетические затраты на реализацию данной технологии снижаютсяпри одновременном использовании технологии рециркуляции, т.к. уменьшаетсяколичество диспергируемого конденсата.

Таким образом, задачасокращения потерь углеводородов при транспортировании газ полностью решаетсядвумя взаимо дополняющими технологиями: рециркуляции и транспорта распыленногоконденсата.

Более эффективной оказаласьтехнология отбора паров из нефти из резервуаров с помощью установок УЛФ. Онапредусматривает улавливание испаряющихся углеводородов практически до 100%(масс.), принося огромную прибыль и решая одновременно с этим проблемупредотвращения загрязнения окружающей среды вредными выбросами.

Установки УЛФ работают вавтоматическом режиме, имеют устройство самозащиты от случайных отключений,способны функционировать длительное время в режиме частых включений иотключений, работоспособны в условиях высокоагрессивных сред. Толькоустановками УЛФ в 1991 — 1995 гг уловлено более 340 тысяч тонн углеводородов.

Комплекс рассмотренныхтехнологий позволяет решить важнейшую для современного периода проблему — защита окружающей среды, получив при этом большой экономический эффект.

Наибольший эффект достигнутпри внедрении совместного сбора системы УЛФ и КДФ, что объясняется как высокойэффективностью технологий, так и широким их применением.

1<span Times New Roman"">      

Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в нейгазов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллысолей и воду. Содержание твердых частиц в не­очищенной нефти обычно непревышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. Сувеличением продолжи­тельности эксплуатацииместорождения возрастает обводнение неф­тяного пласта и содержание воды вдобываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая изпласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральнымнефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти,поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.

Присутствие в нефти механических примесейзатрудняет ее транс­портирование по трубопроводам и переработку, вызываетэрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отло­жений втеплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов),содействует образованию стойких эмульсий.

Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почтине гидролизуется. Хлористый кальцийв соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10% собразованием НС1. Хлористый магний гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причинойкоррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния можетпроисходить под действием воды, содержащейся в нефти, а также за счеткристаллизационной воды хлористого магния. Разъ­едание аппаратуры продуктамигидролиза происходит как в зонах высокойтемпературы (трубы печей, испарители, ректификацион­ные колонны), так и ваппаратах с низкой температурой (конденсато­ры и холодильники).

При перегонке нефти в результате разложениясернистых соеди­нений образуется сероводород, который(особенно в сочетании с хлористым водородом) являетсяпричиной наиболее сильной кор­розии аппаратуры. Сероводород в присутствии водыили при повы­шенных температурах реагирует с металломаппаратов, образуя сернистое железо. Покрывающая поверхность металла защитная пленка частичнопредохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистоежелезо вступает в реакцию.

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобожда­ющийсясероводород вновь реагирует с железом.

Минерализация, или соленость воды,добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухоговещества, остающегося после вы­парки 1 л воды.Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов(в пересчете на КаС1), приходящихся на 1 лсырья, и зави­сит от степени минерализации пластовой воды исодержания ее в нефти. В восточных районахСССР нефти характеризуются значи­тельно более- высокой минерализацией,чем нефти Азербайджана и Грозного.Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтепере­рабатывающий завод,должно быть не более 50 мг/л, а внефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л.

От основного количества воды и твердых частицнефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или приподогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на спе­циальных установках.

ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТЕЙ

Типы   эмульсий

Вода и нефть часто образуют трудноразделимую нефтяную эмуль­сию. В общем случае эмульсия естьсистема из двух взаимно нерас­творимых жидкостей, в которых одна распределена в другой вовзвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Та жидкость, которая образуетвзвешенные капли, называется дисперсной фазой, а та, в которой взвешены капли, — дисперсионной средой. Смолистые нефти, содержащие нафтеновые кислоты или сернистыесоединения, отличаются большейсклонностью к образованию эмульсий. Эмульгированию нефти способствует также интенсивное перемешивание ее с водойпри добыче.

Различают два типа нефтяных эмульсий: нефтьв воде, или гидро­фильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. В первом случае нефтяные капли образуют дисперснуюфазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперснуюфазу в нефтяной среде

<img src="/cache/referats/21999/image001.gif" v:shapes="_x0000_s1035">Образованию стойкойэмульсии предшествуют понижение поверх­ностного натяженияна границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочногоадсорбционного слоя. Такие слои обра­зуют всистеме третьи вещества — эмульгаторы. Растворимые в воде (гидрофильные) эмульгаторы способствуютобразованию эмульсий типа нефть вводе, а растворимые в нефтепродуктах (гидрофобные) — вода в нефти. Последний тип эмульсий чаще всеговстречается в про­мысловой практике.К гидрофильным эмульгаторам относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимыев нефте­продуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, атакже мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п., легче смачиваемые нефтью, чем водой.Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованиюэмульсии противоположного типа,облегчает ее расслоение.

Чтобы узнать, какая жидкость составляет дисперсную фазу, в эмульсию вводят некоторое количество красящихвеществ, раство­римых либо в воде (красители метиловый оранжевый, фуксин, метиленовыйсиний), либо в нефти (судан, сафранин). Для эмульсии типа вода в нефти растворимое в воде красящее вещество наблюдается в виде мельчайших точек. Этот метод применим длясветлых эмуль­сий. Второй способоснован на электропроводимости эмульсий. Если дисперсионной средойявляется нефть, эмульсия тока не про­водит (нефть — плохой проводник тока).Метод можно применять для темных эмульсий типа вода в нефти. Третий способоснован на разбавлении эмульсии водой илиуглеводородным растворителем. Гидрофильная эмульсия легко разрушается вводе, гидрофобная — в бензине или вбензоле.

Основными факторами, определяющими стойкостьнефтяных эмульсий, являются физико-химическиесвойства нефти, степень дисперсности (размер частиц), температура и времясуществования эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивееэмульсия. Степень дисперсности зависит от условий образования эмульсии и длясистемы вода в нефти колеблется в пределах 0,2— 100 мк. При размерах капель до 20 мкэмульсия считается мелко­дисперсной, впределах 20—50 мк — среднедисперснойи свыше 50 мк — грубодисперсной. Труднее поддаются разрушению мелко­дисперсныеэмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсииспособны «стареть», т. е. повышать своюустойчивость со временем. При этом поверхностные слои при­обретают аномалиювязкости, возрастающую со временем в сотни и даже тысячи раз. Свежие эмульсиилегче поддаются разрушению и поэтомуобезвоживание и обессоливание нефтей необходимо про­водить на промыслах.

Методы предотвращения потерь легких  фракций

При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нееиспаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т. д., включаябензиновые фракции), которые безвозвратно те­ряются,если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потеримогут достигать 5% от нефти. Из этих данных следует, что притранспортировании от нефте­промысловоготрапа до нефтеперерабатывающего завода из нефти потеряно 2,2% фракций,выкипающих до 100° С. Естественно, что чемдольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонен­тов. Сдругой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразныеуглеводороды, то они отбираются вместе с бензином и он делается нестабильным,т. е. способным изменять свой фракционный состав при перекачке и хранении.

Поскольку потери летучих компонентов изнефти и нефтепродук­тов в основном происходят врезервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. Принаполнении резервуара из него в атмосферу вытес­няетсянекоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резер­вуар. Это явление известно под названием «большого дыхания» резервуара.Количество углеводородных газов и нефтяных паров, вытесняемых из резервуара приего заполнении, может быть опре­делено по номограмме.

. Последнее в свою очередь возрастает приповышении температуры и концен­трацийлетучих компонентов в нефти (бензине).

При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблю­даютсяпотери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовомпространстве резервуара нагреваются, при этом давление повы­шается. Когда давление паров превысит величину,на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу («выдох»). Ночью, когдатемпература в газо­вом пространстве понижается, газы сжимаются, врезервуаре обра­зуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферныйвоздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство («вдох»).Потери от малых дыханий резервуара могут быть опре­делены по номограмме.

Для сокращения потерь от испарения предложено много меро­приятий. Самым надежным из них является устройствогерметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих бал­лонов, рассчитанных на атмосферное давление, исферических резер­вуаров,приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизацияоборудования по связанных междусобой застежкой-молнией. Для спуска конденсиро­ванной жидкости имеютсяспециальные трубы. Поливинилхлоридные коврыснижают потери от испарения на 60—90%.

Стабилизациянефтей

www.ronl.ru

Азнакаевская УКПН - Реферат

стр.

Введение

1. Аналитический обзор

1.1 История развития предприятия

1.2 Азнакаевская УКПН

1.3 Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах

1.4 Борьба с потерями углеводородов

1. Обоснование выбранного способа производства
2. Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных реагентов

3.1 Требования к готовой продукции

3.2 Характеристика ШФЛУ, получаемой на блоке стабилизации

3.3 Физико химические свойства попутно добываемых вод

3.4 Физико химические свойства попутно добываемого и топливного нефтяного газа

1. Характеристика готовой нефти
2. Описание технологической схемы
3. Технико технологические расчеты
4. Механический расчет колонны К 1
5. Аналитический контроль производства
6. Контрольно измерительные приборы и автоматика

8.1 Цель и назначение автоматики

1. Описание технологической схемы блока автоматизации
2. Обоснование выбора приборов контроля и регулирования
3. Охрана труда и пожарная профилактика
4. Экономическое обоснование проекта

Заключение

Приложение А . Библиография

Приложение Б . Данные расчета на ЭВМ

Приложение В . Спецификация к чертежам

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства.

Современное НГДУ(Нефте Газо Добывающее Управление) располагает большим разнообразным хозяйством: многочисленные сооружения основного производственного назначения, обеспечивающее добычу, сбор и подготовку нефти к транспортированию, подготовку к закачке в пластовых, сточных и пресных вод, а так же вспомогательные сооружения и службы: энергохозяйство, связь, механические мастерские, транспорт и т.д.

Сложный комплекс сооружений и служб должен соответствовать современному уровню развития техники, технологии сбора и подготовки нефти, газа и воды к транспортированию их потребителю и обеспечивать бесперебойную работу НГДУ для выполнения суточных масляных масляных и газовых планов добычи нефти и газа.

Характерной чертой технического прогресса в нефтедобывающей промышленности при промысловом обустройстве в настоящее время является использование блочно-комплексного автоматизированного оборудования изготовляемого индустриальным способом.

Среди многих эффективных процессов и аппаратов, разработанных и внедренных за эти годы на промыслах, заслуживают упоминания:

• внутритрубная деэмульсация нефтяных эмульсий, позволившая значительно сократить расходы на подготовку кондиционной нефти и высвободить оборудование, использовавшееся с низким к.п.д.;
• применение герметизированных высоконапорных систем сбора нефти, газа и воды, существенно снизивших потери легких фракций нефти и значительно улучшивших все технологические показатели работы этих систем;
• использование блочного автоматизированного оборудования заводского изготовления, позволившего в несколько раз ускорить ввод в эксплуатацию вновь открытых нефтяных месторождений и добиться существенного снижения расходов на промысловое оборудование и обустройство;
• рациональные схемы монтажа сепарационных установок и расчеты их на пропускную способность по нефти и газу;
• гидравлические расчеты трубопроводов, транспортирующих газонефтяные смеси, с учетом рельефа местности и т.д.

1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1 История развития предприятия

Проблема повышения качества реализуемой нефти встала буквально с первых дней деятельности управления. Из-за несбалансированности объемов с необходимыми капвложениями отставало строительство объектов утилизации попутного нефтяного газа (сжигалась в факелах), объектов промысловой подготовки нефти и т.д.

В развитии системы подготовки нефти НГДУ(Нефте Газо Добывающего Управления)Азнакаевскнефть можно выделить три этапа.

1 этап: 1957-1963 гг.

характерные черты этого этапа: фонтанная добыча нефти, быстрый ее рост, открытая система сбора и транспорта нефти с большими потерями легких фракций углеводородов (4-5%), отсутствие мощностей по комплексной подготовки нефти и сточной воды и др.

добыча нефти за эти годы на Азнакаевской площади возросла с 650 до 4700 тыс. тонн. Подготовка нефти велась на 2-х ТХУ (термохимические установки), маломощных и несовершенных по технологии. Специализированного цеха не было и подготовкой нефти занимался коллектив нефти - промысла №1.

Нефть поставлялась на отечественные заводы и разрешалась сдавать её с обводненностью до 2-х %, при превышении нефтяники платили штрафы и весьма значительные. В июле 1963 г. ввели в эксплуатацию установку по комплексной подготовки нефти УКПН 1.(Установка Комлексной Подготовки Нефти)

2 этап: 1964-1972 гг.

это был, пожалуй, самый напряженный период для коллектива ЦКППН. На промыслах завершили перевод самотечных скважин на герметизированную систему сбора и транспорта нефти, в результате значительно сократились потери легких фракций.

Рационализаторы ЦКППН разработали и внедрили тех

www.studsell.com

Дипломная работа - Азнакаевская УКПН

                                                                                                                                стр. 

     Введение

1<span Times New Roman"">      

1.1  Историяразвития предприятия

1.2 Азнакаевская  УКПН

1.3 Применение  деэмульгаторов дляподготовки нефти на промыслах

1.4   Борьба спотерями углеводородов

2<span Times New Roman"">      

3<span Times New Roman"">      

3.1 Требования к готовой продукции

     3.2  Характеристика ШФЛУ, получаемой на блокестабилизации

3.3  Физико –химические свойства попутно добываемых вод

3.4  Физико –химические свойства попутно добываемого и топливного нефтяного газа

3.5<span Times New Roman"">   

4<span Times New Roman"">           

5<span Times New Roman"">           

6<span Times New Roman"">           

7<span Times New Roman"">           

8<span Times New Roman"">           

8.1  Цель иназначение автоматики

8.2<span Times New Roman"">   

8.3<span Times New Roman"">   

9<span Times New Roman"">           

10<span Times New Roman"">          

Заключение

         Приложение А.Библиография

         Приложение Б. Данныерасчета на ЭВМ

         Приложение В.Спецификация к чертежам

ВВЕДЕНИЕ

         Нефтянаяпромышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства.

         СовременноеНГДУ(Нефте Газо Добывающее Управление) располагает большим разнообразнымхозяйством: многочисленные сооружения основного производственного назначения,обеспечивающее добычу, сбор и подготовку нефти к транспортированию, подготовкук закачке в пластовых, сточных и пресных вод, а так же вспомогательныесооружения и службы: энергохозяйство, связь, механические мастерские, транспорти т.д.

         Сложный  комплекс сооружений и служб долженсоответствовать современному уровню развития техники, технологии сбора иподготовки нефти, газа и воды к транспортированию их потребителю и обеспечиватьбесперебойную работу НГДУ для выполнения суточных масляных масляных и газовых плановдобычи нефти и газа.

         Характернойчертой технического прогресса в нефтедобывающей промышленности при промысловомобустройстве в настоящее время является использование блочно-комплексного автоматизированного оборудованияизготовляемого индустриальным способом.

         Средимногих эффективных процессов и аппаратов, разработанных и внедренных за этигоды на промыслах, заслуживают упоминания:

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

             1     АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

          1.1        История развития предприятия

Проблема повышениякачества реализуемой нефти встала буквально с первых дней деятельностиуправления. Из-за несбалансированности объемов с необходимыми капвложениямиотставало строительство объектов утилизации попутного нефтяного газа (сжигаласьв факелах), объектов промысловой подготовки нефти и т.д.

В развитии системыподготовки нефти НГДУ(Нефте Газо Добывающего Управления)«Азнакаевскнефть» можновыделить три этапа.

1 этап: 1957-1963 гг.

характерные черты этогоэтапа: фонтанная добыча нефти, быстрый ее рост, открытая система сбора итранспорта нефти с большими потерями легких фракций углеводородов (4-5%),отсутствие мощностей по комплексной подготовки нефти и сточной воды и др.

добыча нефти за эти годы наАзнакаевской площади возросла с 650 до 4700 тыс. тонн. Подготовка нефти веласьна 2-х ТХУ (термохимические установки), маломощных и несовершенных потехнологии. Специализированного цеха не было и подготовкой нефти занимался коллективнефти — промысла №1.

Нефть поставлялась наотечественные заводы и разрешалась сдавать её с обводненностью до 2-х %, припревышении – нефтяники платили штрафы и весьма значительные. В июле 1963 г.ввели в эксплуатацию установку по комплексной подготовки нефти – УКПН–1.(Установка Комлексной Подготовки Нефти)

2 этап:1964-1972 гг.

это был, пожалуй, самыйнапряженный период для коллектива ЦКППН. На промыслах завершили перевод самотечных скважин на герметизированнуюсистему сбора и транспорта нефти, в результате значительно сократились потерилегких фракций.

Рационализаторы ЦКППНразработали и внедрили технологию по предварительному обезвоживанию сырой нефтив резервуарах, что позволило значительно увеличить полезную мощность УКПН-1.

В этот период по нефтепроводу«Дружба» началась поставка на экспорт нефти в соцстраны. Требования к качествунефти были очень жесткими: содержание воды не более 0,5%, солей до100 мг/л (1группа по качеству).

Повышение качества нефти доэкспортной кондиции считалось в то время важнейшей народнохозяйственной задачейнефтяников.

В 1964 г. УКПН – 1 введенана проектную мощность 3,8 млн. т. в год режиме обезвоживания и обессоливания.

В 1966 г. освоили блокстабилизации и выработали первые 42 тыс. т. ШФЛУ, ценнейшего сырья для производствасинтетического каучука и других продуктов нефтехимии. Началось частичноеиспользование дренажных вод для ППД. Из-за несовершенной системы очистидренажных вод, большая их часть закачивалась в поглощающие скважины, чтопривело к засолению родников и другим отрицательным экологическим последствиям.За этот период добыто более 58 млн. т. нефти.

Существующие мощности УКПН–1 и ТХУ не могли обеспечить подготовку всего объема добываемой нефти доэкспортной кондиции 40% было реализовано с обводненностью до 2%.

За указанный период (1964 –1972 гг.) было подготовлено нефти за экспорт 35 млн. т., выработано ШФЛУ – 627тыс. т. В 1972 г вводится в эксплуатацию УКПН –2 производительностью 3,5 млн.т. Потребовалось 16 лет, чтобы обеспечить мощностями комплексной подготовкивесь объем добываемой нефти.

3 этап: 1973-1995 гг.

Вся добытая нефть проходиткомплексную обработку.

Подготовлено на экспорт105,4 млн. т., выработано 2,9 млн. т. ШФЛУ.

В 1975 г. введены вэксплуатацию очистные сооружения закрытого типа. Вся сточная вода с этоговремени используется для закачки в продуктивный пласт.

В связи с падением добычинефти образовалась излишняя мощность. За 1973-1983 гг. на установкахподготовили 18 млн. т. джалильской нефти.

При освоении УКПН – 1и УКПН– 2  ЦКППН столкнулся с большимитрудностями.

Понадобилось годынапряженной инженерной работы, чтобы устранить недостатки и причины различныхаварий.

На установке подготовкинефти проектом приняты две системы водоснабжения:

1.<span Times New Roman"">    

2.<span Times New Roman"">    

Сточные воды установкиподготовки нефти образуются при обезвоживании и обессоливании нефти.

Кроме того, имеют местоливневые стоки с бетонных технологических площадок и обвалования резервуаров ихозяйственно-фекальные стоки. Очищенная и дегазированная сточная водаутилизируется путем закачки её в продуктивные горизонты в системе поддержанияпластового давления. Газоснабжение объектов установки подготовки нефтипредусмотрено от газовых сетей среднего давления Р = 3 кгс/см2.

Питание приборов КИПиАосушенным сжатым воздухом осуществляется от компрессорной воздуха,расположенной на территории установки.

Подогрев обезвоженной иобессоленной нефти для колонны стабилизации осуществляется в печах П-24.

Технологическая схема подготовкинефти на описываемой установке осуществляется в три ступени.

1.2Азнакаевская УКПН

         Проект Азнакаевской УКПН при Азнакаевском товарномпарке производительностью 3,5 млн. Тонн в год по стабильной нефти разработанКазанским филиалом института ‘Татнефтепроект’’ в 1954 году. В 1969 году проектблока стабилизации переработан Горьковским филиалом института‘Гипронефтезаводы’’ и увязан с проектом блока обессоливания.

         УКПНвведена в эксплуатацию в 1972 году, состоит из следующих объектов:

1. Главный корпус, куда входят:

а) операторная

б) венткамера

в) водонасосная

г) бытовое помещение

д) насосная обессоленной нефти

е) насосная стабильной нефти

ж) воздухокомпрессорная

з) электроснабжение установки, РУ-6кВ

2.Печи  П-24 №1, №2

3.Сырьеваянасосная

4.Площадкашаровых отстойников

5.Площадкагоризонтальных отстойников

6.Площадкатеплообменной аппаратуры Т-1

7.Площадкатеплообменной аппаратуры Т-2

8.Блокстабилизации

а) колонны К-1, К-2

б) емкости Е-11, Е-12, Е-13, О-2

в) аппараты воздушного охлаждения

г) концевые холодильники

9.ТрансформаторнаяКТП-6/0,4кВ электроснабжение

10.Бензонасосная

11.Факельноехозяйство

12.Площадкааварийной емкости

13.Внутриплощадныетехнологические трубопроводы

14.Закольцованноеводоснабжение

15.НефтепроводУКПН-АТП

16.Площадкаотпуска продукта К-2

17.Контрольно-измерительныеприборы и автоматика

18.Газопровод

         АзнакаевскаяУКПН предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти докондиции согласно ГОСТ-9965-76, выработки и поставки ШФЛУ по качеству марки‘А’’ и марки  ‘Б’’, согласно условиямпоставки и соответствовать техническим условиям ТУ 38101524-93.

        1.3 Применение деэмульгаторов дляподготовки нефти на промыслах

         Водонефтяныеэмульсии, представляющие собой дисперсные системы с большой межфазнойповерхностью, обладают большой межфазной свободной энергией и стермодинамической точки зрения должны быть неустойчивыми, то есть самопроизвольно расслаиваться на нефть и воду.

         Деэмульгаторынефтяных эмульсий относятся к обширному классу ПАВ, то есть веществ, способныхскапливаться ( адсорбироваться) на поверхности раздела двух соприкасающихсясред с различными физико-химическими свойствами ( нефть и вода).

         Наибольшеераспространение в качестве деэмульгаторов получили неионные ПАВ, получаемые наоснове окисей алкиленов, продуктов их модификации или композиции на основенеионных продуктов.

         Похарактеру растворителя деэмульгаторы разделяются на 3 группы. К первойотносятся реагенты, в которой в качестве растворителя используется метанол(дипроксамин 157-65М, проксамин НР-71М и прогалит 15/100), ко второй  – деэмульгаторы  СНПХ-44Н и реапон-1М, в которых растворительпредставляет собой смесь ароматических углеводородов и спиртов. В третью группувходят деэмульгаторы проксанол 305-50, проксанол 186-50, проксамин 385-50, реапон4В.

         Посмачивающей способности (хорошая, средняя, низкая) деэмульгаторы могут бытьусловно разделены на три группы. К первой группе относятся прогалит НМ 20/40Е иреапон 4В, которые при концентрации водных растворов 3 г/л в течение 49-59секунд смачивают половину навески гидрофобного порошка.

         Деэмульгаторпроксанол 305-50 по смачивающей способности уступает этим двум реагентам.

         Дипроксамин157-65М, проксамин 385-50 и проксанол 186-50 имеют низкую смачивающуюспособность.

         Такимобразом, при обработке эмульсий нефтей, содержащих механические примеси,предпочтение может быть отдано деэмульгаторам прогалит НМ 20/40Е и реапон 4В.

         Можновыделить 3 основные технологические стадиипроцесса разрушения водонефтяныхэмульсий: обработка эмульсии деэмульгатором, при которой происходятфизико-химические процессы разрушения защитных оболочек; подготовка эмульсии кразделению, при которой уменьшается удельная поверхность эмульсии, то естьпроисходит слияние капель при их столкновении; разделение эмульсии наобразующие ее фазы с наименьшей границей их раздела.

1.4 Борьба с потерями углеводородов

По разным оценкам, потеригаза и легких фракций нефти в масштабах страны (от скважины до бензоколонки)составляли 50 млн. тонн в год, что равносильно потери добычи нефти целогокрупного нефтяного региона. Причины потерь заключаются в недостаточнойстабильности нефти и негерметичности резервуаров, в которые она поступает.Кроме потерь углеводородного сырья происходит значительное загрязнениеатмосферного воздуха, превышающее предельно-допустимое на расстоянии 800 — 1500м. На выбросы из этих объектов приходится до 60% экономического ущерба,создаваемого выбросами из передвижных и стационарных источников в районахдобычи нефти. Поэтому важной задачей является максимальное сокращение ( вплотьдо исключения) потерь и выбросов из конденсатосборников и резервуаров вусловиях высокой плотности населённых пунктов и ужесточения экологическихограничений.

В объединении «Татнефть»проблема совершенствования техники сепарации и сокращения потерь ценныхуглеводородов решалась на основе целого комплекса ( выполненных на уровнепоследних достижений) технологий, схем и оборудования, в том числе:

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

·<span Times New Roman"">    

тах, имеющих резерв по давлению рабочего газа илижидкости, и утилизации сероводородсодержащего газа;

*<span Times New Roman"">                   

*<span Times New Roman"">                    

*<span Times New Roman"">                    

*<span Times New Roman"">                    

*<span Times New Roman"">                    

         Вначальный период обустройство промыслов Татарии осуществлялось по самотечнойсхеме сбора с установкой индивидуальных замерно-сепарационных устройств накаждой скважине. Эффективность сепарации была недостаточной, а повышенноедавление сепарации вызывало значительные потери углеводородного сырья отиспарения в резервуарах и высокую загазованность воздушного бассейна в районахдобычи нефти.

         Этовызвало необходимость разработки более совершенной групповой схемы сбора нефтис дожимными насосными станциями, превратившимися в последствии вгерметизированную высоконапорную схему сбора и транспорта нефти.

         Вдальнейшем процесс сепарации нефти осуществлялся дифференцированно по операциямпри наиболее благоприятном гидродинамическом режиме в трубопроводах промысловойсистемы сбора. Часть операций была перенесена на концевые делители фаз срасчетными характеристиками ( длина, диаметр), а очистка газа от взвешенныхчастиц жидкости выполнялась наземным оборудованием.

Таким образом, качественныйскачок в сепарации газонефтяных смесей на промысловых объектах дал возможностьразработать совмещенную технологию транспортирования продукции скважин исепарации газа. Данная технология позволила снизить удельные капиталовложенияна объектах сепарации более, чем в 3,7 раза, себестоимость процесса — более,чем в 3 раза, сократить массовые потери углеводородов с 10% от общих ресурсовнефтяного газа до 1.03%  (по нефти) врезервуарах.

Второй этап работы посокращению потерь легких фракций связан с разработкой техники и технологииотбора и утилизации углеводородов.

Для определения оптимальныхрежимов технологии была разработана оптимизационная модель сепарации нефти срециркуляцией газа. Её функционалом служит сумма взаимоисключающих слагаемых:потерь легких фракций нефти от испарения в резервуарах и энергетических затратна компримирование газа. В результате этого была выявлена область эффективногоприменения технологии рециркуляции в зависимости от состава нефти.

На основе проведенныхисследований было разработано несколько модификаций технологии сепарации срегулируемым отбором и подачей газа в нефть. Процесс осуществляется в дваэтапа: в начале перед первой ступенью сепарации предварительно отбирают газ,что позволяет улучшить абсорбиру-ющую способность нефти и извлечь большееколичество тяжелых компонентов из рециркулируемого газа, затем часть этого газавозвращают в нефть для более избирательного распределения углеводородныхкомпонентов между фазами на последующих ступенях сепарации. На практикетехнология позволяет снизить суммарные потери от испарения и конденсации на 24%без увеличения нагрузки на компрессорное оборудование.

Технология осуществляетсяследующим образом: газ, выделившийся в сепараторах, направляют на компрессорнуюстанцию, где коипримируют до Р=0,5 — 0,6 мПа, затем подают в газопровод. Впроцессе движения газа вследствие снижения температуры до 10 — 15 градусов изнего начинает выделяться конденсат, в котором на начальном участке газопроводав основном содержится вода ( до 95%). При дальнейшем движении газа из неговыпадает конденсат, который скапливается в кондесатосборниках. Отсояв-шийся вних от вод конденсат пропускают через диспергатор и образовавшуюсятонкодисперсную систему непрерывно вводят в зоны пониженного давления, которыесоздают по газопроводу задвижками в местах наибольшего скопления конденсата. Засчет перепада давления создается повышенный скоростной напор газового потокаспособствующий мгновенному распространению полученных диспергаторами мельчайшихкапелек конденсата в объеме газового потока по длине газопровода. В резуль-татена  газоперерабатывающий завод в полномобъеме поступают углеводороды в виде обогащенного газа и мелкодисперсногоконденсата. Энергетические затраты на реализацию данной технологии снижаютсяпри одновременном использовании технологии рециркуляции, т.к. уменьшаетсяколичество диспергируемого конденсата.

Таким образом, задачасокращения потерь углеводородов при транспортировании газ полностью решаетсядвумя взаимо дополняющими технологиями: рециркуляции и транспорта распыленногоконденсата.

Более эффективной оказаласьтехнология отбора паров из нефти из резервуаров с помощью установок УЛФ. Онапредусматривает улавливание испаряющихся углеводородов практически до 100%(масс.), принося огромную прибыль и решая одновременно с этим проблемупредотвращения загрязнения окружающей среды вредными выбросами.

Установки УЛФ работают вавтоматическом режиме, имеют устройство самозащиты от случайных отключений,способны функционировать длительное время в режиме частых включений иотключений, работоспособны в условиях высокоагрессивных сред. Толькоустановками УЛФ в 1991 — 1995 гг уловлено более 340 тысяч тонн углеводородов.

Комплекс рассмотренныхтехнологий позволяет решить важнейшую для современного периода проблему — защита окружающей среды, получив при этом большой экономический эффект.

Наибольший эффект достигнутпри внедрении совместного сбора системы УЛФ и КДФ, что объясняется как высокойэффективностью технологий, так и широким их применением.

1<span Times New Roman"">      

Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в нейгазов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллысолей и воду. Содержание твердых частиц в не­очищенной нефти обычно непревышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. Сувеличением продолжи­тельности эксплуатацииместорождения возрастает обводнение неф­тяного пласта и содержание воды вдобываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая изпласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральнымнефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти,поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.

Присутствие в нефти механических примесейзатрудняет ее транс­портирование по трубопроводам и переработку, вызываетэрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отло­жений втеплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов),содействует образованию стойких эмульсий.

Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почтине гидролизуется. Хлористый кальцийв соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10% собразованием НС1. Хлористый магний гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причинойкоррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния можетпроисходить под действием воды, содержащейся в нефти, а также за счеткристаллизационной воды хлористого магния. Разъ­едание аппаратуры продуктамигидролиза происходит как в зонах высокойтемпературы (трубы печей, испарители, ректификацион­ные колонны), так и ваппаратах с низкой температурой (конденсато­ры и холодильники).

При перегонке нефти в результате разложениясернистых соеди­нений образуется сероводород, который(особенно в сочетании с хлористым водородом) являетсяпричиной наиболее сильной кор­розии аппаратуры. Сероводород в присутствии водыили при повы­шенных температурах реагирует с металломаппаратов, образуя сернистое железо. Покрывающая поверхность металла защитная пленка частичнопредохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистоежелезо вступает в реакцию.

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобожда­ющийсясероводород вновь реагирует с железом.

Минерализация, или соленость воды,добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухоговещества, остающегося после вы­парки 1 л воды.Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов(в пересчете на КаС1), приходящихся на 1 лсырья, и зави­сит от степени минерализации пластовой воды исодержания ее в нефти. В восточных районахСССР нефти характеризуются значи­тельно более- высокой минерализацией,чем нефти Азербайджана и Грозного.Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтепере­рабатывающий завод,должно быть не более 50 мг/л, а внефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л.

От основного количества воды и твердых частицнефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или приподогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на спе­циальных установках.

ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТЕЙ

Типы   эмульсий

Вода и нефть часто образуют трудноразделимую нефтяную эмуль­сию. В общем случае эмульсия естьсистема из двух взаимно нерас­творимых жидкостей, в которых одна распределена в другой вовзвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Та жидкость, которая образуетвзвешенные капли, называется дисперсной фазой, а та, в которой взвешены капли, — дисперсионной средой. Смолистые нефти, содержащие нафтеновые кислоты или сернистыесоединения, отличаются большейсклонностью к образованию эмульсий. Эмульгированию нефти способствует также интенсивное перемешивание ее с водойпри добыче.

Различают два типа нефтяных эмульсий: нефтьв воде, или гидро­фильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. В первом случае нефтяные капли образуют дисперснуюфазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперснуюфазу в нефтяной среде

<img src="/cache/referats/21999/image001.gif" v:shapes="_x0000_s1035">Образованию стойкойэмульсии предшествуют понижение поверх­ностного натяженияна границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочногоадсорбционного слоя. Такие слои обра­зуют всистеме третьи вещества — эмульгаторы. Растворимые в воде (гидрофильные) эмульгаторы способствуютобразованию эмульсий типа нефть вводе, а растворимые в нефтепродуктах (гидрофобные) — вода в нефти. Последний тип эмульсий чаще всеговстречается в про­мысловой практике.К гидрофильным эмульгаторам относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимыев нефте­продуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, атакже мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п., легче смачиваемые нефтью, чем водой.Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованиюэмульсии противоположного типа,облегчает ее расслоение.

Чтобы узнать, какая жидкость составляет дисперсную фазу, в эмульсию вводят некоторое количество красящихвеществ, раство­римых либо в воде (красители метиловый оранжевый, фуксин, метиленовыйсиний), либо в нефти (судан, сафранин). Для эмульсии типа вода в нефти растворимое в воде красящее вещество наблюдается в виде мельчайших точек. Этот метод применим длясветлых эмуль­сий. Второй способоснован на электропроводимости эмульсий. Если дисперсионной средойявляется нефть, эмульсия тока не про­водит (нефть — плохой проводник тока).Метод можно применять для темных эмульсий типа вода в нефти. Третий способоснован на разбавлении эмульсии водой илиуглеводородным растворителем. Гидрофильная эмульсия легко разрушается вводе, гидрофобная — в бензине или вбензоле.

Основными факторами, определяющими стойкостьнефтяных эмульсий, являются физико-химическиесвойства нефти, степень дисперсности (размер частиц), температура и времясуществования эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивееэмульсия. Степень дисперсности зависит от условий образования эмульсии и длясистемы вода в нефти колеблется в пределах 0,2— 100 мк. При размерах капель до 20 мкэмульсия считается мелко­дисперсной, впределах 20—50 мк — среднедисперснойи свыше 50 мк — грубодисперсной. Труднее поддаются разрушению мелко­дисперсныеэмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсииспособны «стареть», т. е. повышать своюустойчивость со временем. При этом поверхностные слои при­обретают аномалиювязкости, возрастающую со временем в сотни и даже тысячи раз. Свежие эмульсиилегче поддаются разрушению и поэтомуобезвоживание и обессоливание нефтей необходимо про­водить на промыслах.

Методы предотвращения потерь легких  фракций

При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нееиспаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т. д., включаябензиновые фракции), которые безвозвратно те­ряются,если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потеримогут достигать 5% от нефти. Из этих данных следует, что притранспортировании от нефте­промысловоготрапа до нефтеперерабатывающего завода из нефти потеряно 2,2% фракций,выкипающих до 100° С. Естественно, что чемдольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонен­тов. Сдругой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразныеуглеводороды, то они отбираются вместе с бензином и он делается нестабильным,т. е. способным изменять свой фракционный состав при перекачке и хранении.

Поскольку потери летучих компонентов изнефти и нефтепродук­тов в основном происходят врезервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. Принаполнении резервуара из него в атмосферу вытес­няетсянекоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резер­вуар. Это явление известно под названием «большого дыхания» резервуара.Количество углеводородных газов и нефтяных паров, вытесняемых из резервуара приего заполнении, может быть опре­делено по номограмме.

. Последнее в свою очередь возрастает приповышении температуры и концен­трацийлетучих компонентов в нефти (бензине).

При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблю­даютсяпотери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовомпространстве резервуара нагреваются, при этом давление повы­шается. Когда давление паров превысит величину,на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу («выдох»). Ночью, когдатемпература в газо­вом пространстве понижается, газы сжимаются, врезервуаре обра­зуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферныйвоздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство («вдох»).Потери от малых дыханий резервуара могут быть опре­делены по номограмме.

Для сокращения потерь от испарения предложено много меро­приятий. Самым надежным из них является устройствогерметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих бал­лонов, рассчитанных на атмосферное давление, исферических резер­вуаров,приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизацияоборудования по связанных междусобой застежкой-молнией. Для спуска конденсиро­ванной жидкости имеютсяспециальные трубы. Поливинилхлоридные коврыснижают потери от испарения на 60—90%.

Стабилизациянефтей

www.ronl.ru

Азнакаевская УКПН - Реферат стр. 2

ологию по предварительному обезвоживанию сырой нефти в резервуарах, что позволило значительно увеличить полезную мощность УКПН-1.

В этот период по нефтепроводу Дружба началась поставка на экспорт нефти в соцстраны. Требования к качеству нефти были очень жесткими: содержание воды не более 0,5%, солей до100 мг/л (1 группа по качеству).

Повышение качества нефти до экспортной кондиции считалось в то время важнейшей народнохозяйственной задачей нефтяников.

В 1964 г. УКПН 1 введена на проектную мощность 3,8 млн. т. в год режиме обезвоживания и обессоливания.

В 1966 г. освоили блок стабилизации и выработали первые 42 тыс. т. ШФЛУ, ценнейшего сырья для производства синтетического каучука и других продуктов нефтехимии. Началось частичное использование дренажных вод для ППД. Из-за несовершенной системы очисти дренажных вод, большая их часть закачивалась в поглощающие скважины, что привело к засолению родников и другим отрицательным экологическим последствиям. За этот период добыто более 58 млн. т. нефти.

Существующие мощности УКПН 1 и ТХУ не могли обеспечить подготовку всего объема добываемой нефти до экспортной кондиции 40% было реализовано с обводненностью до 2%.

За указанный период (1964 1972 гг.) было подготовлено нефти за экспорт 35 млн. т., выработано ШФЛУ 627 тыс. т. В 1972 г вводится в эксплуатацию УКПН 2 производительностью 3,5 млн. т. Потребовалось 16 лет, чтобы обеспечить мощностями комплексной подготовки весь объем добываемой нефти.

3 этап: 1973-1995 гг.

Вся добытая нефть проходит комплексную обработку.

Подготовлено на экспорт 105,4 млн. т., выработано 2,9 млн. т. ШФЛУ.

В 1975 г. введены в эксплуатацию очистные сооружения закрытого типа. Вся сточная вода с этого времени используется для закачки в продуктивный пласт.

В связи с падением добычи нефти образовалась излишняя мощность. За 1973-1983 гг. на установках подготовили 18 млн. т. джалильской нефти.

При освоении УКПН 1и УКПН 2 ЦКППН столкнулся с большими трудностями.

Понадобилось годы напряженной инженерной работы, чтобы устранить недостатки и причины различных аварий.

На установке подготовки нефти проектом приняты две системы водоснабжения:

1. система питьевого водоснабжения
2. система производственно-противопожарного водоснабжения.

Сточные воды установки подготовки нефти образуются при обезвоживании и обессоливании нефти.

Кроме того, имеют место ливневые стоки с бетонных технологических площадок и обвалования резервуаров и хозяйственно-фекальные стоки. Очищенная и дегазированная сточная вода утилизируется путем закачки её в продуктивные горизонты в системе поддержания пластового давления. Газоснабжение объектов установки подготовки нефти предусмотрено от газовых сетей среднего давления Р = 3 кгс/см2.

Питание приборов КИПиА осушенным сжатым воздухом осуществляется от компрессорной воздуха, расположенной на территории установки.

Подогрев обезвоженной и обессоленной нефти для колонны стабилизации осуществляется в печах П-24.

Технологическая схема подготовки нефти на описываемой установке осуществляется в три ступени.

1.2 Азнакаевская УКПН

Проект Азнакаевской УКПН при Азнакаевском товарном парке производительностью 3,5 млн. Тонн в год по стабильной нефти разработан Казанским филиалом института Татнефтепроект в 1954 году. В 1969 году проект блока стабилизации переработан Горьковским филиалом института Гипронефтезаводы и увязан с проектом блока обессоливания.

УКПН введена в эксплуатацию в 1972 году, состоит из следующих объектов:

1. Главный корпус, куда входят:

а) операторная

б) венткамера

в) водонасосная

г) бытовое помещение

д) насосная обессоленной нефти

е) насосная стабильной нефти

ж) воздухокомпрессорная

з) электроснабжение установки, РУ-6кВ

1. Печи П-24 №1, №2
2. Сырьевая насосная
3. Площадка шаровых отстойников
4. Площадка горизонтальных отстойников
5. Площадка теплообменной аппаратуры Т-1
6. Площадка теплообменной аппаратуры Т-2
7. Блок стабилизации

а) колонны К-1, К-2

б) емкости Е-11, Е-12, Е-13, О-2

в) аппараты воздушного охлаждения

г) концевые холодильники

1. Трансформаторная КТП-6/0,4кВ электроснабжение
2. Бензонасосная
3. Факельное хозяйство
4. Площадка аварийной емкости
5. Внутриплощадные технологические трубопроводы
6. Закольцованное водоснабжение
7. Нефтепровод УКПН-АТП
8. Площадка отпуска продукта К-2
9. Контрольно-измерительные приборы и автоматика
10. Газопровод

Азнакаевская УКПН предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти до кондиции согласно ГОСТ-9965-76, выработки и поставки ШФЛУ по качеству марки А и марки Б, согласно условиям поставки и соответствовать техническим условиям ТУ 38101524-93.

1.3 Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах

Водонефтяные эмульсии, представляющие собой дисперсные системы с большой межфазной поверхностью, обладают большой межфазной свободной энергией и с термодинамической точки зрения должны быть неустойчивыми, то есть само произвольно расслаиваться на нефть и воду.

Деэмульгаторы нефтяных эмульсий относятся к обширному классу ПАВ, то есть веществ, способных скапливаться ( адсорбироваться) на поверхности раздела двух соприкасающихся сред с различными физико-химическими свойствами ( нефть и вода).

Наибольшее распространение в качестве деэмул

www.studsell.com

Установка комплексной подготовки нефти — реферат

Рисунок 1.5. Электродегидратор ЭГ-200-10.

4. Удаление твердых частиц

     Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает  на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

     В герметизированной системе в  основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах  – отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

     Вместе  с очищенной пластовой водой  в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки – " под руслом". Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда – "река – скважина", разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник ( рис.1.6). В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.

     Все оборудование системы сбора и  подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.

Рис. 1 6. Схема отстойника ОГ-2000С 

     1.5. Стабилизация нефти

     Добываемые нефти могут содержать в различных количествах растворенные газы (азот, кислород, сероводород, углекислоту, аргон и другие) и легкие углеводороды. При движении нефти от забоя скважины до нефтеперерабатывающего завода из-за недостаточной герметизации систем сбора, транспорта и хранения часто полностью теряются растворенные в ней газы и происходят значительные потери легких нефтяных фракций. При испарении легких фракций, таких как метан, этан и пропан, частично уносятся и более тяжелые углеводороды (бутан, пентан и др.). Как известно, чем чаще нефть контактирует с атмосферой и чем продолжительней контакт с ней, тем больше потери легких фракций.

     Предотвратить потери нефти можно путем полной герметизации всех путей движения нефти. Однако несовершенство существующих систем не позволяет практически сделать это.

     Следовательно, необходимо газы и легкие фракции нефти отобрать в условиях нефтепромысла и направить их для дальнейшей переработки, тем самым снизить способность нефти к испарению. Основную борьбу с потерями нефти необходимо начинать с выхода ее из скважины.

     Ликвидировать потери легких фракций нефти можно в основном применением рациональных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, которые при нормальных условиях являются газообразными, для дальнейшего их использования в нефтехимической промышленности.

     В настоящее время для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Применяют сепараторы различных конструкций, из которых наибольшее распространение получили гравитационные, жалюзийные и центробежные (гидроциклонные). 

     В гравитационных сепараторах осаждение капельной и твердой взвесей из газового потока происходит под действием силы тяжести. Высокая степень разделении газа и жидкости достигается при очень малых скоростях газа. Установленная практикой оптимальная скорость газа, при которой степень отделения нефтяной взвеси составляет 75—85%, равна 0,1 м/с при давлении 6 МПа.

     Жалюзийные сепараторы позволяют достичь более высокой степени очистки газа от взвешенной нефти, чем гравитационные. Установленная на выходе такого сепаратора жалюзийная насадка отбивает значительную часть капелек нефти, не осевших под действием гравитационной силы.

     В гидроциклонных сепараторах отделение газа от нефти происходи за счет отбрасывания центробежной силой более тяжелых капель нефти к периферии, т.е. к стенкам сепаратора, по которым она стекает вниз.

2. ОХРАНА ТРУДА

     Процесс комплексной подготовки нефти является вредным производством, так как  нефть и отделенный от нее нефтяной газ, применяемый деэмульгатор, являются токсичными и вредными веществами.

     Из–за утечки углеводородных газов, за счет разгерметизации оборудования, возможны отравления людей. Также возможен взрыв и пожар.

     Согласно  СанПиН 2.2.1/2.1.1.567 – 96 класс вредности I, ширина защитной зоны 2000 м.

     При работе на высотных лестницах, установках возможны падения людей.

     Общее руководство работ по охране труда  и ответственность за состояние  техники безопасности возлагаются  на соответствующие подразделения, обслуживающие УКПН, на начальника и главного инженера.

     Начальники  служб и подразделений в пределах, закрепленных за ними объектов должны обеспечить создание безопасных условий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасными методами работы, контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности и пожарной безопасности, обеспечивать рабочих инструкциями по профессиям и по видам работ, а рабочие места необходимыми плакатами. Инструкции по безопасным методам ведения работ должны пересматриваться и переутверждаться один раз в три года, а также при введении новых правил и норм, типовых инструкций, изменении техники и технологии.

     Организация и производство работ на объектах УКПН должны учитывать специфику  производства, определяемую опасными свойствами газа и конденсата: токсичностью, испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожароопасностью, коррозионной активностью.

     Каждый рабочий и инженерно-технический работник обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководителю о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования.

     Пожарная  профилактика  и  средства пожаротушения 

     По  НПБ 105 – 95 все производственные помещения УКПН относятся к категории А, степень огнестойкости здания I. Стены изготовлены из железобетона, кирпича, предел огнестойкости зданий и несущих конструкций 2 часа.

     На  случай возникновения пожара предусмотрено по два эвакуационных выхода из каждого здания, шириной не менее 1 метра и высотой не менее 2 метров. Для тушения пожара применяются первичные средства тушения пожара: ящики с песком, кошма, пенные огнетушители ОХП – 10, ОХП – 15, ОВГ – 100 и ОУ – 2, ОУ – 8, которые находятся на каждой установке и в зданиях у выхода.

     УКПН оборудован лафетными стояками, системами пожарного водопровода. При пожаре включаются противопожарные насосные станции. Наружная установка по периметру оснащена пеногенераторными стояками, системами паротушения 10 атм. паром.

     Мероприятия по предупреждению пожара:

• электрооборудование взрывозащищенного исполнения;
• напряжение для переносного электроинструмента и освещение не более 42В;
• систематическая проверка исправности  заземления;
• герметизация технологического  оборудования. 

Индивидуальные  средства защиты 

     Весь  обслуживающий персонал обеспечивается индивидуальными средствами защиты:

• спецодежда из хлопчатобумажной  ткани: костюм. В зимнее время  ватные штаны, телогрейка;
• обувь по ГОСТ 12.4.103 – 83 – кожаные  ботинки, резиновые сапоги, калоши, а в зимнее время валенки на токопроводящей основе; 
• для защиты рук – рукавицы  и х/б перчатки комбинированные;
• защитная фибровая каска с  подшлемником;
• прорезиненные фартуки: предназначены для защиты рабочих от нефти,масел, бензина и др.;
• противогазы марки В, КД, М;
• защитные очки (ОЗО – открытые, ОЗЗ - закрытые).

   Для обеспечения нормальных метеоусловий и снижения концентрации вредных веществ на складе реагентного хозяйства, в операторной и насосной предусмотрены естественная и искусственная вентиляция. Естественная вентиляция осуществляется через вентиляционные короба, искусственная вентиляция – общая приточно – вытяжная. В насосной, компрессорной, на складе химреагентов, операторной кратность воздуха К = 3 ч – 3. Также в насосной предусмотрена вентиляция с восьмикратным воздухообменом, которая приводится в действие автоматически, когда концентрация взрывоопасного вещества – углеводородного газа, в воздухе на 20% меньше, чем нижний концентрационный предел его воспламенения. Предусмотрено включение с наружи автомеханическую вентиляцию.

   Воздуховоды изготавливают из не искрящего и  нержавеющего материала, чтобы не возникло статистических зарядов. Воздуховоды  заземляют.

   Для поддержания в зимнее время нормальной температуры в помещениях используют водяное отопление с температурой греющей воды 80 0С. 

freepapers.ru

Азнакаевская УКПН - Реферат стр. 6

руднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны стареть, т. е. повышать свою устойчивость со временем. При этом поверхностные слои приобретают аномалию вязкости, возрастающую со временем в сотни и даже тысячи раз. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах.

Методы предотвращения потерь легких фракций

При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции), которые безвозвратно теряются, если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потери могут достигать 5% от нефти. Из этих данных следует, что при транспортировании от нефтепромыслового трапа до нефтеперерабатывающего завода из нефти потеряно 2,2% фракций, выкипающих до 100 С. Естественно, что чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонентов. С другой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразные углеводороды, то они отбираются вместе с бензином и он делается нестабильным, т. е. способным изменять свой фракционный состав при перекачке и хранении.

Поскольку потери летучих компонентов из нефти и нефтепродуктов в основном происходят в резервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. При наполнении резервуара из него в атмосферу вытесняется некоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резервуар. Это явление известно под названием большого дыхания резервуара. Количество углеводородных газов и нефтяных паров, вытесняемых из резервуара при его заполнении, может быть определено по номограмме.

. Последнее в свою очередь возрастает при повышении температуры и концентраций летучих компонентов в нефти (бензине).

При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблюдаются потери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовом пространстве резервуара нагреваются, при этом давление повышается. Когда давление паров превысит величину, на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу (выдох). Ночью, когда температура в газовом пространстве понижается, газы сжимаются, в резервуаре образуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферный воздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство (вдох). Потери от малых дыханий резервуара могут быть определены по номограмме.

Для сокращения потерь от испарения предложено много мероприятий. Самым надежным из них является устройство герметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих баллонов, рассчитанных на атмосферное давление, и сферических резервуаров, приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизация оборудования по связанных между собой застежкой-молнией. Для спуска конденсированной жидкости имеются специальные трубы. Поливинилхлоридные ковры снижают потери от испарения на 6090%.

Стабилизация нефтей

Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеводородов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

На рис.2.1 представлена одна из возможных схем дегазации и стабилизации нефти на промыслах. Поступающая из скважины газо-нефтяная смесь вследствие перепада давлений, создаваемого

редукционными клапанами 8 и 9, в газосепараторах 2 и 3 разделяется

Рис.2.1 Принципиальная схема установки для дегазации нефти на промыслах:

I вышка; и, з, в газосепараторы; 4 колонна-стабилизатор; о кипятильник; 7 компрессор; 8, 9 редукционные клапаны; 10 конденсатор-холодильник. Линии: I сырая нефть;

IIIV газ; V газовый бензин; VI стабильная нефть.

на жидкую (вода, нефть) и газовую фазы. Газы высокого и среднего давлений направляются в соответствующие газовые магистрали, а нефть в колонну-стабилизатор 4. В этом аппарате за счет подвода тепла через кипятильник 5 из нефти выделяются в паровую фазу растворенные в ней низкомолекулярные углеводороды. Газо-паровая смесь выводится сверху колонны 4, конденсируется в конденсаторе-холодильнике 10, после чего конденсат поступает в газосепаратор 6, где разделяется на жидкую фазу газовый бензин и газ низкого давления. Последний сжимается компрессором 7 и вместе с газами высокого и среднего давлений направляется на газоперерабатывающий завод. Освобожденная от растворенных газов стабильная нефть снизу колонны 4 поступает в резервуар, а оттуда по нефтепроводу на нефтеперерабатывающий завод.

Схема промысловой стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов, приведена на рис. 2.2 По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 до 5 ат. Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конде

www.studsell.com

Установка комплексной подготовки нефти — реферат

3. Охрана  окружающей среды

     При добыче нефти на поверхность вместе с ней извлекается большое  количество пластовой высокоминерализованной воды.

     В нефтяном газе может содержаться  сероводород и углекислый газ (содержание сероводорода в воздухе 3мг/л опасно для жизни человека).

Извлеченную на поверхность пластовую воду отделяют путем отстоя от нефти и закачивают снова в пласт через нагнетательные или специально пробуренные поглощающие скважины. Нефтяной газ, содержащий h3S и СО2, идет на сжигание на факел или на собственные нужды, то есть в печь.

В целях  защиты атмосферного воздуха от загрязнения, сброс газа с ППК предусматривается через дренажную емкость на факел для сжигания.

     С целью охраны водоемов от попадания  загрязненных стоков, все промышленные стоки направляются по системе трубопроводов на очистные сооружения с последующей подачей их в систему поддержки пластового давления.

     По  охране окружающей среды проводятся мероприятия:

1. Максимальная герметизация производственного процесса.

2. Сокращено прямоточное водоснабжение за счет использования аппаратов воздушного охлаждения для продуктов стабилизации нефти.

3. Направление не сконденсировавшихся газов стабилизации в систему газосбора или в дренажные емкости.

4. Осадки, после зачистки резервуаров и грунт с нефтепродуктами вывозятся в места, согласованные с санитарной инспекцией, для нейтрализации и дальнейшего закапывания.

5. Замазученная ветошь, тряпки собираются и сжигаются за территорией установки, в местах, согласованных с пожарным надзором 

     Заключение

     Технологические схемы сбора, транспорта и подготовки продукции скважин были разработаны с учетом объемов добычи нефти и газа, их физико-химических и реологических свойств в соответствии с этими характеристиками определялось число ступеней сепарации газа, отделения и утилизации основного объема пластовой воды, выбиралось количество и конструкция технологического оборудования в системе сбора, транспорта и подготовки нефти.

     Целесообразность размещения установок подготовки нефти в том или ином пункте определяется в каждом конкретном случае технико-экономическим анализом возможных вариантов. Установлено, что наименьшие капитальные вложения и эксплуатационные затраты на подготовку нефти возможны при размещении установок в местах наибольшей концентрации нефти (сборные пункты, товарные парки, головные сооружения).

     Оптимальной технологической схемой подготовки нефти к транспорту следует считать такую, которая при наименьших затратах в отведенное технологическое время позволяет получать нефть с допустимым содержанием воды, солей и с необходимой глубиной стабилизации.

     В настоящее время проводят комплексную подготовку нефти в районах промыслов, поэтому на основных нефтяных месторождениях созданы комплексные установки по подготовке нефти, которые объединяют процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

Список  литературы

1. Зарипов А.Г. Комплексная подготовка продукции нефтегазодобывающих скважин. Том 1 – М.: Издательство МГГУ, 1996.
2. Степанов Р.В., Булатов Р.Ф. Элементы системы сбора и подготовки нефти, газа и воды в условиях НГДУ "Туймазанефть": Учебное пособие. – Уфа: Издательство УГНТУ, 1999.
3. Оптимизация давлений сепарации в концевых сепараторах при использовании систем УЛФ./Нефтяное хозяйство.- 2001г.-№1-с.69/Тронов В.П., Шаталов А.Н.
4. Зарипов А.Г. Комплексная подготовка продукции нефтегазодобывающих скважин. Том 2 – М.: Издательство МГГУ, 1996.
5. Тронов В. П. Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти. Сепарация газа, сокращение потерь. Казань, ФЭН, 1996.

freepapers.ru

Смотрите также

• 
  Дьэдьэн реферат
• 
  Флюктуоризация реферат
• 
  Реферат сорго
• 
  Рвсн реферат
• 
  Неоэволюционизм реферат
• 
  Нейтронография реферат
• 
  Летаргия реферат
• 
  Дымообразование реферат
• 
  Градирня реферат
• 
  Антропосемиотика реферат
• 
  Анималотерапия реферат