ВВЕДЕНИЕ 7
1. ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК 8
2. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР 11
2.1 Нефтяные эмульсии и условия их образования при добыче и
транспортировке нефти на промыслах. 11
2.2 Общие сведения о технологических установках подготовки нефти, газа и
воды 12
2.2.1 Многообещающие технологии подготовки продукции скважин на
месторождениях Республики Татарстан 13
2.2.2 Пути снижения содержания остаточного сероводорода в товарной
нефти 17
2.3 Подбор реагентов-деэмульгаторов для подготовки нефти 21
3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ПРОДУКТОВ 23
3.1 Физико-химические свойства нефти 23
3.2 Физико-химические свойства попутно-добываемой воды. 23
3.3 Физико-химические свойства попутно-добываемого нефтяного газа. 24
3.4 Физико-химические свойства деэмульгаторов, применяемых на промысле
24
4. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ
ВЫСОКОСЕРНИСТОЙ НЕФТИ .27
5. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ 29
5.1 Расчет материального баланса 29
5.2 Основные аппараты 38
5.2.1 Компоновка оборудования 38
5.2.2 Назначение и характеристика газосепаратора 38
5.2.3 Назначение и характеристика отстойника 38
5.2.4 Назначение и характеристика электродегидратора 39
5.2.5 Характеристика буферно-сепарационной емкости 39
5.2.6 Назначение и характеристика теплообменника 40
5.2.7 Характеристика ДГ (дегидратор горизонтальный) 40
5.2.8 Назначение и характеристика абсорбционной колонны насадочного
типа. 40
5.2.9 Общая характеристика оборудования, используемого в подготовке
нефти 40
5.3 Технологический расчет основного оборудования 41
5.3.1 Расчет абсорбционной колонны 41
5.3.2 Расчет динамического отстойника 1-ой ступени сепарации (2-ой
ступени сепарации) 49
5.3.3 Расчет концевого делителя фаз (КДФ) 52
5.3.4 Расчет электродегидратора 55
5.3.5 Расчет печи ПТБ - 10 55
5.3.6 Расчет теплообменника “труба в трубе”. 57
6. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА 59
6.1 Цель и назначение автоматизации 59
6.2 Анализ статических и динамических характеристик объекта регулирования 60
6.3 Обоснование выбора приборов и средств измерения и регулирования 60
6.4 Приборы контроля и автоматики 63
6.5 Контроль состоянием воздушного бассейна 64
6.5.1 Автоматический контроль отходящих газов, конечных продуктов 64
7. БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА 65
7.1 Общая характеристика объекта 65
7.2 Характеристика веществ 66
7.3 Пожарная профилактика и средства пожаротушения 67
7.4 Безопасность ведения технологического процесса 68
7.5 Охрана окружающей среды 69
8. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА 71
8.1 Производственная программа 71
8.2 Расчет капитальных затрат на строительство зданий и сооружений 71
8.3 Расчет капитальных затрат на оборудование 72
8.4 Расчет численности и фонда заработной платы персонала 74
8.4.1 Расчет численности и фонда заработной платы руководителей и
специалистов цеха 75
8.4.2 Расчет численности и фонда заработной платы рабочих 75
8.5 Расчет себестоимости продукции 77
8.5.1 Расчет затрат на электроэнергию 77
8.5.2 Расчет затрат на подготовку нефти 78
8.5.3 Расчеты технико-экономических показателей 80
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 83
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
По содержанию сероводорода на Миннибаевском УПВСН цеха КППВН-2 нефть значительно превосходит нормы на нефть даже третьей группы по ГОСТ Р 51858-2002 (100 ррм) и составляет от 200 до 450 ррм, то есть грамм сероводорода на тонну нефти. По метил-этил-меркаптанам нефть удовлетворяет требованиям ГОСТа на нефть первой группы до 40 ррм. В связи с этим было предложено два из трех разработанных в России метода по нейтрализации сероводорода в нефти, а именно:
• технология нейтрализации сероводорода путем закачки в нефть щелочных реагентов;
• технология отдувки сероводорода сухим попутным газом, очищенным от сероводорода;
• технология каталитического окисления сероводорода и метил-этил- меркаптанов кислородом воздуха в самой нефти с образованием некоррозионных и нетоксичных компонентов, растворимых в нефти.
В связи с трудностью доставки катализатора отказались от каталитического метода нейтрализации, и были поддержаны два остальных метода [9].
Однако вследствие закачки щелочного раствора ожидается увеличение содержания воды. Этого можно избежать если установить перед УПС концевой делитель фаз.
Целью данной работы является проектирование технологии очистки нефти от сероводорода на Миннибаевском УПВСН ЦКППН-2, в связи с введением в действие ГОСТ 51858-2002 и связанным с этим нормированием массовой доли сероводорода и метил-этил меркаптанов 100 ррм 40 ррм, соответственно, выявление возможности установки абсорбционной колонны с целью улучшения качества нефти, а так же установка концевого делителя фаз (КДФ) с целью компенсации затрат на монтаж и эксплуатацию абсорбера за счет снижения расхода газа в печи.
В процессе проектирования в технологическую схему УПВСН НГДУ «Альметьевнефть» с целью улучшения качества нефти были внесены следующие изменения: абсорбционная колонна для отдувки сероводорода, концевой
делитель фаз (холодный отстой). На погашение затрат по установке и эксплуатации абсорбционной колонны, было принято решение по увеличению производительности на 20% и внедрению КДФ (привело к снижению расхода газа в печи). В результате проведенных расчетов для действующей установки, при увеличении расхода по сырой нефти, необходимости реконструкции или замене отдельных узлов и аппаратов не выявлено.
С экономической точки зрения, данные изменения оправданы. Изменения, внесенные в процессе проектирования, привели к увеличению капитальных затрат. Однако за счет увеличения эффективности работы УКПН мы получили снижение себестоимости на 1,2 %, т.е. 11,36 руб./т нефти.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
