Введение 4
1 Патентная проработка темы 6
2 Аналитический обзор 13
2.1 Нефтяные эмульсии и условия их образования при добыче и транспортировке нефти на промыслах
2.2 Роль естественных эмульгаторов, поверхностно активных веществ (ПАВ) в
образовании нефтяных эмульсий
2.3 Классификация нефтяных эмульсий по типам и дисперсности 17
2.4 Основные физико-химические свойства нефтяных эмульсий 18
2.5 Разрушение нефтяных эмульсий обратного типа (вода-масло) 20
2.5.1 Внутритрубная деэмульсация нефти 21
2.5.2 Гравитационное разделение нефти и воды (холодный отстой) 22
2.5.3 Термохимическая деэмульсация нефти 26
2.5.4 Электродеэмульсация нефти 27
2.6 Роль деэмульгаторов в разрушении нефтяных эмульсий типа вода-масло 29
2.7 Классификация деэмульгаторов и их основные свойства 31
2.8 Общие сведения о технологических установках подготовки нефти, газа и воды
2.8.1 Перспективные технологии подготовки продукции скважин на месторождениях Татарстана
2.8.2 Методы снижения концентрации остаточного сероводорода в товарной нефти
3 Характеристика сырья, продуктов и материалов 40
3.1 Физико-химические свойства нефти 40
3.2 Физико-химические свойства попутно-добываемой воды 41
3.3 Физико-химические свойства попутно-добываемого нефтяного газа 41
3.4 Физико-химические свойства деэмульгаторов применяемых на промысле 42
4 Описание технологической схемы установки подготовки высокосернистой нефти
5 Технико-технологические расчеты 47
5.1 Расчет материального баланса 47
5.2 Основные аппараты 56
5.2.1 Компоновка оборудования 56
5.2.2 Назначение и характеристика газосепаратора 57
5.2.3 Назначение и характеристика отстойника 57
5.2.4 Назначение и характеристика электродегидратора 57
5.2.5 Характеристика буферно-сепарационной емкости 58
5.2.6 Назначение и характеристика теплообменника 58
5.2.7 Характеристика ДГ (дегидратор горизонтальный) 59
5.2.8 Назначение и характеристика абсорбционной колонны насадочнорго типа 59
5.2.9 Общая характеристика оборудования, используемого в подготовке нефти 59
5.3 Технологический расчет основного оборудования 60
5.3.1 Расчет абсорбционной колонны 60
5.3.2 Расчет динамического отстойника 1-ой ступени сепарации(2-ой ступени сепарации)
5.3.3 Расчет концевого делителя фаз (КДФ) 69
5.3.4 Расчет электродегидратора 73
5.3.5 Расчет печи ПТБ - 10 73
5.3.6 Расчет теплообменника “труба в трубе” 76
6 Лабораторный контроль производства 79
6.1 Общая характеристика 79
6.2 Главная задача и основные функции 80
7 Автоматизация производственного процесса 83
7.1 Цель и назначение автоматизации 83
7.2 Анализ статических и динамических характеристик объекта регулирования.... 84
7.3 Обоснование выбора приборов и средств измерения и регулирования 84
7.4 Приборы контроля и автоматики 87
7.5 Контроль за состоянием воздушного бассейна 88
7.5.1 Автоматический контроль отходящих газов, конечных продуктов 89
8 Безопасность и экологичность проекта 90
8.1 Общая характеристика объекта 90
8.2 Характеристика веществ 92
8.3 Расчет избыточного давления взрыва 92
8.4 Освещение 95
8.4.1 Расчет естественного освещения в операторной 95
8.4.2 Расчет искусственного освещения в операторной 95
8.5 Расчет вентиляции в насосной 96
8.6 Шум и вибрация 98
8.7 Индивидуальные средства защиты 98
8.8 Пожарная профилактика и средства пожаротушения 99
8.9 Электробезопасность 99
8.10 Статистическое электричество и молниезащита 100
8.11 Безопасность ведения технологического процесса 101
8.12 Охрана окружающей среды 102
9 Экономическое обоснование проекта 103
9.1 Производственная программа 103
9.2 Расчет капитальных затрат на строительство зданий и сооружений 104
9.3 Расчет капитальных затрат на оборудование 105
9.4 Расчет численности и фонда заработной платы персонала 107
9.4.1 Расчет численности и фонда заработной платы руководителей и специалистов цеха
9.4.2 Расчет численности и фонда заработной платы рабочих 108
9.5 Расчет себестоимости продукции 112
9.5.1 Расчет затрат на электроэнергию 112
9.5.2 Расчет затрат на подготовку нефти 113
9.5.3 Расчеты технико-экономических показателей 114
10 Стандартизация 119
Заключение 120
Условные обозначения 121
Список литературы 122
За прошедшие 60 лет ОАО «Татнефть» добыто более 2.75 млрд. т нефти. Компания разрабатывает ряд крупных месторождений, в том числе уникальное Ромашкинское, которое по международной классификации относится к супергигантским. Максимальная годовая добыча нефти на этом месторождении (81.5 млн. т) была достигнута в 1970 г. Добыча нефти на уровне 80 млн. т удерживалась в течение 6 лет. С середины 80-х годов ХХ века начался и продолжается в настоящее время следующий этап разработки, характеризующийся отказом от экстенсивного режима эксплуатации и применением энергосберегающих технологий для стабилизации добычи нефти. В 2002 г. ОАО «Татнефть» добыло 24 млн. 612 тыс. т нефти. Реализация программы энергосбережения в 2002 г. позволила сэкономить более 82 тыс.
Все основные элементы сложившейся инфраструктуры нефтедобывающего комплекса ОАО «Татнефть» эксплуатируются длительное время, обеспечивая добычу нефти из месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Для получения установленных объемов добычи и реализации нефти важнейшими задачами технологических служб на со-временном этапе являются:
• эффективное использование сложившейся инфраструктуры;
• обеспечение эксплуатационной надежности;
• постоянное снижение затрат на добычу нефти;
• повышение качества подготовки продукции скважин.
Отличительной способностью деятельности ОАО «Татнефти» является то, что очень многие проблемы компания решила и решает на основе собственных научно-технических и технологических разработок в областях производства. Ежегодно внедряется более 100 видов нового оборудования и технологий с экономическим эффектом более 1400 млн. рублей /1,с.8/.
Комплексное решение проблемы сбора и подготовки продукции скважин на место-рождениях Татарстана прошло различные стадии: от обеспечения резкого роста добычи нефти, достижения соответствия повышающимся требованиям по качеству нефти до максимального использования продукции скважин и охраны окружающей среды. В период резкого роста добычи нефти в сжатые сроки был выполнен весь комплекс необходимых работ: от научных исследований, принятия технологических и технических решений до внедрения разработок в производство. Была создана, испытана и внедрена на всех месторождениях ОАО «Татнефть» новая высокоэффективная совмещенная технология сбора и подготовки продукции скважин. По этой технологии вся система сбора, транспорта и подготовки продукции скважин в интервале добывающая скважина - нагнетательная скважина выполняет функции технологического комплекса, обеспечивающего высокий уровень подготовки продукции скважин перед вводом ее в функциональные аппараты. В частности. С высокой эффективностью осуществляются процессы разрушения эмульсий в присутствии деэмульгатора в турбулентном и слабо турбулентном режимах, разгазирования нефти, разделения потока на водную и углеводородную фазы в аппаратах различной конструкции непосредственно на месторождениях и установках подготовки нефти. Очистки нефти и воды /1,с.9/.
Совмещенная технология сбора, сепарации и снижения потерь включает разделение продукции скважин в концевых делителях фаз, очистку нефтяного газа и готовой нефти от сероводорода и метил-этил меркаптанов на промыслах и газоперерабатывающих заводах. Такая работа, по реконструкции системы сбора, совершенствованию учета, обеспечению новых более жестких нормативных требований по доведению качества нефти до уровня, соответствующего потребностям мирового и отечественного рынков. Около 70% нефти, добываемой ОАО «Татнефть», сдается в систему магистральных нефтепроводов по первой группе качества /1,с.10/. Однако связи с введением в действием ГОСТ 51858-2002 с связанным с этим нормированием массовой доли сероводорода и мети-этил-меркаптанов в нефти может сложится ситуация, когда без нейтрализации этих соединений с января 2004 года прекратится прием сернистых нефтей к транспорту. На Миннибаевском УПВСН цеха КППН-2 нефть по содержанию сероводорода 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, нами 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.
Однако в следствии закачки щелочного раствора ожидается увеличение содержания воды. Этого можно избежать если установить перед УПС концевой делитель фаз.
В процессе проектирования в технологическую схему УПВСН НГДУ «Альметьев- нефть» 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 рублей.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
