Содержание: Брюхов

Введение

1. Общая часть

1. Назначение, состав и классификация магистральных трубопроводов

2. Конструктивные решения магистральных трубопроводов

3. Трубы для магистральных нефтепроводов

4. Свойства нефти

1. Специальная часть

   1. Характеристика установки первичной подготовки нефти

   2. Основные функции автоматизированной системы управления

   3. Технологический процесс

   4. Системы автоматики установки первичной подготовки нефти

   5. Расчет электродегидратора

   6. Оборудование установки подготовки нефти

3.Экономическая часть

3.1. Теоретические сведения о материальном балансе производства

3.2. Материальный баланс первой ступени сепарации

3.3. Материальный баланс второй ступени сепарации

3.4. Расчет материального баланса сброса воды

3.5. Общий материальный баланс установки

4. Охрана труда

4.1. Опасные, вредные факторы

4.2. Техника безопасности при обслуживании оборудования

4.3. Пожарная безопасность на объектах нефтегазового комплекса

4.4. Мероприятия по охране окружающей среды

Заключение

Список литературы

Приложение 1 «Схема установки первичной подготовки нефти»

Приложение 2 «Схема магистрального нефтепровода»

Приложение 3 «Схема датчика»

Введение

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

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

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

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

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

• в нефтяной среде – для улучшения нагревательного процесса эмульсии, повышения долговечности работы комплекса;

• использование распределительных насадок для подведения пресной воды и желобов в секции по обессоливанию – для улучшения качества промывки поступающего нефтяного сырья от минеральных солевых отложений;

• обеспечение специальными гидродинамическими коалесценторами – для усовершенствования эффективности процесса разрушения и разделения нефти;

• установки используют современный АСУ ТП, который обеспечивает: контроль и вмешательство в технологический процесс; повышение уровня надежности и безопасности эксплуатации установок; комфортабельность работы персонала; улучшение уровня достоверности и оперативности сбора нужной информации, а также уменьшение трудоемкости работы по сборке, обработке и представлении информации. Это можно достичь при помощи использования современного технического и программного оборудования, а также используя более точные и надежные датчики и исполнительные механизмы.

Экономическая эффективность во время работы УППН обозначена следующими факторами:

• упрощение технологии подготовки нефтяного сырья;

• уменьшение затрат энергоресурсов;

• снижение денежных затрат на обустройство объекта;

• покупка и установка лишь одного многофункционального аппарата;

• снижение количества персонала, который используется при обслуживании установок;

• значительное снижение трудоемкости работы по сборке, обработке и предоставление информации о протекании технологического процесса.

• Общие затраты на покупку и использование установки подготовки нефти, являются не такими значительными, как во время приобретения продукции иностранного производства. Также следует отметить более высокие качества подготовки нефтяного сырья. Комплексы УППН стают актуальными для незначительных месторождений нефти, где использовать большие установки – не рентабельно.

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

Задачи дипломного проекта:

1. Провести анализ работы технологического оборудования в действительных условиях.

2. Выполнить расчет электродегидратора

3. Выполнить экономический расчет

4. Определить мероприятия по повышению эффективности оборудования.

1 Общая часть

1. Назначение, состав и классификация магистральных трубопроводов

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

• природного газа или нефтяного углеводородного газа из районов их добычи до мест потребления;

• искусственного углеводородного газа от мест производства до мест потребления;

• сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана и их смесей) из мест производства до мест потребления;

• нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);

• нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов ил нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);

• товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефте- и нефтепродуктоперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.

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

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

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

I - от 1000 до 1400мм

II - от 500 до 1000мм

III - от 300 до 500мм

IV - менее 300мм

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

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

В - 0,60

I - 0,75

II - 0,75

III - 0,90

IV - 0.90

По своему назначению трубопроводы делятся:

• промысловые

• распределительные

• магистральные

• технологические.

1.2 Конструктивные решения магистральных трубопроводов

1.2.1 Способы прокладки трубопроводов

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

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

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

при условном диаметре менее 1000мм	0,8
при условном диаметре 1000мм и более	1
на болотах и торфяных грунтах подлежащих осушению	1,1
в песчаных барханах (считая от межбарханных впадин)	1
в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин	0,6
на пахотных и орошаемых землях	1
при пересечении искусственных каналов (от дна каналов)	1,1

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

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

Ширина траншеи по низу принимается не менее (мм):

• для трубопроводов диаметром до 700 - D

• для трубопроводов диаметром 700 и более ~1,5D

• при диаметрах 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5, ширину траншеи допускается уменьшить до D+500 мм.