Содержание

1. Введение 6

2. Технологическая часть 8

   1. Описание технологической схемы производства 8

   2. Описание характеристик исходного сырья и готовой продукции 12

   3. Описание устройства и работы проектируемого оборудования 27

   4. Предлагаемые новые инженерные решения 31

   5. Технологический расчет проектируемого оборудования 32

      1. Технологический расчет верхней колонны 32

      2. Технологический расчет нижней колонны 42

      3. Технологический расчет теплообменного аппарата 54

3. Механическая часть 64

   1. Механический расчет верхней колонны 64

   2. Механический расчет нижней колонны 66

   3. Механический расчет теплообменного аппарата 76

4. Автоматизация процессов и КИП 116

5. Безопасность и экологичность проекта 128

6. Технико-экономическое обоснование проекта 145

7. Список используемых источников 173

8. Приложение

1. Введение

Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства.

Современное нефтегазодобывающее управление (НГДУ) располагает большим разнообразным хозяйством - многочисленные сооружения основного производственного назначения, обеспечивающие добычу, сбор и подготовку нефти к транспортированию, подготовку к закачке в пласт пластовых вод, а также вспомогательные сооружения и службы: энергохозяйство, связь, механические мастерские, транспорт и т. д.

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

Характерной чертой технического процесса в нефтеперерабатывающей промышленности при промысловом обустройстве в настоящее время является использование блочно – комплексного автоматизированного оборудования изготовляемого индустриальным способом.

Среди многих эффективных процессов, разработанных и внедренных на промыслах, заслуживают упоминания:

- внутритрубные деэмульсации водонефтяной эмульсии, позволяющее значительно сократить расходы на подготовку кондиционной нефти и высвободить оборудование, использовавшееся с низким кпд;

- применение герметизированных высоконапорных систем сбора нефти, газа и воды, существенно снизивших потери легких фракций нефти и значительно улучшив 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 его 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.

2. Технологическая часть

2.1 Описание технологической схемы производства

Водонефтяная эмульсия продукции скважин ЦДНГ 1– 4 с обводненностью 1 – 4 % поступает на резервуары Азнакаевской ТП (РВС – 500 №20) и далее на установку УКПН – 2.

Продукция скважин ЦДНГ-5 и 7 после узла учета, ступени сепарации с обводненностью 55-90% поступает на установки предварительного сброса воды (УПСВ) в технологические резервуары типа РВС- 5000 №№ 5,6,7.

Водонефтяная эмульсия ЦДНГ-6 с обводненностью 85-90% поступает на Яшляускую УПСВ в технологические резервуары типа РВС-5000 №№ 2,3. Пластовая вода поступает в буферный резервуар типа РВС-5000 № 5, затем насосами типа ЦНС через узел учета откачивается в систему поддержания пластового давления. Нефть с содержанием воды 5-40% поступает в буферный резервуар типа РВС-5000 № 6 и откачивается насосами типа ЦНС в технологические резервуары типа РВС-5000 №№5,6,7 Азнакаевского ТП.

Перед технологическим резервуарами в водонефтяную эмульсию добавляется вода, сбрасываемая с отстойников УКПН при температуре 50-60ºС с остаточным содержанием деэмульгатора. После технологических резервуаров вода поступает на очистные сооружения.

Нефть поступает в буферные резервуары типа РВС-2000 №3,4.

Подготовка нефти на УКПН включает в себя следующие процессы:

-обезвоживание;

-обессоливание;

-стабилизацию;

Нефть с содержанием воды 1-15% (лаб. анализ), из резервуаров №3,4 поступает на прием насосов 10 НМК-2. В линию нестабильной нефти перед

насосом подается деэмульгатор РЕАПОН, СНПХ 4870 г/т, подготавливаемой нефти дозировочным насосом НД 25х40.

Насосы под давлением 9-14кгс/см² прокачивают через расходомер (МЕТРАН), группу теплообменных аппаратов, в которых происходит нагрев нефти до температуры 60-90ºС за счет утилизации тепла отходящей нефти.

Нагретая нефть поступает на первую ступень подготовки нефти – ступень обезвоживания в горизонтальных отстойниках 1.

После отстойника 1 нефть с остаточной обводненностью до 0,5% (лаб. анализ) под давлением 6-8 кг/см² поступает на вторую ступень подготовки нефти - в шаровые отстойники 2, где при давлении 5,5 кгс/см² происходит обессоливание, за счет подачи в поток нефти перед шаровым отстойником 2 через диспергатор промывочной технической воды в количестве 4-5 м³/час.

С горизонтальных и шаровых отстойников с автоматическим регулированием осуществляется постоянный дренаж отделившейся воды, сбрасываемой на УПСВ.

Обессоленная нефть поступает в промежуточную емкость 3, откуда насосами 8НД 9х3 прокачивается через группу теплообменных аппаратов, где она дополнительно нагревается до температуры 120-140ºС за счет тепла отходящей обессоленной нефти и направляется на печь 5. В печах нагревается до температуры 180-220ºС и поступает в емкость 6, где путем однократного испарения при давлении 6-8 атм происходит разделение на паровую и жидкую фазы.

Газ, пары легких углеводородов и водяные пары из емкости 6 поступают на десятую тарелку верхней колонны, часть жидкой фазы (20%) из печи 5 подается на питание на двенадцатую тарелку верхней колонны. Заданная температура верха колонны регулируется автоматически, количеством подаваемого орошения.

Сверху стабилизационной колонны 7 выводится в паровой фазе широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) и часть водяных паров, которые пройдя конденсатор воздушного охлаждения 9 и концевые холодильники 10

конденсируются и поступают в емкость 11.

ШФЛУ из емкости 11 насосами 40 НК-200/120-210 подается на орошение

верхней колонны, а избыточное количество откачивается на бензосклад.

Облегченная керосином нефть из верхней колонны поступает по перетоку на вторую тарелку нижней колонны. Частично отбензиненная нефть снизу емкости 6 под давлением поступает для отпарки оставшихся легких углеводородов на седьмую тарелку нижней колонны8.

Сверху нижней колонны 8 выводится керосиновая фракция и водяные пары, которые пройдя конденсаторы воздушного охлаждения и концевые холодильники, конденсируется и поступает в емкость. Из емкости керосиновая фракция насосом40 НК-2000/120-70 подается на питание в верхнюю колонны на двадцать первую и пятнадцатую тарелки.

Снизу колонны стабильная нефть поступает на прием насосов 8 НГД 9х3 и НК 560/335-180 и прокачивается через теплообменные аппараты 4, в которых охлаждается до температуры 35-45ºС и направляется в резервуары Азнакаевского товарного парка.

Для окончательной отмывки солей в нефтепровод после УКПН подается техническая вода в количестве 2-3 % от подготавливаемой нефти. После отстоя товарная нефть через узел учета перекачивается в АЛПДС.

Несконденсировавшийся газ из емкости 11 поступает в емкость 0-2, где происходит разделение газа и конденсата. Газ из емкости 0-2 направляется в линию топливного газа или на 2 ступень сепарации, откуда направляется на компрессорную станцию КС-15.

2.2 Описание исходного сырья и готовой продукции 2.2.1 Характеристики нефти Нефть — это жидкое полезное ископаемое, состоящее в основном из углеводородных соединений. По внешнему виду это маслянистая, чаще всего черного цвета, жидкость, флюоресцирующая на свету. Горит с выделением тепловой энергии. Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в не­очищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжи­тельности эксплуатации месторождения возрастает обводнение неф­тяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транс­портирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отло­жений в теплообменных аппаратах, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов ), содействует образованию стойких эмульсий.

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоде или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на спе­циальных установках.