Файл: Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 250
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 2.1 Характеристика сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции.
| № п/п | Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции | Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации | Показатели качества, обязательные для проверки | Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ (заполняется при необходимости) | Область применения изготавливаемой продукции |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Сырая нефть | ГОСТ 3900-85 | Плотность безводной нефти, кг/м3 | 870…886 | |
| | | ГОСТ 2477-65 | Обводнённость, % | до 25 | |
| | | ГОСТ 33-82 | Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) | | |
| | | | при 20 0С | 25…31 | |
| | | | при 50 0С | 9…12 | |
| | | Содержание в нефти, % масс. | | | |
| | | ГОСТ11851-85 | парафина | 1,7…2,3 | |
| | | ГОСТ1437-75 | серы | 0,9…1,3 | |
| | | Фракционный состав | | | |
| | | ГОСТ2177-82 | Температура начала кипения, не ниже, оС | 97 | |
| | | | до 150 0С не менее, % | 8 | |
| | | | до 200 0С не менее, % | 16 | |
| | | | До 250 0С не менее, % | 25 | |
| | | | до 300 0С не менее, % | 39 | |
| | | | Температура плавления парафинов, 0С | 52 | |
| 2 | Нефть | ГОСТ Р 51858-2002 | Массовая доля воды, % не более | 0,5 | |
| | | ||||
| | | | Концентрация хлористых солей, мг/л | 100 | |
| | | | Массовая доля механических примесей, % не более | 0,05 | |
| | | | Давление насыщенных паров, кПа не более | 66,7 | |
| 3 | Вода подтоварная | ОСТ 39-225-88 | Содержание нефтепродуктов, мг/л | до 50 | Откачка на ППД |
| | | | Содержание механических примесей, мг/л | до 50 | |
| 4 | Деэмульгатор СНПХ-4103 | ТУ 2458-302-05765670-2005 | Внешний вид | Однородная жидкость светло-жёлтого цвета | Разрушение эмульсии |
| | | | Массовая доля сухого остатка, %, в пределах | 46-55 | |
| | | | |||
| | | | Плотность при 20оС, г/см3, в пределах | 0,918-0,946 | |
| | | | Температура застывания, оС, не выше | Минус 45 | |
| | | | Кинематическая вязкость при 20оС, мм2*с, не выше | 60 | |
| 5 | Деэмульгатор DECLEAVE F-1273 | ТУ 2458-003-94296805-2008 | Внешний вид | Однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, допускается опалесценция | Разрушение эмульсии |
| | | | Массовая доля нелетучих компонентов, % не менее | 20 | |
| 1 | 2 | 3 | Плотность при 20оС, г/см3 | 0,85 + 0,03 | |
| | | ||||
| 4 | 5 | 6 | |||
| | | | Кинематическая вязкость при 20оС, сСт, не более | 30 | |
| | | | Температура застывания, оС, не выше | Минус 50 | |
| 6 | Деэмульгатор СЕПАРОЛ WF 41 | | Внешний вид | Жидкость жёлтого цвета с запахом ксилола | Разрушение эмульсии |
| | | DIN 51 757 | Плотность при 20оС, г/см3 | 0,95 | |
| | | | Температура застывания, оС, не выше | Минус 50 | |
| | | DIN 53 015 | Кинематическая вязкость при 20оС, мм2/с, не выше | 50 | |
| 7 | Ингибитор солеотложения «Акватек-511А» | ТУ 2458-003-70887619-2003 | Водородный показатель, pH | 8,0-9,0 | |
| | | | Температура застывания, °С | - 50 | |
| | | | Стабильность пересыщенного раствора по карбонату кальция при концентрации 30 мг/дм3, % | не менее 80 | |
| 8 | Ингибитор солеотложения «Descum-2 D-3811-C» | ТУ 2458-004-94296805-2008 | Внешний вид | Однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета | |
| | | | Температура застывания не выше 0С | Минус 50 | |
| | | | Водородный показатель, pH | 8,0-10,0 | |
| | | | Плотность при 20 0С, г/см3 | 1,02-1,12 | |
| 9 | Масло турбинное ТП-22С | ТУ 38.101821-2001 | Вязкость кинематическая, мм2/с | | Смазка |
| | | | при 50 оС | 20.00-23.00 | |
| | | | при 40 оС | 28.80-35.20 | |
| | | | Индекс вязкости. мг КОН на 1г масла | 0,04-0,07 | |
| | | | Температура вспышки в открытом тигле, оС, не выше | 186 | |
| | | | Температура застывания, оС не выше | -15 | |
| | | | Плотность при 15 оС, кг/см3, не более | 903,0 | |
| 10 | Консистентная смазка Литол-24 | ГОСТ21250-75 | Температура каплепадения, оС не ниже | 185 | Смазка |
| | | | Вязкость при 20оС, мм2/с | 80-720 | |
| | | | Пенетрация при 20оС | 220-250 | |
| | | | Окисляемость при 120оС за 10 часов, мг КОН/г смазки | 0,5-1,5 | |
Сырьём является сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворённый газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьём для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса.
Продуктом является товарная нефть – нефть, подготовленная к отправке потребителю в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002.
Таблица 2.2 Группы нефти по ГОСТ Р 51858-2002
| НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ | НОРМА ДЛЯ НЕФТИ ГРУППЫ | МЕТОД ИСПЫТАНИЯ | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| 1 Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 | По ГОСТ 2477 и ГОСТ Р 51858-2002 |
| 2 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 | 300 | 900 | По ГОСТ 21534 и ГОСТ Р 51858-2002 |
| 3 Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | | | По ГОСТ 6370 |
| 4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | 66,7 (500) | 66,7 (500) | По ГОСТ 1756 и ГОСТ Р 51858-2002 |
| 5 Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ppm) | Не нормируется. Определяется обязательно | | ||
3. Лабораторный контроль производства
Таблица 2.3 Аналитический контроль технологического процесса
| № П/П | НАИМЕНОВАНИЕ СТАДИЙ ПРОЦЕССА, АНАЛИЗИРУЕМЫЙ ПРОДУКТ | МЕСТО ОТБОРА ПРОБЫ (МЕСТО УСТАНОВКИ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ) | КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ | МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ (МЕТОДИКА АНАЛИЗА, ГОСТ, ОСТ) | НОРМА | ЧАСТОТА КОНТРОЛЯ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Нефть сырая | Блок качества ДНС–1, 1А | Содержание хлористых солей | ГОСТ 21534-76 | - | 1 раз в месяц |
| Вязкость | ИСО 3104-94 | - | 1 раз в месяц | |||
| Газовый фактор | РД 39-0147035-225-88 | - | 1 раз в месяц | |||
| Плотность обезвож. нефти | МВИ 100309-03 | - | 1 раз в неделю | |||
| Плотность сырой нефти | МИ 2153-2004 | - | 1 раз в неделю | |||
| Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | - | 1 раз в сутки | |||
| Содержание механических примесей | ГОСТ 6370-83 | - | 1 раз в месяц | |||
| Содержание хлористых солей | ГОСТ 21534-76 | - | 1 раз в месяц | |||
| Вязкость | ИСО 3104-94 | - | 1 раз в месяц | |||
| 2 | Нефть | Выход: | | | | |
| УТПН-1-8 (с общей линии) | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | До 5,0% | каждые 4 часа | ||
| УТПН-9-16 (с общей линии) | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | До 5,0% | каждые 4 часа | ||
| Вход: | | | | |||
| УПСВ-1-4 (с общей линии) | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | - | 2 раза в сутки | ||
| Стойкость эмульсии | - | - | 1 раз в сутки | |||
| | | УПСВ-5-8 (с общей линии) | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | - | 2 раза в сутки |
| Выход: | | | | |||
| УПСВ-1-4 (с общей линии) | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | До 35% | каждые 4 часа | ||
| УПСВ-5-8 (с общей линии) | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | До 35% | каждые 4 часа | ||
| Переток РВС- 10000 м3 | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | До 0,5% | каждые 2 часа | ||
| | Нефть | РВС-1,2,3,4,5,6,7,8, РО-1,2,3 усредненная проба | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | - | 1 раз в месяц |
| Содержание хлор.солей | ГОСТ 21534-76 | - | 1 раз в месяц | |||
| Мех.примеси | ГОСТ 6370-83 | - | 1 раз в месяц | |||
| ТоС | - | - | 1 раз в месяц | |||
| Плотность | МИ 2153-2004 | - | 1 раз в месяц | |||
| Межплощадочные трубопроводы, аппараты | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | - | 1 раз в месяц | ||
| Содержание хлор.солей | ГОСТ 21534-76 | | 1 раз в месяц | |||
| Мех.примеси | ГОСТ 6370-83 | - | 1 раз в месяц | |||
| Температура | - | - | 1 раз в месяц | |||
| Плотность | МИ 2153-2004 | - | 1 раз в месяц | |||
| 3 | Подготовленная нефть | БКК СИКН №572 | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | До 0,5% | 1 раз в сутки |
| Содержание хлор. солей | ГОСТ 21534-76 | До 100 мг/л | 1 раз в сутки | |||
| Плотность | МИ 2153-2004 | - | 1 раз в сутки | |||
| Содержание механических примесей | ГОСТ 6370-83 | До 0,05% | 1 раз в 10 дней | |||
| ДНП | ГОСТ Р52340-2005 | До 66,7 кПа | 1 раз в 10 дней | |||
| 4 | Вода подтоварная | Выход с УТПН 1-8 (с общей линии) | Содержание нефтепродуктов | | До 500 мг/л | каждые 4 часа |
| Содержание ионов Са2+ НСО3- | | | 1 раз в 10 дней | |||
| Выход с УТПН 19-16 (с общей линии) | Содержание нефтепродуктов | | До 500 мг/л | каждые 4 часа | ||
| Содержание ионов Са2+ НСО3- | | | 1 раз в 10 дней | |||
| Вход: очистные сооружения | Содержание нефтепродуктов | | До 500 мг/л | каждые 4 часа | ||
| ОУУВ ЦППН-7 | Содержание нефтепродуктов | | До 50 мг/л | каждые 4 часа | ||
| | | | Шестикомпонентный состав | Инструкция по методам анализа минерального состава пластовых вод Западной Сибири ГипроТюменНефтегаз-1974 | - | 1 раз в месяц |
| ТВВ | ГОСТ 6370-83 | - | 1 раз в месяц | |||
| Содержание ионов Са2+ НСО3- | | | 1 раз в 10 дней | |||
| 5 | Масла | ТАКАТ 1-8 | Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | | 1 раз в 10 дней |
| Фракционный состав | ГОСТ 2177-99 (ИСО3405-88) | | 1 раз в 10 дней | |||
| Вязкость | 1929-87 | | 1 раз в 10 дней | |||
| Мех.примеси | ГОСТ 6370-83 | | 1 раз в 10 дней | |||
| Кислотное число | ГОСТ 5985-79 | | 1 раз в месяц | |||
| Содержание серы | Р51947-2002 | | 1 раз в месяц | |||
| | | | Плотность | МВИ 100309-03 | | 1 раз в месяц |
| ВКЩ | ГОСТ 6307-75 | | 1 раз в месяц | |||
| 6 | Газ | I ст. УПН-1 (С-1/1-1/5) | Компонентный состав | ГОСТ 23781-87 | - | 1 раз в месяц |
| I ст. УПН-2(С-3/1-3/5) | ||||||
| Сепар.уст. ДНС (С-2/1-2/2) | ||||||
| Вход ГКНС (СВ-1) | ||||||
| Выход ГКНС (СК-3) | ||||||
| Газ топливный | «Хиттер Триттер» | |||||
| Котельная ЦППН-7 | ||||||
| ДНС-1,1А | ||||||
| 7 | Воздушная среда | ЦППН-7 | Содержание метана, углеводородов, метанола | Инструкция по эксплуатации газоанализаторов | До 300мг/м3 | По требованию (при проведении огневых, сварочных и газоопасных работ). По графику |
| 8 | Бензин | | Фракционный состав | ГОСТ 2177-99 (ИСО3405-88) | - | 1 раз в месяц |
| Содержание воды | ГОСТ 2477-65 | - | 1 раз в месяц | |||
2.6 Расчет сепарации 1 и 2 ступеней
В системе сбора и подготовки применяется различное сепарационное оборудование, которое имеет различное исполнение и конструкцию.
Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производится с целью:
1. получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо;
2. уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;
3. уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);
4. уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).
Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводу сопровождается пульсациями давления, например, если поток имеет пробковую структуру, то происходит попеременное прохождение пробок нефти и пробок газа. Возникающие циклические нагрузки на трубопровод приводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода.
В виде схемы классификацию можно представить следующим образом см рис 2.3.
Рис 2.3. Классификация сепараторов по основным функциональным и конструктивным признакам
Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории: 1. по назначению:
- замерные;
- сепарирующие;
2. по геометрической форме: - цилиндрические;
- сферические;
3. по положению в пространстве: - вертикальные;
- горизонтальные; - наклонные;
4. по характеру основных действующих сил: - гравитационные;
- инерционные; - центробежные
- ультразвуковые и т.д.
По технологическому назначению нефтегазовые сепараторы делятся на:
-
- двухфазные – применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу; -
- трехфазные – служат для разделения потока на нефть, газ и воду; -
- сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации; -
- концевые сепараторы – применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары; -
- сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы; -
- сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;
6. по рабочему давлению:
- высокого давления 6,4 МПа; - среднего давления 0,6 – 6,4 МПа; - низкого давления до 0,6 МПа;
- вакуумные (давление ниже атмосферного).
Конструкции сепараторов
1. Вертикальный сепаратор:
Сепаратор с жалюзийной насадкой см рис 2.4 работает следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 1 к раздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 6, увеличивающие путь движения нефти и способствующие тем самым выделению окклюдированных (растворенных) пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 4, стекаю