С смесителей смесь реагента-деэмульгатора с нефтью подается в нефтепроводы перед буферными емкостями БЕ1-БЕ4

3.    С смесителей смесь реагента-деэмульгатора с нефтью подается в нефтепроводы перед буферными емкостями БЕ1-БЕ4.

3.1.4. Освобождение аппаратов от продуктов и установка заглушек

Освобождение от нефти сепараторов С1-С3, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферных емкостей БЕ1-БЕ2, насосов ЦНС 300х120 №1-№5 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземные емкости ЕП2, ЕП3 по отдельной дренажной системе (рис. 8).

Освобождение от нефти сепараторов С4-С6, электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4, буферных емкостей БЕ3-БЕ4, насосов ЦНС 300х120 № 6-10 для проведения ремонтных работ, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземные емкости ЕП10, ЕП11 по отдельной дренажной системе.

Освобождение от нефти змеевиков печей-нагревателей ПТБ-10 осуществляется:

·     ПТБ-10 № 1-2 в подземную емкость ЕП-1;

·     ПТБ-10 № 3-4 в подземную емкость ЕП-9.

Освобождение от жидкости газосепаратора ГС-4 осуществляется в подземную емкость ЕП-8.Освобождение от нефти газосепараторов ГС1, ГС2 осуществляется:

·    ГС-1 в подземную емкость ЕП-4;

·    ГС-2 в подземную емкость ЕП-12.

Освобождение от газового конденсата газосепаратора ГС-3 производится в подземную емкость ЕП-13. Дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов ЦНС 180х170 №1-№3 и освобождение насосов от жидкости для проведения ремонтных работ производится в подземные емкости ЕП 5.

Освобождение резервуаров от жидкости РВС-10000 №1-№4 осуществляется в систему дренажных колодцев по которым жидкость попадает в подземные емкости ЕП14, ЕП15

Установка стандартных заглушек на нефтегазосепаратрах, газосепараторах, печах, электродегидраторах, резервуарах, буферных емкостях и насосах, после освобождения от жидкости, осуществляется на приемо-раздаточных патрубках аппаратов. Схема дренажных трубопроводов, с нумерацией запорной арматуры, установленной на них, совмещена с технологической схемой установки.

Схема установки заглушек и пропарки аппаратов, а также схема дренажной канализации установки прилагается к регламенту.

3.2. Регламент работы установки подготовки нефти 3.2.1. Общая характеристика цеха УПН

Годы строительства: I очередь- 1987-1988 гг.

II очередь - 1989-1990 гг.

Годы ввода в эксплуатацию: I очередь - 1989 г.

II очередь - 1990 г.

Строительство осуществлялось по проекту института “Гипровосток-нефть” г.Самара.

Генподрядчики: СУ-81 треста “Сургутнефтепромстрой”,

Субподрядчики: СУ-4 треста “Тюменьнефтегазмонтаж”,

МУ-6 треста “Сургутнефтегазэлектромонтаж”,

ПМК-3 объединения “Сибкомплектмонтаж”,

СУ-7 треста “Газмонтажавтоматика”,

СУТиР треста “Спецнефтегазстрой”.

Производительность УПН по обезвоженной нефти – 8,0 млн. т/год.

На установке предусматривается:

·     обезвоживание и обессоливание поступающей нефти до содержания в ней воды 0,2% - 0,5% масс. и содержания солей не выше 40 мг/л;

·     концевая ступень сепарации нефти при давлении до 0,0105 МПа и температуре свыше 40°С;

·     обеспечение суточного запаса сырья и товарной продукции, а также сбор некондиционной нефти;

·     аварийный сброс и сжигание газов на факелах высокого и низкого давления.

Аппаратное оформление УПН.

1.    Буферные емкости: V=100 м³ – 4 шт.

2.    Печи-нагреватели: ПТБ-10 – 4 шт.

3.    Электродегидраторы: ЭГ-200-10-09Г2С “ХЛ” – 4 шт.

4.    Сепараторы концевой ступени сепарации: НГС-II-6-3000-09Г2С – 6 шт.

5.    Резервуары: РВС-10000 – 4 шт.

6.    Нефтяная насосная, блочная: ЦНС-300х120 – 10 шт.

7.    Насосная внутрипарковой перекачки, блочная: ЦНС-180х170 – 3 шт.

8.    Реагентное хозяйство: блок БР-25-У1 – 4 шт.

9.    Емкости для хранения реагента :V=50 м³ – 3 шт.

10.  Газосепараторы: V=16 м³ – 1 шт.

11.  Газосепараторы :V=80 м³ – 2 шт.

12.  Насосная пено-водотушения, блочная.

13.  Емкость хранения пенообразователя: V=100 м³ – 2 шт.

14.  Противопожарные резервуары: РВС-700 – 2 шт.

15.  Компрессорная блочная: компрессора 4ВУ-5\9 – 2 шт.

16.  Факельное хозяйство: факел низкого давления ФНД, факел высокого давления ФВД.

Здания и сооружения:

1.    Административно-бытовой корпус.

2.    Операторная.

3.    Склад пожарного инвентаря, блочный.

Резервуары установки оборудованы пенокамерами ГВПС-2000, кольцами орошения.

Установка оборудована стационарной системой пено-водотушения.

Установка оборудована системой противопожарной сигнализации, на вторичные приборы которой, выведена сигнализация о пожаре в БР, нефтяных насосных блоках, на РВС.

На установке имеется запас пенообразователя в объеме 100 м³.

3.2.2. Нормы технологического режима работы УПН

Нормы технологического режима работы установки подготовки нефти определены документами входящими в состав регламента. Нормы включают в себя все условия работы агрегатов и установок, а также технологических условий различных процессов условий (таб. 4).

Технологическая карта установки подготовки нефти. Таблица 4

№ п/п	Наименование процесса, аппаратов и параметров	Индекс аппарата (прибора по схеме)	Ед. измер.	Допускаемые пределы (технологические параметры)	Требуемый класс точности приборов	Примечание
1	2	3	4	5	6	7
1.	Производительность установки:
	по жидкости	–"–	т/ч	1375	7
	по нефти	–"–	т/ч	950
2.	Сепараторы:	С1-С3
	давление	–"–	МПа	0,0-0,0105		МС-П2
	уровень нефти	–"–	м	0,7-1,9		УБ-ПВ
	температура нефти	–"–	°С	35-45		термометр
	обводненность нефти	–"–	%	до 20
3.	Печи-нагреватели ПТБ-10	П1-П4
	Температура
	нефти после печей	–"–	°С	45-50		ТСМ-50М
	дымовых газов	–"–	°С	до 700		ТХА
	топливного газа на горелки	–"–	°С	20-25
	Давление	–"–
	нефти на входе в печь	–"–	МПа	0,40-0,80		ЭКМ,МТП
	газа после РДБК	–"–	МПа	0,005-0,05
	газа перед ГРУ	–"–	МПа	0,1-0,25
	воздуха перед горелкой печи	–"–	мм.вод.ст.	>500		ДН-400-11
	воздуха на приборы КИП печи	–"–	МПа	0,25-0,6
	Расход нефти через печь	–"–	м3/час	>300		Норд-ЭЗМ
	Расход реагента-деэмульга.
	сепарол,R-11,дисольвана	–"–	г/т	15
	ДПА, прогалита и др.	–"–	г/т	20-25
4.	Электродегидраторы:	ЭГ1-ЭГ4
	давление	–"–	МПа	0,3-0,8		МС-П2
	уровень раздела фаз "в\н"	–"–	м	0,5-1,3		УБ-ПВ
	температура нефти	–"–	°С	45-50		термометр
	обводненность нефти на выходе с ЭГ	–"–	%	<0,5
5.	Сепараторы:	С4-С6
	давление	–"–	МПа	0,0-0,005		МС-П2
	уровень нефти	–"–	м	0,7-1,7		УБ-ПВ
	температура нефти	–"–	°С	35-40		термометр
6.	Буферные емкости:	БЕ1-БЕ4
	давление	–"–	МПа	0,05-0,2		МС-П2
	уровень нефти	–"–	м	0,7-1,7		УБ-ПВ
	температура нефти	–"–	°С	23-30
7.	Газосепаратор:	ГС1-ГС2
	давление	–"–	МПа	0,01-0,8		МТП
	предельно-допустимый уровень жидкости	–"–	м	1.8
8.	Газосепаратор:	ГС3
	давление	–"–	МПа	0,15-0,3		МТП
	уровень жидкости	–"–	м	0,5-1,0		СУС-1
9.	Газосепаратор:	ГС4
	давление	–"–	Мпа	0,15-0,3
	уровень жидкости	–"–	м	0,5-1,0		УБ-ПВ
10.	Технологические резервуары (нефтяные) РВС-10000:	РВС2, РВС4
	предельно-допустимая высота взлива	–"–	м	10.5		СУС-И
	уровень водяной подушки	–"–	м	2,0-3,5
	минимальный рабочий уровень	–"–	м.	5.3		УДУ-10
	максимальная скорость наполнения и опорожнения	–"–	м3/час	600
11.	Товарные резервуары РВС-10000:	РВС1, РВС3
	предельно-допустимая высота взлива	–"–	м	10.5		СУС-И
	уровень водяной подушки	–"–	м
	минимальный рабочий уровень	–"–	м	5.3		УДУ-10
	максимальная скорость наполнения и опорожнения	–"–	м3/час	600
12.	Подземные емкости:
	уровень жидкости	ЕП1-4	м	0,5-1,8		УБ-ПВ
	уровень жидкости	ЕП5-8	м	0,5-1,5		УБ-ПВ, ДУЖЭ
	уровень жидкости	ЕП9-12	м	0,5-1,8		УБ-ПВ
	уровень жидкости	ЕП13-15	м	0,5-1,7		УБ-ПВ
13.	Технологическая (нефтяная) насосная ЦНС 300х120:	НН1-10
	давление на приеме	–"–	МПа	0,03-0,05		МТП
	давление нагнетания	–"–	МПа	1,0-1,3		ВЭ-16РБ
	производительность насоса	–"–	м3/час	220-360
	температура подшипников	–"–	°С	<70		СТМ
14.	Внутрипарковая насосная (нефтяная) ЦНС 180х170:	ПН 1-3
	давление на приеме	–"–	МПа	0,03-0,05		МТП
	давление нагнетания	–"–	МПа	1,4-1,9		ЭКМ
	производительность насоса	–"–	м3/час	130-220
	температура подшипников	–"–	°С	<70		СТМ
15.	Воздушная компрессорная:	В'К1-2
	давление на компрессоре после I ступени	–"–	МПа	0,17-0,22
	давление на компрессоре после II ступени	–"–	МПа	0,78-0,8
	температура воздуха после I ступени	–"–	°С	<165
	температура воздуха после II ступени	–"–	°С	<165
16.	Блоки реагентного хозяйства:	БР1-БР4
	давление на выкиде дозировочного насоса НД-25\40	–"–	МПа	4
	производительность дозировочного насоса НД-25\40	–"–	л/час	25
	давление на выкиде нефтяного насоса НД-1000\10	–"–	МПа	1
	производительность нефтяного насоса НД-1000\10	–"–	л/час	1000

3.2.3.  Контроль технологического процесса. Система сигнализации и блокировки УПН

Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти, для определения обводненности, на входе на установку, выходе с отстойников или электродегидраторов, узла учета нефти (УУН) после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепродуктов после очистных резервуаров, на выкиде насосов 200Д90. Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газо-воздушной среды по производственным площадкам и помещениям.

Параметры аналитического контроля. Таблица 5

№ п/п	Наименование операции процесса, продукта	Место отбора	Контроли- руемые параметры	Метод контроля	Частота, периодичность контроля
1	3	4	5	6	7
1.	Отбор проб нефти	На входе на установку	Содержание воды в нефти	ГОСТ 2477-65	Каждые 2 часа
2.	Отбор проб нефти	На выходе с электродегидратора	Содержание воды в нефти	ГОСТ 2477-65	Каждые 2 часа
3.	Замер загазованности	Площадка электродегид раторов	Содержание углеводородов в воздухе	УГ-2	1 раз в смену
4.	Замер загазованности	Площадка печей	Содержание углеводородов в воздухе	УГ-2	1 раз в смену
5.	Замер загазованности	Блоки нефтяных насосов	Содержание углеводородов в воздухе	УГ-2	1 раз в смену
6.	Замер загазованности	Каре резервуаров	Содержание углеводородов в воздухе	УГ-2	1 раз в смену
7.	Замер загазованности	Блоки БРХ	Содержание углеводородов в воздухе	УГ-2	1 раз в смену
8.	Замер загазованности	Площадка буферных емкостей	Содержание углеводородов в воздухе	УГ-2	1 раз в смену
9.	Замер загазованности	Площадка нефтесепараторов С1-С6	Содержание углеводородов в воздухе	УГ-2	1 раз в смену

В связи с непрерывностью технологического процесса на установке первичной подготовки нефти предусмотрена система контроля и сигнализации. Система сигнализации и контроля обеспечивает безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров. В таб. 6 приведены технологические параметры, аппараты и узлы, за которыми ведется непрерывный контроль, а система контроля производит срабатывание сигнализации или блокировку процесса при возникновении условий, которые также перечислены в этой таблице.

Граничные параметры системы сигнализации и контроля. Таблица 6

№ п/п	Технологический параметр аппарат или узел схемы	Сигнализация				Блокировка
		Предупредительная		Аварийная
		Min	max	min	max	min	max
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Сепараторы С1-С3
	давление, МПа		0.015
	уровень жидкости, м	0.7	1.9		2.1
2.	Буферные емкости БЕ1-БЕ4
	давление, МПа	0.05	0.2
	уровень жидкости, м	0.7	1.7	0.6	2
3.	Печи ПТБ-10 П1-П5
	температура нефти после печей, °С				60		60
	температура дымовых газов, °С				700		700
	давление нефти в выходящем нефтепроводе, МПа			0.4	0.8	0.4	0.8
	Давление газа после РДБК, Мпа			0.005	0.05	0.005	0.05
	Давление воздуха на горелки печи, мм.вод.ст.			200		200
	давление воздуха на приборы КИПиА печи, МПа			0.1		0.1
	расход нефти через печь, м3\час			300		300
	давление масла в гидроприводе, МПа			1		1
4.	Электродегидраторы ЭГ1-4
	давление, МПа				0.8		0.8
	уровень раздела фаз "в\н", м				1.3
	электроток во внешних фазах цепи, А				240		240
	давление воздуха на приборы КИПиА, МПа
				0.1		0.1
5.	Сепараторы С4-С6
	давление, МПа		0.005
	уровень жидкости, м	0.7	1.7		2
6.	Газосепаратор ГС1-ГС2
	уровень жидкости, м				1.8
	давление, МПа
7.	Газосепаратор ГС-3
	уровень жидкости, м	0.5	1
	давление, МПа
8.	Газосепаратор ГС-4
	уровень жидкости, м				1
	давление, МПа
9.	Технологические резервуары (нефтяные) РВС-10000 № 2,4
	уровень жидкости, м				10.5
10.	Товарные резервуары (нефтяные) РВС-10000 № 1,3
	уровень жидкости, м				10.5
11.	Подземные емкости ЕП 1-15 уровень жидкости, м:
	ЕП1-ЕП4			0.5	1.8
	ЕП-5			0.5	1.5
	ЕП6-ЕП7				1.5
	ЕП9-ЕП12			0.5	1.8
	ЕП14-ЕП15
12.	Технологические насосы ЦНС 300х120 № 1-10
	давление нагнетания, МПа			0.9	1.3	0.9	1.3
	температура подшипников, °С				70		70
	уровень жидкости в "стакане", м				0.1		0.1
13.	Внутрипарковые насосы ЦНС 180х170 №1-3
	давление нагнетания, Мпа			1.4	1.9	1.4	1.9
	температура подшипников, °С				70		70
	уровень жидкости в "стакане", м				0.1		0.1
14.	Воздушная компрессорная ВК1-ВК2
	давление в ресивере, МПа					0.22	0.6
	температура I ступени, °С				165		165
	температура II ступени, °С				165		165
15.	Блок реагентного хозяйства БР1-БР4
	давление нагнетания насоса НД-25\40, МПа				2		2
	давление нагнетания насоса НД-1000\10, МПа				0.9		0.9

3.2.4. Порядок пуска и остановки УПН

 

Пуск установки УПН осуществляется в следующем порядке:

·     открывается вход жидкости в сепараторы С1-С3;

·     открывается выход газа из сепараторов С1-С3 на факел ФНД. Происходит заполнение сепараторов;

·     при достижении уровня жидкости в сепараторах С1-С3 Н=0,7-1,0 м открывается выход жидкости из сепараторов и вход жидкости в технологические резервуары РВС-10000 №2,4;

·     происходит заполнение резервуаров. Уровень жидкости в сепараторах поддерживается регулирующими пневмоклапанами в пределах Н=0,7-1,0 м. Давление в сепараторах поддерживается в пределах Р=0,0-0,0105 МПа. Газ сбрасывается на факел ФНД;

·     при достижении взлива нефти, в одном из резервуаров Н=7,0-7,5 м открывается выход жидкости из резервуаров на узел переключений задвижек и далее на прием жидкости на насосы ЦНС-300х120 №1-5;

·     происходит заполнение жидкостью нефтяного трубопровода от резервуаров РВС-10000 №1-4 до насосов ЦНС 300х120 №1-5. Воздух из трубопровода стравливается через вентили-воздушники установленные на насосах и вентили врезанные в верхних точках трубопровода. Стравливание воздуха из трубопровода продолжается до появления жидкости на насосах. Давление жидкости в трубопроводах на приеме насосов должно быть в пределах Р=0,03-0,05 МПа;

·     при появлении жидкости на насосах ЦНС 300х120 №1-5 открывается выход жидкости из печей и на клапанной сборке по перепуску жидкости из трубопровода по выходу жидкости из печей на прием насосов ЦНС 300х120;

·     запускается один из насосов ЦНС 300х120 №1-5, производится заполнение приемных трубопроводов, змеевиков печей ПТБ-10 №1-4 и трубопроводов по выходу жидкости из печей. Воздух из змеевиков печей и трубопроводов стравливается через вентили врезанные в верхних точках змеевиков и трубопроводов. Циркуляция жидкости через печи производится до полного заполнения змеевиков;

·     при полном заполнении змеевиков печей жидкостью на 5-8 (по длине хода штока) открывается выход жидкости в электродегидраторы ЭГ1-ЭГ4. Воздух из электродегидраторов стравливается в линию выхода нефти из электродегидратора и в линию сброса продукта из СППК в газосепаратор ГС1, ГС2;

·     открывается подача жидкости на прием нефтяного насоса НД-1000\10 БРХ. Стравливается из трубопровода воздух и включается нефтяной насос НД-1000\10 и дозировочный насос НД-25\40. Производится подача смеси реагента-деэмульгатора и нефти в трубопровод на прием насосов ЦНС 300х120 №1-5. Удельный расход реагента устанавливается в 3-х кратном размере от нормальной нормы согласно технологической карты;

·     при появлении жидкости в трубопроводах по выходу из электродегидраторов открывается вход жидкости в нефтегазосепараторы С4-С6;

·     происходит заполнение сепараторов С4-С6 жидкостью. Открывается выход газа из сепараторов на ФНД;

·     при достижении уровня жидкости в сепараторах С4-С6 высоты Н=0,7-1.0 м открывается выход жидкости из сепараторов и на узле переключений задвижек. Жидкость из сепараторов С4-С6 поступает в трубопровод по выходу жидкости из сепараторов С1-С3 и далее в РВС-10000 № 2,4;

·     уровень жидкости в сепараторах поддерживается регулирующим пневмоклапаном в пределах Н=0,7-1,5 м. Давление в сепараторах поддерживается в пределах Р=0,0-0,0105 МПа;

·     на 25% открываются задвижки по входу и выходу жидкости из электродегидраторов,по входу жидкости в сепараторы С4-С6. Установка нагружается жидкостью;

·     пневматический регулирующий клапан на линии перетока жидкости из трубопровода после печей ПТБ-10 на прием насосов ЦНС 300х120 и при стабильной работе технологических насосов ЦНС 300х120, закрываются полностью. Весь поток жидкости пускается через установку;

·     перераспределяется расход жидкости по печам из расчета не менее Q=300 м³/час. При необходимости расход жидкости через остальные печи перекрывается;

·     при устойчивом расходе жидкости, через оставшиеся в работе печи, Q>300 м³/час производится пуск печей. Температура жидкости на выходе из печей постепенно поднимается до t=35-40 °С;

·     производится пуск электродегидраторов в работу. Ведется постоянный контроль за их работой (появлением межфазных токов);

·     при появлении водной подушки в электродегидраторах открывается выход воды из электродегидраторов в РВС-5000 №№3-6 УПСВ”Б”;

·     отбирается проба нефти на выходе из электродегидраторов на определение обводненности. При обводненности нефти менее 1,0%, нефть поступает в товарные РВС-5000 № 1,2 УПСВ”Б”, а также в товарные РВС-10000 № 1,3 УПН;

·     температура жидкости на выходе из печей поднимается до температуры t=45-50 °С. Снижается удельный расход реагента-деэмульгатора до необходимой нормы. Технологические параметры работы установки поддерживаются согласно технологической карты;

·     открывая постепенно запорно-регулирующую арматуру на установке и поддерживая технологические параметры согласно технологической карты поднимаем производительность установки до проектной нормы;

·     согласовав действия с оператором газовой компрессорной (радиотелефон “NOKIA”, внутренняя связь цеха) открывается выход газов из сепараторов С1-С3 и С4-С6. Газ переводится из ФНД на газокомпрессорную;

·     при появлении водной подушки в технологических резервуарах РВС-10000 №2,4 выше Н=1,0 м открывается выход воды из резервуаров и прием жидкости на насосы ЦНС 180х170 №1-3 внутрипарковой насосной (ВПН). Происходит заполнение водяных трубопроводов от резервуаров до насосов ВПН. Воздух стравливается через вентили - воздушки на насосах;

·     при появлении подтоварной воды на насосах ЦНС 180х170 №1-3 и давлении в приемных трубопроводах насосов в пределах Р=0,03-0,05 МПа открывается переток жидкости в резервуары РВС-5000 № 3-6 УПСВ”Б” и в каре РВС-5000 УПСВ”Б”;

·     запускаются насосы ЦНС 180х170 №1-3, открываются выкидные задвижки. Происходит откачка подтоварной воды из технологических резервуаров РВС-1000 № 2,4 УПН в резервуары очистных сооружений РВС-5000 № 3-6 УПСВ”Б”.

Остановка установки. Так как установка УПН состоит из двух параллельных идентичных технологических линий то остановка двух линий в одно и тоже время нецелесообразна. Для проведения ремонтных и ремонтно-аварийных работ возможна остановка одной из технологических линий. Другая линия, продолжает работать.

Исключение составляют блоки сепарации сепараторов С1-С3 и С4-С6. Для проведения ремонтных работ на сепараторах возможна остановка каждого из сепараторов при остальных работающих.

Остановка технологических линий осуществляется в следующем порядке:

1.   Постепенно открывается вход жидкости из установок УПСВ”2а” и УПС”є в технологические резервуары РВС-10000 № 2,4 и закрывается вход жидкости из установок УПСВ”2а”, УПС”є на УПН-2 (2 линия).

2.    Для поддержания необходимого расхода через обе технологические линии (далее в тексте УПН-1 - первая технологическая линия и УПН-2 - вторая технологическая линия) и во избежание резкого повышения взливов жидкости в резервуарах РВС-10000 № 2,4 на УПН-1 включаются дополнительно насосы ЦНС 300х120 № 1-4.

3.    При остановке технологической линии № 2 (УПН-2).

3.1.  Увеличивается удельный расход реагента-деэмульгатора на УПН-1 до нормы соответствующей общему расходу нефти через УПН.

3.2.  Останавливаются печи-нагреватели ПТБ-10 № 3-4 на УПН-2 и запускаются печи ПТБ-10 № 1-2 на УПН-1.

3.3.  Весь поток жидкости переводится через печи-нагреватели ПТБ-10 № 1-2.

3.4.  Останавливаются электродегидраторы ЭГ3-ЭГ4 на УПН-2.

3.5.  Весь поток жидкости переводится через электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2 УПН-1.

3.6.  Останавливается БРХ на УПН-2.

3.7.  Подготовка нефти на технологической линии № 1 ведется по цепочке: РВС-10000 № 2,4 è ЦНС 300х120 № 1-5 è ПТБ-10 № 1-2 è ЭГ1-ЭГ2 è С4-C6 è РВС-5000 № 1-2 УПСВ”Б”, РВС-10000 № 1,3 УПН.

4.    При остановке технологической линии № 1 (УПН-1).

4.1.  Увеличивается удельный расход реагента-деэмульгатора на УПН-2 до нормы соответствующей общему расходу нефти через УПН.

4.2.  Останавливаются печи-нагреватели ПТБ-10 № 1-2 на УПН-1. Запускаются в работу печи ПТБ-10 № 3-4.

4.3.  Весь поток жидкости переводится через печи ПТБ-10 № 3-4 УПН-2.

4.4.  Останавливаются электродегидраторы ЭГ1, ЭГ2 УПН-1.

4.5.  Весь поток жидкости переводится через электродегидраторы ЭГ3, ЭГ4 УПН-2.

4.6.  Останавливаются нефтяной и дозировочный насосы НД-1000\1- и НД-25\40 на БРХ УПН-1.

4.7.  Подготовка нефти на технологической линии № 2 (УПН-2) ведется по цепочке: РВС-10000 № 2,4 è ЦНС 300х120 № 1-5 è ПТБ-10 № 3-4 è ЭГ3, ЭГ4 è С4-C6 è РВС-5000 № 1-2 УПСВ”Б”, РВС-10000 № 1,3 УПН.

5. При остановке одного из сепараторов С1-С3 и С4-С6 закрывается вход жидкости на данный сепаратор, выход жидкости из данного сепаратора и выход газа из данного сепаратора.

3.3.Основные правила безопасного ведения технологического процесса

Выполнение следующих правил безопасного ведения процесса, связанных с ним работ исключает возможность аварии, взрывы, пожары, травмирование людей, нарушение технологического режима.

Лица, допускаемые к производству, работ должны быть проинструктированы и обучены безопасным приемам работы, сдать экзамены и иметь при себе соответствующее удостоверение. При введении новых технологических процессов и методов труда, видов оборудования и механизмов, а также правил и инструкций, должен проводиться дополнительный инструктаж.

Не допускается загромождение и загрязнение производственных площадок, помещений, оборудования, проездов, дорог в местах где запрещен проезд транспорта должны быть вывешены предупредительные надписи и знаки, дренажные и канализационные колодцы должны быть надежно закрытыми или огражденными.

Систематически должны производиться осмотр и проверка производственного оборудования и своевременный его ремонт согласно графика ППР. Каждое действующее оборудование, аппараты, сосуды должны быть оснащены полным комплектом приспособлений, приборов, предусмотренных проектом или ГОСТом.

Не допускается работа производственного оборудования с нарушением параметров, установленных технологической картой или технологическими условиями и инструкциями.

Изменения в технологическую карту (регламент) разрешается вносить только после письменного указания главного инженера предприятия, причем они должны соответствовать рабочим параметрам, указанным в паспорте оборудования.

Эксплуатация трубопроводов, оборудования, аппаратов, сосудов при не герметичности фланцевых соединений или трещин по целому материалу - запрещается, также не допускается проведение на них любых ремонтных работ при их работе.

Производственные помещения должны быть обеспечены вентиляцией, создающей в зоне пребывания рабочих состояние воздушной среды, соответствующее санитарным нормам. Эффективность вентиляционных установок проверяется систематически, один раз в год. При вынужденной остановке вентиляционных установок должны быть приняты меры по обеспечению санитарного состояния воздушной среды, согласно санитарных норм СНИП.

В инструкциях по эксплуатации вентиляционных установок перечисляются особые указания о мерах, принимаемых персоналом при внезапной загазованности или возникновении пожара.

Во избежание распространения пожара в сети промливневой канализации во время возгорания нефтепродуктов или пожара на производственной площадке, на канализационных сетях промстоков и произодственно-ливневых стоках устанавливаются гидрозатворы.

Приборы контроля и автоматики могут применяться только разрешенные решением Госстандарта СССР и его подведомственных органов. Проверка, регулировка и ремонт приборов осуществляется в соответствии с “Правилами организации и проверки измерительных приборов и контроля за состоянием измерительной техники с соблюдением стандартов и технических условий”. За КИПиА должен быть обеспечен надзор, они должны находиться в условиях, обеспечивающих их безотказную работу.

Производство газоопасных, огневых, ремонтных, земляных работ без наличия оформленного наряд-допуска не допускается.

В местах, где возможно смешивание взрывоопасной смеси газа с воздухом, во избежание искрообразования от ударов, запрещается применение инструментов из стали. Инструмент должен быть из металла не дающего искры. Пользоваться не взрывозащищенными переносными светильниками не разрешается.

Во время работы установки необходимо обеспечить постоянный контроль за давлением, расходом, уровнем - их изменения должны производиться плавно.

Объекты энергоснабжения должны обслуживаться электротехническим персоналом имеющим соответствующую группу допуска. Напряжение на электрооборудование должно подаваться и сниматься дежурным электроперсоналом по указанию ответственного за эксплуатацию этого оборудования или старшего по смене. При возникновении пожара на электрооборудовании напряжение должно быть немедленно снято.

Отогревание оборудования и трубопроводов в зимнее время может производиться только паром или горячей водой.

Предохранительная арматура на аппаратах должна соответствовать предъявленным требованиям “Правил устройства и безопасной эксплуатации аппаратов, работающих под давлением”.

Пуск и работа установки с неисправной системой пожаротушения запрещается.

Все сооружения установок, в зависимости от категории, должны быть надежно заземлены при помощи заземляющих устройств от прямых ударов, вторичных проявлений молнии и статического электричества.

Оборудование, подлежащие вскрытию и ремонту, должно быть выведено из работы, освобождено от продукта, отглушено, пропарено, промыто водой и проветрено. Все подводящие трубопроводы к ремонтируемому оборудованию должны быть отглушены. Промывка водой неостывшего оборудования недопустимо. Производство работ на отключенном оборудовании и трубопроводе, разрешается только по получению анализа газовоздушной смеси. Работы по очистке оборудования аппаратов, сосудов от шлама должны производиться только в шланговых противогазах с дублером бригадой не менее 2-х человекк. Для внутреннего освещения аппарата, сосуда должны применяться светильники во взрывозащищенном исполнении, с напряжением не выше 12В.

Запрещается допуск к газоопасным работам лиц, не обученных безопасным приемам ведения работ, способам оказания первой доврачебной помощи пострадавшим.

Газоопасные работы должны выполняться только при наличии наряд-допуска и в присутствии ответственного за проведение газоопасных работ.

Необходимо вести постоянный контроль за состоянием газовоздушной среды, немедленно прекратить работу при загазованности выше допустимой концентрации.

Перед допуском к работе по обслуживанию блоков реагента-деэмульгатора обслуживающий персонал должен быть проинструктирован и ознакомлен с инструкциями безопасности труда. Работы, связанные с химреагентом, должны производиться строго в спецодежде, защищающей тело, руки, ноги.

3.4. Возможные неполадки технологического процесса.

Возможные неполадки технологического процесса. Таблица 7

Возможные неполадки	Причина возникновения неполадок	Способ предупреждения и устранения неполадок
1	2	3
1.Ухудшается анализ нефти на выходе с отстойников (большой процент обводненности)	1.1. Изменение расхода нефти на установку, неравномерная нагрузка отстойников. 1.2. Понижение температуры нефти после печей. 1.3. Недостаточный расход реагента на подготовку, прекращение подачи реагента. 1.4. Повышенное содержание газа в нефти, поступающей в отстойники 1.5. Высокий уровень раздела фаз “вода-нефть” в отстойниках.	1.1.1. Отрегулировать расход нефти на каждый отстойник. 1.2.1. Повысить температуру нагрева нефти 1.3.1. Включить подачу реагента на установку, отрегулировать расход реагента согласно норме. 1.4.1. Отрегулировать работу сепараторов I и II ступеней сепарации. 1.4.2. Повысить уровень раздела фаз “нефть-газ” в сепараторах. 1.5.1. Понизить уровень раздела фаз “вода-нефть” в отстойниках приоткрыв байпасы. 1.5.2. Проверить работу и исправность регулирующих клапанов на линии выхода воды.
2. Ухудшаются анализы нефти на выходе с электродегидраторов	2.1. Пункты 1.1 - 1.5. 2.2. Не работает система колебаний токами высокой частоты.	2.1.1. Пункты 1.1.1.-1.5.2. 2.2.1. Вызвать электрика и устранить неисправность.
3. Ухудшается анализ воды на выходе с отстойников и электродегидраторов	3.1. Низкий уровень раздела фаз “вода-нефть”. 3.2. Отсутствует четкая граница раздела фаз “вода-нефть”.	3.1.1. Приподнять уровень раздела фаз “вода-нефть” (водную подушку) уменьшив расход воды на выходе с аппарата. 3.2.1. Проверить температуру нефти на входе в аппарат. 3.2.2. Проверить подачу реагента. 3.2.3. Увеличить расход регента (удельную норму).
4. Ухудшается анализ подтоварной воды на выходе очистных РВС (повышенное содержание нефтепродуктов)	4.1. Низкий уровень воды в очистных резервуарах.	4.1.1. Уменьшить откачку воды с резервуаров на КНС. 4.1.2. Поднять уровень воды в резервуарах. 4.1.3. Слить (дренировать) нефть с резервуаров в подземные емкости.
5. Уменьшение (увеличение) поступления жидкости на установку УПСВ	5.1. Остановка нефтяных скважин, ДНС.	5.1.1. Усилить контроль за поддержанием уровней жидкости в сепараторах I ступени. 5.1.2. Отрегулировать температуру нагрева нефти согласно технологической карте. 5.1.3. Отрегулировать удельный расход реагента, согласно норме.
6. Отсутствие воздуха на приборы КИПиА	6.1. Компрессор не развивает необходимого давления. 6.2. Отсутствие напряжения в компрессорной. 6.3. Порыв воздуховода.	6.1.1.Включить в работу резервный компрессор. 6.1.2.При необходимости перейти на ручной режим работы. 6.2.1. Перейти на ручной режим управления технологическим процессом. 6.3.1. Перейти на ручной режим управления технологическим процессом. 6.3.2. Найти место порыва и устранить его.
7. Порыв корпуса сепараторов I и II ступени сепарации, отстойников, электродегидраторов.	7.1. Превышение давления в аппарате выше допустимого.	7.1.1. Вывести аппарат из работы, перекрыв задвижки по входу и выходу жидкости из аппарата. 7.1.2. Освободить аппарат от жидкости в ЕП. 7.1.3. Локализовать место аварии.
8. Порыв нефтяного коллектора от УПС”є и УПСВ-2а до УПН	8.1. Коррозия металла трубопроводов.	8.1.1. Перевести поступление нефти с нефтесепараторов II ступени в технологические РВС-5000 № 1-2. 8.1.2. Прекратить откачку нефти на УПН. остановив нефтяные насосы ЦНС 300х300 и ЦНС 300х360 8.1.3. Отключить поврежденный участок трубопровода, перекрыв его задвижками.
9. Порыв газопровода после УУГ УПСВ.	9.1. Коррозия металла трубопровода.	9.1.1. Перевести сброс газа с сепараторов I ступени сепарации на факел. 9.1.2. Закрыть задвижки на УУГ (отключить поврежденный участок газопровода) 9.1.3. Усилить контроль за ведением технологического режима.
10. Пожар печей ПТБ-10	10.1. Прогар змеевика печей.	10.1.1. Действовать согласно ПЛВА.

3.5. Аварийная остановка УПН

Аварийная остановка технологических линий №1 и №2 (УПН-1 и УПН-2) установки подготовки нефти осуществляется в следующем порядке:

1.    Аварийная остановка УПН-1.

1.1.  Останавливаются печи-нагреватели ПТБ-10 № 1-2. Закрывается вход и выход жидкости из печей.

1.2.  Закрывается подача газа на печи ПТБ-10 №1-2.

1.3.  Останавливаются электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2.

1.4.  Открывается сброс жидкости из змеевиков печей в ЕП-1.

1.6. Открывается сброс жидкости из электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2 в ЕП-3.

2. Аварийная остановка УПН-2.

2.1. Останавливаются печи-нагреватели ПТБ-10 №3-4. Закрывается вход и выход жидкости из печей.

2.2. Закрывается подача газа на печи ПТБ-10 №3-4.

2.3. Останавливаются электродегидраторы ЭГ3-ЭГ4.

2.4. Жидкость переводится через электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2.

2.5. Открывается сброс жидости из змеевиков печей ПТБ-10 №3-4 в подземную емкость ЕП-9.

2.6. Открывается сброс жидкости из электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4 в ЕП-11.

3.6. Мероприятия по охране окружающей среды

С целью максимального сокращения вредных выбросов в окружающую среду на установке предусмотрены следующие мероприятия:

1.    Технологическая схема подготовки нефти на установке предусматривает замкнутый цикл, отсутствие сбросов нефти, пластовой воды и газов в окружающую среду.

2.    Все технологические аппараты установки герметически закрыты.

3.    Сброс подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 производится в технологические резервуары РВС-10000 № 2,4.

4.    Подтоварная вода с резервуаров РВС-10000 № 2,4 внутрипарковыми насосами ЦНС 180х170 через задвижку откачивается в РВС-5000 на УПСВ”Б” на подготовку.

5.    Газ из сепараторов С1-С3 и С4-С6 поступает на газокомпрессорную УВСИНГ. В случае остановок газокомпрессорной станции предусмотрен сброс газа на факел ФНД.

6.    Сброс с предохранительных клапанов сепараторов С1-С3 и С4-С6 осуществляется через “сепаратор-расширитель” С-8, на факел низкого давления (ФНД).

7.    Сброс с предохранительных клапанов буферных емкостей БЕ1-БЕ4, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 осуществляется в газосепараторы ГС1, ГС2. Газ с газосепараторов, через “сепаратор-расширитель” С-7, поступает на факел высокого давления (ФВД).

8.    Для предотвращения попадания на факелы ФНД и ФВД газового конденсата и капельной жидкости на газопроводах установлены “сепараторы-расширители” С-7 и С-8. Отделившиеся в “сепараторах-расширителях” газовый конденсат и капельная жидкость дренируются в подземные емкости ЕП-6 и ЕП-7, откуда погружными насосами откачиваются в технологические резервуары РВС-10000 №1-4.

9.    Сточные воды промышленно-ливневой канализации площадок печей ПТБ-10 №1-4, буферных емкостей БЕ1-БЕ4, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4, сепараторов С1-С3 и С4-С6, резервуаров РВС-10000 №1-4 поступают в подземные емкости ЕП14, ЕП15, откуда погружными насосами откачиваются в технологические резервуары РВС-10000 №1-4.

10.  Во избежание переливов технологические резервуары оборудованы приборами предельного уровня жидкости СУС-И, сигнал от которого выведен на световое табло щита операторной. При загорании светового табло срабатывает звуковая сигнализация.

11.  С целью максимального сокращения вредных выбросов в атмосферу дымовых газов печей ПТБ-10 работа печей ведется в оптимальном технологическом режиме.

3.6.1. Выбросы в атмосферу дымовых газов, потери от испарения факельных выбросов

Выбросы на установке подготовки нефти. Таблица 8

№ п/п	Наименование сброса	Кол-во (масса) выбросов, г/с	Ареал сброса	ПДВ	Метод ликвидации, обезвреживания, утилизации.
1	2	3	4	5	6
1.	Дымовые газы печей ПТБ-10 (из расчета на одну печь)		в атмосферу		рассеивание в верхних слоях
	углекислый газ, CO	-		0,6099 г/с
	окись азота, NO	-		0,1781 г/с
	С1-С10	-		0,7355 г/с
2.	Попутный газ		факел	1,376 м3/с	сжигание
	углекислый газ, CO			7,143 г/с
	окись азота, NOх			0,12 г/с
	С1-С10			1,809 г/с
	сажа			0,593 г/с
3.	Потери нефти в РВС от выдыханий.	150,0 кг/сут	в атмосфенру	1,824 г/с	рассеивание в верхних слоях

4. Расчет электродегидратора 4.1. Условия расчета

Рассчитать и сконструировать горизонтальный электродегидратор со следующими технологическими параметрами:

·     производительность по жидкости 350 кг/час;

·     рабочее давление 0,8 Мпа

Определить следующие технологические параметры:

·     расход реагента-деэмульгатора (дипроксамин);

·     оптимальную температуру нагрева нефти;

·     необходимую напряженность электрического поля.

4.2. Расчет электродегидратора

В основе расчета элетродегидратора лежит выражение определяющее скорость движения капель в электрическом поле

, где

x - электрическая постоянная определяющая заряд движущейся капли; Е – градиент электрического поля, В/м; D_п – диэлектрическая проницаемость среды; n - кинематическая вязкость, м²/с.

Для лучшего отстаивания нефти в эмульсию нефть-вода добавляют деэмульгатор, который способствует более быстрому укрупнению капель и, тем самым ускоряет процесс отстаивания. На УПН «Быстринскнефть» используется дипроксамин, как импортного, так и российского производства. Количество ПАВ рассчитывают по следующей формуле [8, с. 148]

 , где

Предельную концентрацию молекул ПАВ определяют на основе уравнения Лэнгмюра [8, с. 117]

, где

с₀ – начальная концентрация осаждаемого вещества (вода); a - постоянная Лэнгмюра.

Величину Г находят по уравнению Гиббса [8, с. 86]

, где

R – удельная газовая постоянная, Дж/(кг×К); Т – температура; Ds/Dс – градиент изменения поверхностного натяжения на изменение концентрации реагента.

Постоянная Лэнгмюра a, определяется по изотерме поверхностного натяжения (пример расчета изотермы даны в работе [8, с. 84]) или по формуле

, где

d - толщина поверхностного слоя, м; W – работа адсорбции, Дж/кг; R₀ – удельная газовая постоянная; Т – температура.

Величину Г_m можно найти по формуле

, где

S_m – поперечное сечение частицы ПАВ, м².

Коэффициент распределения вещества равен

, где

N₀ – мольная доля ПАВ; N_в – мольная доля воды.

Сведения о коэффициенте k_p можно найти в работе [8, с. 26]

Следующие величины обозначают

S_l – поперечное сечение капель эмульсии, м²; c_l – предельная концентрация эмульсии; V_непр – объем в котором идет непрерывный процесс деэмулгирования; V_дист – объем дисперсной среды.

Процесс электрообезвоживания и обессоливания существует уже не один десяток лет, и все основные аппараты стандартизованы. Если еще учесть то, что в имеющейся литературе отсутсвуют данные по расчету различных коэффициентов, необходимых для расчета электродегидратора. Условно принимаем элетродегидратор, как стандартизованный аппарат.

В таб. 9 приведены характеристики дегидраторов горизонтального тип в основном используемы в России.

Характеристики горизонтальных электродегидраторов. Таблица 9

Показатель
Емкость, м3	80	100	160	190
Диаметр, м	3	3	3,4	3,4
Длина, м	11,6	14,2	17,6	21,0
Производительность, кг/ч	68500	91300	114100	350700

Для обоснования выбора именно горизонтального электродегидратора приведена таб. 10. и таб. 11. Можно с уверенностью сказать, что горизонтальный дегидратор легче и дешевле стоит, а по производительности не отстает от своих конкурентов.

Сравнительные показатели работы ЭГ. Таблица 10

Показатель	Вертикальный	Шаровой	Горизонтальный	Горизонтальный-цилиндрический
Сечение в месте установки электрода, м2	8,14	98	33,2	33,2
Площадь электродов, м2	6,6	31,2	29,8	19,6
Для сечения аппарата зона электродов, %	81,0	52,5	90,0	59,0
Время пребывания, с:
в межэлектродном пространстве	0,023	0,008	0,084	0,023
в аппарате	0,163	-	0,013	0,013
Скорость подачи нефти, м/ч	-	10-15	3-3,4	3-3,4

Показатели работы электродегидраторов различных типов. Таблица 11

Наименование величины	Вертикальный	Шаровой	Горизонтальный
Производительность, м3/ч	25	400	200
Объем, м3	30	600	160
Сечение, м2	7	86	60
Линейная скорость, м/ч	4,3	7	2,7
Размеры, м:
диаметр	3	10,5	3,4
длина (высота)	5	-	17,6
Рабочее давление, МПа	0,4	0,7	1,0
Масса аппарата, кг	-	1×105	0,37×105

Все основные параметры работы электродегидратора принимаются следующие [9]:

·     производительность по жидкости 350 кг/час;

·     рабочее давление 0,8 МПа;

·     расход реагента-деэмульгатора (дипроксамин), 20-25 г/т;

·     оптимальную температуру нагрева нефти, 45-50°С;

·     ток внешней фазы электродегидратора 240А.

Основные размеры электродегидратора:

·     длина области отстаивания 21000 мм;

·     общая длина аппарата 23720 мм;

·     внутренний диаметр 3400 мм;

·     толщина стенки 46 мм;

·     ввод сырья Æ300 мм;

·     вывод нефти Æ250´2;

·     вывод соленой воды Æ200´1;

·     удаление шлама Æ300´3;

·     откачка нефти Æ150´1;

5. Продукция установки УПН

Товарной продукцией цеха подготовки, перекачки нефти является подготовленная нефть. В зависимости от степени подготовки устанавливаются I,II,III группы нефти.

Согласно ГОСТ 9965-76 по показателям степени подготовки нефть должна соответствовать нормам, указанным в таб. 9.

Продукция УПН. Таблица 12

№№ п\п	Наименование показателей	Норма для группы			Метод испытания
		I	II	III
1.	Конструкция хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900	По ГОСТ 21534-76
2.	Массовая доля воды,%,не более	0,5	1,0	1,0	По ГОСТ 2477-65
3.	Массовая доля механических примесей, % не более		0,5		По ГОСТ 6370-83
4.	Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более		66,7 (500)		По ГОСТ 1756-52

6. Материальный и тепловой балансы

Основой материального баланса является закон сохранения материи, согласно которому количество материала, поступающего в процесс (приходные статьи материального баланса), равняется количеству продуктов, получаемых в результате процесса (расход­ные статьи материального баланса). Материальный баланс должен составляться как для всего технологического процесса, так и для отдельных его элементов. Материальный баланс составляют за еди­ницу времени - час, сутки, год - или за цикл работы на единицу исходного сырья или готовой продукции, т. е. за тот отрезок вре­мени, в течение которого перерабатывается определенное коли­чество сырья или получается определенное количество про­дукта.

Материальный баланс обычно составляют в виде таблиц или схем с указанием соответствующих материальных потоков и представлен в таб. 10. Материальный баланс может быть рассчитан в весовых, мольных или объемных единицах. При составлении материального ба­ланса в объемных или мольных единицах необходимо учитывать, что в результате тех или иных химических превращений объем или число молей, поступающих в аппарат, может отличаться от объема или числа молей продуктов, получаемых в результате про­цесса. Кроме того, такое несоответствие возможно при смешении компонентов, не подчиняющихся закону аддитивности.

Энергетический баланс основывается на законе сохранения энергии. Технологические процессы часто сопровождаются измене­нием теплосодержания системы, а также затратой энергии (элек­трической, механической и др.). Поэтому при расчетах аппаратов необходимо составлять энергетические балансы.

Материальный баланс. Таблица 13

№ п/п	Статьи прихода, расхода	%	Количество, т/час
1.	Приход
	нефть	68,60	943,1
	вода	20,00	275,0
	газ	11,40	156,9
	деэмульгатор	0,002	0,0275
	Итого прихода:	100,00	375,0
2.	Расход
	вода	19,50	268,2
	газ	11,47	157,8
	нефть с обводненностью 0,5%	69,03	950,0
	Итого расхода:	100,00	1375,0

Энергетический баланс отражает основное содержание закона сохранения энергии, согласно которому количество энергии, введенной в процесс (при­ходные статьи баланса), равно количеству энергии, получаемой в результате процесса (расходные статьи баланса).

Так же как и материальный баланс, энергетический баланс можно составлять для всего производственного процесса или для отдельных его стадий. Энергетический баланс может быть составлен для единицы времени (час, сутки), для цикла работы, а также на единицу исходного сырья или готовой продукции. При составлении теплового баланса количество тепла, содержащегося в тех или иных материальных потоках, отсчитывают от какого-либо температурного уровня, чаще всего от 0°.

Тепловой баланс. Таблица 14

№ п/п	Статьи прихода, расхода	%	Количество, МДж/ч
1.	Приход
	теплосодержание нефти	33,3	62727,5
	тепло которое передается в печи	66,7	125455,0
	Итого прихода:	100	188182,5
2.	Расход
	теплосодержание нефти	18,0	33925,5
	теплосодержание воды	11,6	21911,9
	теплосодержание газа	9,1	17066,1
	потери в окружающую среду и в аппаратах УПН	61,3	115279,0
	Итого расхода:	100	188182,5

При составлении энергетического и, в частности, теплового баланса особое внимание должно быть обращено:

·     на возможный переход одного вида энергии в другой;

·     на изменение агрегатного состояния тела, которое сопровождается выделением или поглощением тепла (скрытая теплота испарения или конденсации, пла­вления, затвердевания, адсорбции и т. д.);

·     на тепловой эффект химической реакции (эндотермической или экзотермической).

Иногда необходимо учитывать потери тепла в окружающую среду. Как тепловой, так и материальный баланс удобно предста­влять в виде таблиц или схем с указанием всех приходных и расход­ных статей.

Проведем расчет теплового баланса относительно 0°. Рассчитаем теплосодержание нефти приходящей на установку подготовки нефти:

G_печь – расход нефти через печь кг/час; С_нефть – теплоемкость нефти кг/Дж×К; (t_кон – t_нач) – разность между начальной и конечной температурами нефти.

Определение теплоемкости нефти в зависимости от температуры и давления можно определить по формуле [5, с. 517]

Нефть приходит с температурой 293К, плотности при этой температуре составит 887,6 кг/м³ [6, с. 65]:

,

Теплоемкость попутных газов рассчитаем по правилу смешения средних теплоемкостей компонентов, приведенных в таб. 15 [7]:

Средние теплоемкости газов. Таблица 15

	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	н-C4H10	и-C4H10
Средняя теплоемкость, кДж/(кг×К)	0,843	1,036	2,226	1,751	1,667	1,682	1,666
Содержание, %	0,2	1,2	92,0	1,5	2,0	1,0	1,5

Теплоемкость воды с содержанием различных солей, кислот и оснований рассчитываем аналогичным образом таб. 16 [7]:

Средние теплоемкости солей. Таблица 16

	H2CO3	H2SO4	HCl	Ca(OH)2	Mg(OH)2	Na(OH)+K(OH)
Средняя теплоемкость, кДж/(кг×К)	0,576	1,416	0,766	1,181	1,320	1,332
Содержание, %	0,635	0,003	8,0	0,2	0,04	4,5

Так как нефть приходит с 20%-ой обводненостью и содержит 11,4% попутного газа, поэтому рассчитаем теплоемкость приходящей нефти по правилу смешения:

Тогда теплосодержание нефти приходящей на установку будет равно:

Рассчитаем тепло, которое передается в печи, если температура нефти на выходе 333К:

Рассчитаем теплосодержание нефти на выходе с установки:

Рассчитаем теплосодержание воды и газа, уходящих с установки с температурами соответственно 273К и 323К:

Расчет теплового баланса произвели полностью. Теперь все результаты расчета сводим в таблицу см. таб. 14.

Заключение

В заключение курсового проекта можно сказать, что в процессе его создания были выполнены следующие цели:

·     изложены основные концепции появления и развития добычи подготовки нефти на Сургутском месторождении;

·     изложены основные принципы разделения эмульсии нефть-вода;

·     приведена и описана основная аппаратура, используемая для обезвоживания нефти;

·     приведена технологическая схема цеха первичной подготовки нефти на «Быстринском» НГДУ;

·     приведен регламент работы установки подготовки нефти и ее экологическая опасность;

·     изображен принцип расчета электродегидратора и приняты его основные размеры;

·     произведен расчет теплового и материального баланса.

Все эти цели достигнуты с положительным результатом. Можно сделать вывод, что данная установка подготовки нефти работает удовлетворительно в условиях крайнего севера. На этом объекте окружающей среде наносится минимальный ущерб.

Список сокращений

1.	БЕ – буферная емкость.
2.	БР – блок подготовки и закачки реагента.
3.	БРХ – блок реагентного хозяйства.
4.	ГС – газосепаратор.
5.	ДНС – дожимнонапорная станция.
6.	ЕП – емкость подземная.
7.	КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматика.
8.	НГДУ – нефтегазодобывающее управление.
9.	НД – насос дозировочный.
10.	ПТБ – печь трубчатая.
11.	РВС – резервуар вертикальный стальной.
12.	С – сепаратор.
13.	УПН – установка подготовки нефти.
14.	УПСВ – установка предварительного сброса воды.
15.	УУН – узел учета нефти.
16.	ФВД – факел высокого давления.
17.	ФНД – факел низкого давления.
18.	ЦДНГ – цех добычи нефти и газа.
19.	ЦКПН – цех контрольной проверки нефти.
20.	ЦППН – цех первичной подготовки нефти.
21.	ЭГ – электродегидратор.

Список использованных источников

1.    Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. "Химия и технология нефти и газа". Ленинград, "Химия", 1972.

2.    Скобло А.И., Трегубова И.А., Егоров Н.Н. "Процессы и аппараты, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности". Москва, Государственное научно-техническое изд., 1962.

3.    Нестеров И.И., Рябухин Г.Е. "Тайны нефтяной колыбели". Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1984.

4.    Судо М. М. "Нефть и горючие газы в современном мире". Москва, Недра, 1984.

5.    Рабинович Г.П., Рябых П.М., Хохряков П.А., под ред. Судакова Е.Н. «Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки». Справочник. Москва, «Химия», 1979.

6.    Дриацкая З.В., Мхчиян М.А., Жмыхова Н.М. и другие «Нефти СССР. Том 4». Москва, «Химия», 1974.

7.    Рабинович В.А., Хавин З.Я. «Краткий химический справочник». Санкт-Петербург, «Химия», 1994

8.    Рабинович В.А. «Расчет процесса осаждения в электрическом поле». Справочник. Санкт-Петербург, «Химия», 1992

9.    Буланов А.Н.«Регламент работы цеха первичной подготовки нефти на «Быстринском» НГДУ», Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 1997

[1] Балансовым называется то количество продуктов, которое образуется в со­ответствии с материальным балансом технологической установки.