Проект установки и подготовки нефти в условиях повышения пластовых вод

proekt-ustanovki-i-podgotovki-nefti-v-usloviyah-povysheniya-plastovyh-vod-.pdf

Физико-химические основы процесса
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не
представляет собой соответственно чистую нефть и газ. Из скважин вместе с
нефтью поступают пластовая вода попутный (нефтяной) газ твердые
частицы механических примесей.
Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с
возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее
вязкости. Присутствие в нефти даже 01 % воды приводит к ее интенсивному
вспениванию в ректификационных колоннах на НПЗ что нарушает
конденсационную аппаратуру.
Наличие в нефти механических примесей (частиц песка и глины)
вызывает абразивный износ и усиленную коррозию металла трубопроводов и
нефтеперекачивающего
повышает зольность мазутов и гудронов образует отложения в печах
теплообменниках что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи
и быстрому выходу их из строя.
Поэтому технически и экономически целесообразно нефть перед
подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке.
Процессами промысловой подготовки нефти являются:
удаление из нефти лёгких газов – процесс сепарации;
отделение от нефти воды – процесс обезвоживания нефти;
извлечение из нефти солей – процесс обессоливания;
отделение механических примесей – процесс очистки.
Качество подготовки нефти к транспорту регламентирует
ГОСТ Р51858–2002 (табл. 1.1).
БР.18.03.02.47220а.707.2016.00.ПЗ
Таблица 1.1 Показатели качества подготовки нефти
Содержание воды % не более
Содержание хлористых солей
Давление насыщенных паров
при температуре нефти в пункте
Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких
углеводородов которые при нормальных условиях являются газообразными
для дальнейшего их использования в нефтехимической промышленности.
Существуют два различных метода стабилизации нефти – сепарация и
сопутствующих газов однократным или многократным испарением путем
снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).
Для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод
сепарации. Процесс сепарации должен начинаться сразу же при движении
нефти когда из нее отбирается газ выделившийся в результате снижения
давления или повышения температуры. При резком снижении давления в
сепараторе значительно увеличивается количество тяжелых углеводородов
уносимых свободным газом. При быстром прохождении нефти через
сепаратор возрастает количество легких углеводородов в нефти.
Многоступенчатая система сепарации позволяет получить на первых
ступенях метан который направляется на собственные нужды или
потребителям а на последующих ступенях – жирный газ содержащий более
тяжелые углеводороды. Жирный газ отправляется на газобензиновые заводы
для последующей переработки. При наличии газобензинового завода
Сосуд в котором происходит отделение газа от нефти называют
сепаратором. В сепарационных установках происходит и частичное
отделение воды от нефти.
Применяемы е сепараторы можно классифицировать:
(гидроциклонные) ультразвуковые жалюзийные и др.;
цилиндрические вертикальные горизонтальные и наклонные;
) по рабочему давлению: высокого (более 25 МПа) среднего (06 – 25
МПа) и низкого (0 – 06 МПа) давления;
) по назначению: замерные и рабочие;
) по месту положения в системе сбора: первой второй и концевой
Эффективность работы сепараторов характеризуется уносо жидкости количеством жидкости уносимой газом (гм3) и захватомгаза – количеством
газа оставшегося в нефти после сепарации (м3т). Чем ниже эти показатели
тем более эффективна работа аппарата.
Рассмотрим несколько наиболее распространенных типов сепараторов –
вертикальный и горизонтальный.
Вертикальные сепараторы (рис. 1.1) представляют собой вертикально
установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами
снабженный патрубками для ввода и вывода газожидкостной смеси а также
вывода жидкой и газовой фаз а ещё специальными устройствами
обеспечивающими разделение жидкости и газа [2].
Достоинствами вертикальных сепараторов являются:
относительная простота регулирования уровня жидкости;
очистка емкости от механических примесей;
расположение на относительно небольшой площади.
Однако вертикальные сепараторы имеют меньшую эффективность
сепарации что является серьезным недостатком.
Рис. 1.1 Вертикальный сепаратор:
– штуцер ввода; 2 – емкость;
Рис. 1.2 Горизонтальный сепаратор:
– наклонные желоба; 4 – регулятор
– штуцер ввода; 2 6 9 – клапаны;
уровня на линии отвода нефти;
– емкость; 4 – наклонная полка;
– поплавок; 6 – штуцер вывода;
– каплеотбойник; 7 – штуцер вывода;
10 – клапаны; 8 – каплеотбойник;
Что касается горизонтальных нефтегазовых сепараторов (рис. 1.2) то
принцип их работы аналогичен вертикальным. Но за счет того что в
горизонтальных сепараторах капли жидкости попадают перпендикулярно
потоку газа а не навстречу как в вертикальных сепараторах горизонтальные
сепараторы имеют большую пропускную способность [3].
Достоинствами горизонтальных сепараторов являются:
большая пропускная способность;
более высокий эффект сепарации.
Недостатком известных типов нефтегазовых сепараторов с наклонными
полками является маленькая площадь сепарации.
Существует несколько способов удаления газов из жидкости основанных
на различных физических эффектах. Одним из лучших методов является
ультразвуковая дегазация т.е. удаление газов из жидкости находящихся в ней
как в растворенном виде так и в виде пузырьков под воздействием
акустических колебаний ультразвукового диапазона.
усовершенствованного
ультразвуковой полкой предложенного нами показана на рисунке 1.3
Устройство содержит емкость 1 штуцер ввода 2 клапаны 3 9 генератор
наклонный желоб 5 излучатель колебания 6 каплеотбойник 7 газосборник
Устройство работает следующим образом. В закрытую емкость с нефтью
через штуцер ввода 2 подается нефтегазовая смесь. Генератор 4 формирует
ультразвуковые колебания с частотой ультразвукового диапазона и глубокой
амплитудной модуляцией (50–100 кГц и более).
Рис. 1.3 Предлагаемая конструкция нефтегазового сепаратора:
– емкость с нефтью; 2 – штуцер ввода; 3 – генератор; 4 – излучатель колебания;
– наклонный желоб; 6 – каплеотбойник; 7 – газосборник; 8 – штуцер вывода
Излучатель колебания 6 преобразует электрические колебания в
механические (ультразвук) которые передаются через наклонный желоб 5 в
активную жидкую среду. Образующиеся пузырьки рабочего газа за счёт
подъёмной силы всплывают в толще нефти. При их подъёме они соединяются
за счет действия сил поверхностного натяжения двигающих маленький
пузырёк к большому. Происходит «слипание» пузырьков при котором их
разделяет стенка толщиной в молекулу нефти. Поскольку давление в газовом
пузырьке обратно пропорционально радиусу меньший пузырёк поглощается
большим. Таким образом происходит сепарация нефти от растворённого газа.
Выделившийся газ проходит через каплеотбойник 7 и собирается в
газосборнике 8. Дегазированная нефть выводится через штуцер вывода 10.
За счет организованной подачи ультразвуковых волн под слой нефти
управляемой ультразвуковой волной что позволяет эффективно осуществлять
сепарацию. Также преимуществом данного метода является дополнительное
перемешивание нефтегазовой смеси за счет движения ультразвуковых волн.
Отделение от нефти воды необходимый процесс. Позволяющий убрать по
промышленности применяют следующие способы:
Механические - фильтрование обработка ультразвуком;
Термические - подогрев и отстаивание нефти от воды промывка
Электрические - обработка в электрическом поле переменного и
Химические - обработка различными деэмульгаторами.
действие деэмульгаторов.
специальное поверхностно-активное вещество – уменьшающее поверхностное
натяжение раздела фаз воданефть. В качестве деэмульгаторов применяются
поверхностноактивные вещества.
Деэмульнаторы делятся на ионоактивные и неионогенные. Первые в
растворах диссоциируют на катионы и анионы вторые ионов не образуют.
производительностью. В сравнении на 1 тонну нефти неионогонного
деэмульгатора уходит в 6 раз меньше
До последнего времени для разрушения нефтяных эмульсий применялся
анионоактнвный деэмульгатор - нейтрализованный черный контакт (НЧК).
Этот деэмульгатор применяется на некоторых установках обессоливания до сих
Сейчас используются неионогенные деэмульгаторы наиболее известны
ОЖК и ОП-10. Деэмульгатор ОЖК - оксиэтилированные жирные кислоты а
термохимические и электрические способы разрушения эмульсий. Под
влиянием электрического поля высокого напряжения заряженные капельки
воды перемещаются к электродам. Поскольку частота поля в межэлектродном
пространстве меняется происходит изменение направления движения капель
воды они сталкиваются друг с другом и сливаются.
Типовая схема отделения воды на промысле это термохимическое
обезвоживание при атмосферном давлении. В подогретую до 30-50 градусов
нефть добавляю деэмульгатор в небольших количествах. И отправляю в
отстойные сооружения где и происходит разделение фаз. Этот метод влечет за
собой большие потери легких. Существует способ это избежать метод
заключается в отстое нефтяной эмульсии под давление (рис.3). Эмульсию
забираю из емкости Е-1 насосом Н-1 добавляется деэмульгатор из емкости Е-2.
Нефть подогревают до рабочей температуры в
теплообменнике Т-1 и
паронагревателе Т-2. Термоотстойник Е-3 работает в ламинарном режиме.
Условная единица нефти проходит через аппарат в течении 1-3 часов при
направляется в товарный резервуар Е-4. В этом резервуаре нефти повторно
отстаивается. Вода отделенная в термоотстойнике направляется в резервуар Е5. Вода возвращается на скважину для поддержания пластового давления.
Отделившаяся тонкая пленка срезается и отправляется на повторный отстой.
Рис. 1.4 Схема герметизированной установки подготовки воды:
Е1 – емкость с эмульсией; Е2 – емкость с деэмульгатором; Е3 – Отстойник; Е4 – товарный
резервуар;Е5-Резервуар пластовой воды; Н12345 –насос; Т-12 – теплообменник ;
Распрастраненными аппаратами для отделения пластовой воды являются
отстойники типа ОГ(рис.1.5).
Рис. 1.5 Отстойник типа ОГ.
Для своего проекта я выбрал отстойник именно этого типа.
1Характеристика сырья и готовой продукции
Характеристики сырья и продукции приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 Характеристика сырья и продукции.
Попутный нефтяной газ
Продолжение таблицы 2.1 Характеристика сырья и продукции.
Подготовленная вода на КНС
На основе этих показателей существует рабочая установка по подготовке
Нефтяная эмульсия с обводненностью в пределах 40–80% в объёме
00 3500 м3ч с кустов Правобережной части Приобского месторождения
поступает по 2-м нефтепроводам Ду 720 мм на узел дополнительных работ
(УДР). Затем двумя потоками по отдельным коллекторам с давлением до 08
МПа при температуре в пределах 40–80 0С поступает на первую ступень 2-х
параллельно работающих сепарационных установок.
На напорном коллекторе и на входных коллекторах перед
сепарационными установками установлены задвижки с электроприводом №1 и
№2. На входных коллекторах установлены датчики температуры – TIR 0102
TIR 0202 и датчики давления - PIR 0105 PIR 0205. Обвязка сепарационных
установок выполнена одинаково.
Сепараторы I ступени сепарации расположены на первом ярусе.
Сепараторы концевой сепарационной установки (КСУ) расположены на втором
ярусе на отметке 125 м. Cепараторы газовые расположены на отдельно
стоящих опорах на отметке 74 м. Сепараторы КСУ используются в качестве
концевой ступени сепарации или как аварийные сепараторы.
В сепараторах первой ступени при давлении до 06 МПа происходит
отбор попутного газа.
Далее основной поток газа в объёме в пределах 50 70 тыс. м3ч под
собственным давлением до 065 МПа через регулирующие клапаны
направляется в компрессорную станцию КС-2. Часть газа отбирается до
регулирующих клапанов на выходе из газовых сепараторов на собственные
нужды (котельная газ на розжиг факелов затворный газ в ФВД ФНД).
На каждом коллекторе выхода нефтяной эмульсии после первой ступени
сепарации установлены переключающие задвижки с помощью которых
нефтяная эмульсия может направляться:
на прием насосов внешней перекачки;
на установку предварительного сброса воды;
в концевые сепараторы.
На установку предварительного сброса воды нефтяная эмульсия
поступает по двум трубопроводам. Нефтяная эмульсия с сепараторов С-1 С-4
может направляться как на отстойники О-1 О-4 так и на О-5 О-8. Обвязка
сепараторов С-5 С-8 выполнена аналогичным образом.
Эмульсия с первой ступени сепарации с температурой в пределах 40 80
°С и давлением до 07 МПа поступает в сепараторы-водоотделители
(отстойники) О-1 О-4 О-5 О-8.
В качестве отстойников О-1 О-4 О-5 О-8 применяются аппараты ОГ200 объемом 200 м3.
ОГ-200 собой горизонтальные аппараты снабженные устройством ввода
разделительной перегородкой. Отстойники теплоизолируются.
Подтоварная вода (до 2600 м3ч) отделяется в сепараторахводоотделителях и по двум трубопроводам Ду 720 мм под собственным
давлением направляется на очистные сооружения РО-12 РБ-1 (V=5000м3).
Предусмотрена возможность работы только одного трубопровода. Для этого
запроектирована перемычка между трубопроводами. Второй трубопровод
будет запущен при увеличении обводненности эмульсии на входе ЦПС.
Схемой технологического процесса предусмотрена возможность
подготовки подтоварной воды в РВС-56 (V=10000м3)
Оставлены задвижки для подключения установки подготовки нефти
(УПН) в перспективе предусмотрена подача нефтяной эмульсии из
сепараторов-водоотделителей на УПН через вторую ступень нагрева или
напрямую минуя вторую ступень нагрева.
Опорожнение отстойников и трубопроводов осуществляется в подземные
дренажные емкости АЕ-1 АЕ-5 объемом 40 м3 (поз. 9).
Нефтяная эмульсия с обводненностью до 10% после сепараторовводоотделителей по двум трубопроводам Ду 530 мм направляется в концевые
сепараторы СК-1 СК-4 и СК-5 СК-8 где при давлении не более 005 МПа
происходит сепарация остаточного газа (до 10 000 м3ч). При работе ЦПС по
полной схеме газ из концевых сепараторов будет направляться на
компрессорную установку низких ступеней сепарации (КУ-1 5).
Для аварийного сброса нефти и опорожнения сепараторов трубопроводов
используются подземные дренажные емкости АЕ-1 АЕ-5 V = 40 м3. Газ из
емкостей направляется на факел (ФНД) а нефть откачивается в линию
поступления нефти на вход в РВС-10000.
Резервуары оснащены предохранительной и дыхательной арматурой а
также газоуравнительной системой с огневыми предохранителями.
Резервуары РВС 1-6 обеспечивают 12-ти часовой запас по сырью
согласно ВНТП 3-85 п. 2.48.
Резервуары снабжены газоуравнительной системой. Газовый конденсат
стекает в конденсатосборник ЕД-13 и ЕД-67. Конденсат откачивается в
технологический резервуар.
Реагентное хозяйство
С целью обеспечения более глубокого отделения подтоварной воды перед
сепараторами первой ступени осуществляется постоянная дозированная подача
реагента-деэмульгатора. Для этих целей предусмотрен блок реагентного
хозяйства (БРХ). В качестве реагента применяется деэмульгатор ДИН-12А с
удельным расходом до 29 гт нефти.
Подача реагента-деэмульгатора осуществляется в блоке БД-1 с помощью
дозировочных насосов 71НД-1 71НД-3. Для хранения деэмульгатора
предусмотрены две емкости ЕД-1 ЕД-2 объемом 20 м3 каждая в которые
реагент закачивается от передвижных средств. Реагент из емкостей ЕД-1 ЕД-2
подается в бак внутри блока БД-1 с помощью шестеренных насосов 71НШ-1
НШ-2 входящих в комплект установки дозирования химреагентов. При
поступлении деэмульгатора в бочках предусмотрен склад-навес и емкость
разгрузки ЕР-1. Закачка реагента из бочек в бак внутри блока БД-1
производится с помощью шестеренных насосов 71НШ-1 71НШ-2.
Для борьбы с солеотложениями перед входом на сепарационную
установку СУ №1 2 предусмотрена постоянная дозированная подача
ингибитора солеотложения SCW25037 с удельным расходом до 28 гм3
подтоварной воды или ингибитор солеотложения Акватек-511М с удельным
расходом до 50 г м3 подтоварной воды. Для подачи ингибитора солеотложения
используется блок БИК-1.
Для создания резервного запаса реагента (1 месяц) в проекте
предусмотрена емкость ЕИС-1 для хранения ингибитора солеотложения
объемом 20 м3. При поступлении ингибитора в бочках закачка реагента
производится в бак внутри блока БИК-1 с помощью насоса 71НШ-3.
Дозированная подача ингибитора солеотложения осуществляется насосами НД7 8 9 расположенными в блоке БИК-1.
На территории БРХ имеется блок БИС-1 который используется для
подачи ударной дозы деэмульгатора насосами-дозаторами 71НД-4 5 6 во
время сбоя технологического режима а также во время проведений опытнопромышленных испытаний реагентов. Закачка реагента из бочек в бак внутри
блока БИС-1 производится с помощью шестеренных насосов 71НШ-1 71НШ-2.
На площадке реагентов осуществляется дистанционный контроль
уровней и местный контроль температуры в емкостях хранения реагентов а
также сигнализация нижнего уровня в емкости ЕР-1. В емкостях хранения
реагента предусмотрен дистанционный контроль температуры верхнего и
нижнего аварийного уровня. На площадке БРХ установлены 5 датчиков
загазованности QJISA 71121 .71161. Расход реагента с блока БД-1
производится с помощью массомеров FQI 716-1 и FQI 716-2.
Узел учета нефти (УУН)
Узел учета предназначен для учета нефти направляемой в нефтепровод
на НПС «Приразломное» ЦППН-6.
Оперативный узел учета нефти выполнен в составе:
блока измерительных линий (БИЛ) на 7 линий;
блока качества нефти (БКН).
Оборудование установлено на отдельно стоящей открытой площадке
блок контроля качества размещён в блок-боксе.
Рабочая температура перекачиваемой нефти через узел учета нефти в
Подготовленная нефть с выкида насосов внешней перекачки поступает
на измерительную систему СИ. В состав измерительной системы входят:
запорная арматура фильтры счетчики нефти. Пройдя измерительную систему
нефть направляется в систему внешнего транспорта. Имеется возможность в
случае необходимости нефтяной поток транспортировать по байпасу минуя
Поверка рабочих счетчиков осуществляется по контрольному счётчику.
Предусмотрена возможность поверки рабочих и контрольного счетчика через
передвижную поверочную установку. Контроль качества нефти производится
приборами установленными в блоке качества. Проба нефти на анализ
отбирается через пробозаборное устройство щелевого типа.
При работе УУН контролируются:
расход по каждой измерительной линии м3ч;
расход по каждой измерительной линии тч;
температура в каждой измерительной линии 0С;
давление в каждой измерительной линии МПа;
температура в БКН 0С;
расход нефти по БКН м3ч;
плотность нефти в БКН кгм3;
содержание воды в нефти % об.;
перепад давления на фильтрах МПа;
давление на выходе с УУН МПа;
температура на выходе с УУН 0С.
Регулирование давления на УУН производится с помощью
пневмоклапана КР-19.
Узел отпуска нефти (УОН)
Подготовленная нефть до поступления на узел отпуска нефти (УОН) со
входного коллектора через задвижку Н-11 пневматический клапан КП
электроприводную задвижку Н-1 поступает в блок узла учета нефти.
Электроприводная задвижка управляется по месту и дистанционно с АРМ в
операторной УОН. Клапан КП управляется дистанционно через систему АСУ
ТП ЦППН-8 в операторной цеха. Давление в трубопроводе не более 40 МПа
регулируется задвижкой Н-12 направляя поток нефти на прием насосов 3Н1 6.
В блоке узла учета нефти имеются две линии снабженные массомерами
Rotamass работающие в режиме индикации отпуска нефти. На линиях
установлена запорная арматура и регуляторы расхода РР-1 2. Далее нефть
подается на наливные стояки АСН-5 №01 и №02. Для заправки автоцистерны
открывают задвижку Н-16 у основания стояка опускают наконечник в
автоцистерну и открывают задвижку Н-17.
Технологическая линия подготовки воды.
Подготовка подтоварной воды поступающей из сепараторовводоотделителей осуществляется следующим образом:
Пластовая вода из отстойника смешиваясь с промливневыми стоками
дренажно-канализационных емкостей поступает в резервуары-отстойники
подтоварной воды РО-1 РО-2 где при динамическом отстаивании происходит
разделение очищаемой жидкости на нефть воду и механические примеси.
Резервуары РО-1 РО-2 работают параллельно. Очищенная пластовая вода
поступает в резервуар-буфер РБ-1 где происходит ее окончательное
разгазирование и отстаивание. Проектом предусмотрено параллельное
поступление пластовой воды в РО-1 РО-2 и РБ-1.
Очищенная подтоварная вода после резервуара-буфера РБ-1 подается во
всасывающий трубопровод насосной подачи очищенных стоков на
КНС с последующей откачкой на КНС для закачки в пласт. Предусмотрен
насосный блок с пятью насосами ЦНС 300-180 – 75Н-1 4 7 9 11 и шестью
насосами 140MTR50.3 Vipom – 75Н-2 3 5 6 8 10. Подтоварная вода с выкида
насосов подается на КНС-2 2А 3А 216. Количество подтоварной воды
поступающей на КНС замеряется ультразвуковыми расходомерами (FQI
61 7564 – УУВ-1; FQI 7504 FQI 7505 – УУВ-2).
Проектом предусмотрена технологическая схема подготовки подтоварной
воды в резервуарах РВС-10 000 м3 №5 6. В данном случае подтоварная вода из
сепараторов-водоотделителей поступает на прием в РВС-5 6 где происходит ее
окончательное разгазирование и отстаивание. Далее подтоварная вода
поступает на прием насосов откачки очищенных стоков на КНС и подается на
прием КНС-2 2А 3А 216.
Для предотвращения аварийных ситуаций в случае вывода резервуарабуфера РБ-1 из технологии (ремонт зачистка и т.п.) предусмотрена перемычка
с установкой фланцевой пары с обтюратором и задвижки №В-38.
Узел учета воды (УУВ)
Подготовленная подтоварная вода из резервуара-буфера РБ-1 (РВС-5 6)
поступает на прием насосов подтоварной воды 75Н-1 11 и под давлением до
МПа поступает по общему коллектору на узлы учета воды №1 и №2. Узел
учета воды №1 имеет четыре рабочие линии (№1 2 3 4) и одну контрольную
линию снабженные ультразвуковыми расходомерами UFM 3030. Узел учета
воды №2 имеет одну рабочую и одну контрольную линии снабженные
ультразвуковыми расходомерами UFM 3030.
3 Материальный баланс производства
Для расчета материального баланса установки воспользуемся методикой
расчета описанной в учебном пособии «Химическая технология промысловой
подготовки нефти» автор Савченко А.Л.
3.1Материальный баланс первой ступени сепарации нефти
В таблицах 2.3.1 и 2.3.2 приведены исходные данные для расчёта.
В расчёте предусмотрим
Первая ступень сепарации нефти при температуре 25 оС и давлении 06
Обезвоживание нефти в отстойнике.
Вторая ступень сепарации нефти при давлении 03 МПа.
Отстой нефти в товарных резервуарах.
Таблица 2.3.1 Мольный состав пластовой нефти
Содержание компонента % мольн.
Таблица 2.3.2 Исходные данные для расчёта
Содержание воды в пластовой нефти
Содержание воды в товарной нефти не более
Молекулярная масса пластовой нефти
Молекулярная масса товарной нефти
Плотность товарной нефти при 20оС
Плотность пластовой воды при 20оС
Расчётная производительность установки по товарной
Кинематическая вязкость товарной нефти:
На данном этапе невозможно рассчитать необходимое количество
пластовой нефти чтобы на выходе с установки получить товарной нефти точно
Поэтому предварительно производим расчёт материальных балансов всей
стадий например на 1 млн т в год по пластовой нефти. Затем производим
корректировку материальных балансов всех стадий на 9 млн т в год по
товарной нефти и составляем общий материальный баланс всей установки.
Для расчёта материального баланса первой ступени сепарации необходимо
определить долю образовавшейся газовой фазы при принятых условиях
сепарации (или долю отгона) а также состав газовой и жидкой фазы.
Мольная доля отгона e определяется методом последовательного
приближения путём подбора такого значения при котором будет выполняться
K i - константа фазового равновесия данного компонента при
температуре и давлении на данной ступени сепарации.
Значения констант фазового равновесия компонентов при разных
температурах и давлениях приводятся в справочной литературе. В табл. 12.3
приведены справочные значения констант при температуре 25оС и давлениях
Константу для компонента «С6Н14 и выше» точно определить невозможно
так как этот компонент представляет собой всю нефть включая самые тяжёлые
углеводороды. Чем тяжелее углеводород чем ниже его константа. Например
при 25оС и 05 МПа значения констант для С6Н14 С8Н18 С10Н22 соответственно
составляют 00505; 00059; 00007. Поэтому компонент «С6Н14 и выше» самый
тяжёлый в исходной смеси и будет в основном оставаться в жидкой фазе.
Без ущерба для результатов технологических расчётов условно примем
значение константы фазового равновесия этого компонента равное 00001.
Таблица 2.3.3 Значение констант фазового равновесия компонентов
Значение константы фазового равновесия
Путём интерполяции определяем значения констант при рабочих условиях
сепарации (табл. 2.3.4).
Расчёт путём последовательного приближения показывает что мольная
Примем следующие условные обозначения:
xi - массовая доля компонента в жидкой фазе.
Таблица 2.3.4 Значение констант фазового равновесия компонентов при рабочих условиях
первой ступени сепарации
Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 2.3.5)
Таблица 2.3.5 Мольный состав фаз первой ступени сепарации
Продолжение таблица 2.3.5 Мольный состав фаз первой ступени сепарации
Молекулярную массу компонента «С6 и выше» находим из уравнения
аддитивности зная молекулярную массу пластовой нефти Мпл:
24·28 + 00025·44 + 011·16 + 0065·30 + 007·44 + 002·58 +
+ 003·58 + 002·72 + 0025·72 + 0611· M C6 = 157
Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл.2.3.6 и 2.3.7).
Таблица 2.3.6 Массовый состав газовой фазы первой ступени сепарации
Массовая доля отгона:
где М гср ( yi M i ) - средняя молекулярная масса газовой фазы
кгкмоль. Расчёт приведён в табл. 2.3.6.
Плотность газа при нормальных условиях:
Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации:
Таблица 2.3.7Массовый состав жидкой фазы первой ступени сепарации
Составляем материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в
год по пластовой нефти которая имеет обводнённость 30% масс. Примем 350
рабочих дней в году или 8400 часов. Тогда массовый расход пластовой нефти
G = 1000·106 8400 = 11904762 кгч
Количество безводной нефти на входе:
Gн(вх) = 03·G = 07·11904762 = 35714 кгч
Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:
Gг = e·Gн = 005·35714 = 178959кгч
Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой
нефти Gн(вых) и по эмульсии Gэм соответственно:
Gн(вых) = Gн(вх) - Gг = 3571429 – 178959 = 33924 кгч
Gэм = Gн(вых) + G·03 = 7948490 + 11904762·03 = 11725803 кгч
Правильность расчёта материального баланса определяется выполнением
904762 = 117225803 + 178959 кгч
Условие выполняется.
Таблица 2.3.8 Материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой
3.2 Материальный баланс обезвоживания нефти
Эмульсия из сепаратора первой ступени поступает в отстойник где
разделяется на два потока – нефть (эмульсию с меньшим содержанием воды) и
пластовую воду. Основные исходные данные для расчёта получены в
материальном балансе первой ступени сепарации.
Введём обозначения (рис. 12.1):
Gэм = 11519919 кгч – массовый расход эмульсии на входе в отстойник;
X нэм = 0289 – массовая доля нефти в поступающей эмульсии;
X вэм = 0711 – массовая доля воды в поступающей эмульсии;
Gн – массовый расход нефти на выходе из отстойника кгч;
X нн – массовая доля чистой нефти в потоке нефти на выходе из
X вн – массовая доля воды в нефтяном потоке на выходе из отстойника;
Gв – массовый расход пластовой воды на выходе из отстойника кгч;
X нв – массовая доля чистой нефти в пластовой воде на выходе из
X вв – массовая доля чистой воды в потоке пластовой воды на выходе из
Рис. 2.3.1. Схема потоков в отстойнике
Составляем систему уравнений:
Gэм· X нэм = Gн X нн + Gв X нв
Gэм X вэм = GН X вн + Gв X вв
Решая эту систему уравнений выражаем массовые расходы потоков на
выходе из отстойника:
Для дальнейшего расчёта необходимо определить долю воды в нефти и
долю нефти в воде на выходе из отстойника. Так как эти данные могут быть
получены только экспериментальным путём примем на основании
производственных данных:
X нн = 1 – 005 = 095
X вв = 1 – 0001 = 0999
Массовый расход нефти на выходе из отстойника:
Массовый расход пластовой воды на выходе из отстойника:
При верном расчёте выполняется условие:
63375 + 3562428 = 11725803 кгч
Для составления материального баланса определяем составы потоков на
Количество чистой нефти в нефтяном потоке из отстойника:
GН Х нн 35624276 095 33843062 кгч
Количество воды в нефтяном потоке из отстойника:
GН Х вн 3562428 005 1781214 кгч
Количество чистой нефти в пластовой воде из отстойника:
GВ Х нв 8163375 0001 81634 кгч
Количество чистой воды в пластовой воде из отстойника:
GВ Х вв 8163375 0999 8155212 кгч
обезвоживания нефти (табл. 2.3.9).
Таблица 2.3.9Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти на 1 млн т в год
3.3 Материальный баланс конечной ступени сепарации нефти
Конечная сепарация нефти предназначена для окончательной стабилизации
товарной нефти до такого состояния при котором будут соблюдаться условия
ГОСТ Р 51858 т.е. давление насыщенных паров нефти при температуре 38 оС
должно составлять не более 667 кПа. Этого можно добиться путём
разгазирования нефти при температуре 38оС и абсолютном давлении Р:
Р = 1013 + 667 = 168 кПа = 0168 МПа
Таким образом расчёт конечной ступени сепарации нефти производится
при температуре 38оС и давлении 0168 МПа.
Расчёт производится по такой же методике что и для первой и для второй
Для расчёта материального баланса необходимо определить долю
образовавшейся газовой фазы при принятых условиях сепарации (или долю
отгона) а также состав газовой и жидкой фазы.
условие (см. п. 8.4.1):
температуре и давлении на конечной ступени сепарации.
В табл. 2.3.10 приведены значения констант фазового равновесия
компонентов при температуре 38оС давлениях 01 МПа и 02 МПа.
сепарации (табл. 12.18).
Для компонента «С6Н14 и выше» значение константы фазового равновесия
условно примем равным 00001.
Расчёт показал что мольная доля отгона равна:
Таблица 2.3.10Значение констант фазового равновесия компонентов
Таблица 2.3.11Значение констант фазового равновесия компонентов при рабочих условиях
конечной ступени сепарации
Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 2.3.12).
Таблица 2.3.12 Мольный состав фаз второй ступени сепарации
Продолжение таблица 2.3.12 Мольный состав фаз второй ступени сепарации
Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл.2.3.13 и табл.
Таблица 2.3.13 Массовый состав газовой фазы конечной ступени сепарации
Продолжение таблица 2.3.13 Массовый состав газовой фазы конечной ступени сепарации
Таблица 2.3.14Массовый состав жидкой фазы конечной ступени сепарации
кгкмоль (см. табл. 12.20);
поступающей на конечную ступень сепарации т.е. жидкой фазы после второй
ступени сепарации (см. табл. 2.3.7).
Плотность газа при рабочих условиях конечной ступени сепарации:
Составляем материальный баланс конечной ступени сепарации. Из
материального баланса глубокого обезвоживания (см. табл. 2.3.9) следует что
на сепарацию поступает нестабильная нефть в количестве:
Gн(вх) = 33843062 кгч
Gг = e·Gн = 004·33843062 = 135399 кгч
Из сепаратора выходит товарная нефть с производительностью Gтов в
которой будет чистой нефти Gн(вых):
Gн(вых) = Gн(вх) - Gг = 33843062 – 135399 = 32489075 кгч
Gтов = Gн(вых) + Gв = 32489075 + 1781214 = 34270289 кгч
где Gв – количество воды в товарной нефти на выходе из сепаратора. Так
как количество воды на входе и выходе из сепаратора не изменяется поэтому
Gв = 15826 кгч (см. табл. 12.16).
624276 = 34270289 + 135399 кгч
Таблица 2.3.15 Материальный баланс конечной ступени сепарации на 1 млн т в год по
После конечной ступени сепарации нефть с содержнанием воды не более 10%
направляется в резервуар где проходит дополнительный отстой. Из резервуара
после отстоя выходит уже товарная нефть с содержанием воды не более 01%.
3.4 Материальный баланс установки подготовки нефти
Производим корректировку материальных балансов всех стадий на
заданную расчётную производительность 9 млн т в год по товарной нефти. Так
как товарная нефть выходит с конечной ступени сепарации поэтому
корректировку производим в обратной последовательности.
Составляем материальный баланс конечной ступени сепарации на
млн т в год по товарной нефти (табл. 2.3.16).
Корректировку баланса производим следующим образом. Задаёмся
расходом товарной нефти – 9 млн т в год или 9000 тыс т в год. Производим
пересчёт расхода в кгч:
00·1068400 = 1071428571 кгч
Массовое соотношение товарной нефти и газа на выходе из сепаратора
известно: 962% масс. и 38 % масс. соответственно (табл. 2.3.16). Определяем
по пропорции количество газа которое образуется при заданном расходе
Из массового соотношения в товарной нефти чистой нефти и воды (998%
масс. и 02 % масс.) по пропорции рассчитываем расходы чистой нефти и воды.
В этом случае расход товарной нефти принимаем за 100 % масс. Количество
Общий расход товарной нефти и газа:
1785714 + 4233115 = 1113759721 кгч
Полученный расход должен
нестабильной нефти т.е. приходу.
Количество воды на входе в сепаратор и на выходе из него не меняется и
составляет 53571 кгч. Тогда количество чистой нефти на входе в сепаратор
13759721 – 53571429 = 10601883 кгч
Сводим материальный баланс в таблицу 2.3.16.
Таблица 2.3.16 Материальный баланс конечной ступени сепарации на 9 млн т в год по
13759721 9355582 нефть
Производим пересчёт всех статей прихода и расхода из кгч в
тыс. тгод. Например расход газа составляет:
Далее производим корректировку материального баланса стадии глубокого
обезвоживания нефти на 9 млн т в год по товарной нефти. Количество
нестабильной нефти поступающей на конечную сепарацию должно быть
равно количеству нефти уходящей со стадии глубокого обезвоживания.
Поэтому эти данные вносим в соответствующие статьи расхода (см. табл.
Процентный массовый состав потоков материального баланса остаётся
неизменным (см. табл. 12.16).
Расход пластовой воды:
Общий расход нефти и пластовой воды из отстойника:
13759721 + 2552203069 = 366596279 кгч
Этот расход должен быть равен расходу входящей эмульсии. Количество
чистой воды на входе и выходе не изменяется. Поэтому на входе в отстойник
поступает вода в количестве:
9548569 + 2549650866 = 2659499435 кгч
Количество чистой нефти на входе будет составлять:
643706 – 1891562 = 1006463355 кгч
При верном расчёте количество чистой нефти на входе должно быть равно
суммарному количеству чистой нефти в нефтяном и водном потоке на выходе
06463355+2552203 = 107989557
Условие материального баланса выполняется. Полученные результаты
сводим в таблицу 2.3.17
Таблица 2.3.17 Материальный баланс обезвоживания нефтина 9 млн т в год по товарной
Производим пересчёт всех статей прихода и расхода из кгч в тыс. тг.
Корректируем материальный баланс второй ступени сепарации.
Количество и состав эмульсии на входе в отстойник (табл. 12.24) должно быть
равно количеству и составу эмульсии на выходе из сепаратора второй ступени.
Поэтому соответствующие статьи прихода из отстлйника
соответствующие статьи расхода материального баланса второй ступени
сепарации (табл. 2.3.18).
Таблица 2.3.18 Материальный баланс первой ступени сепарации на 9 млн т в год по
Составим общую таблицу материального баланса всей установки таб 2.3.19
Таблица 2.3.19Материальный баланс установки подготовки нефтина 9 млн.т. в год по
Продолжение таблица 2.3.19 Материальный баланс установки подготовки нефтина 9 млн.т. в
год по товарной нефти
Процентное соотношение уходящих с установки потоков определяем по их
Выход товарной нефти составит:
Выход попутного газа:
Выход пластовой воды:
По результатам материальных балансов всех стадий составим схему
материальных потоков установки подготовки нефти (рис. 2.3.3).
Рис. 2.3.3. Схема материальных потоков установки подготовки нефти
1Технологический расчёт основного оборудования
1.1 Расчёт сепаратора первой ступени сепарации
Из материального баланса первой ступени сепарации следует что в
сепаратор поступает пластовая нефть в количестве: Gж 3721912646 кгч из
сепаратора выходит газ в количестве: Gг 55949856 кгч.
Для предварительного выбора сепаратора
объёмный расход жидкости и газа в сепараторе.
Объёмный расход жидкости:
- плотность поступающей пластовой нефти (эмульсии) при 25оС
рабочей температуре в сепараторе кгм3.
Предварительно рассчитаем плотность эмульсии при 20оС по уравнению
аддитивности зная соотношение нефти и воды:
кгм3 – плотность нефти при 20оС;
в20 = 1004 кгм3 – плотность пластовой воды при 20оС.
Относительную плотность эмульсии при 50оС определим по уравнению:
Относительная плотность эмульсии при рабочей температуре:
Абсолютная плотность эмульсии:
Для выбора сепаратора объёмный расход газа необходимо определить
при нормальных условиях:
где гну = 1931 кгм3 – плотность газа при нормальных условиях.
Из таблицы 8.1 выбираем сепаратор который обеспечит необходимую
производительность по жидкости и газу. Принимаем к установке
горизонтальный сепаратор типа НГС 06-3000(рис.3.1) со следующими
- внутренний диаметр Dв = 3 м;
- производительность по жидкости 300-1500 м3ч;
- производительность по газу 124000 м3ч.
Рис. 3.1 3D модель газового сепаратора НГС 06-3000
Определяем максимальную пропускную способность этого сепаратора по
пластовой нефти (эмульсии):
где F – площадь зеркала нефти м2.
Обычно уровень жидкости в сепараторе находится несколько выше
осевой линии. Для упрощения расчётов можно с достаточной точностью
принять площадь зеркала нефти равной 95% от максимального значения:
F 095 Dв L 095 24 1106 2522 м2
d – диаметр пузырьков газа который не должен превышать 1 2 мм.
Примем d = 1·10-3 м.
эм плотность эмульсии при рабочих условиях в сепараторе кгм3.
г = 6548 кгм3 – плотность газа при рабочих условиях в сепараторе.
эм динамическая вязкость эмульсии при 50оС Пас
Для определения динамической вязкости нефти при 50оС находим
сначала относительную плотность нефти при 50оС:
Абсолютная плотность нефти при 50оС составляет 50 935446 кг м 3 .
Динамическая вязкость нефти при 50оС:
50 50 6 10 6 935446 4734 10 3 Па с 4734 мПа с
Динамическую вязкость эмульсии определим по формуле:
где B = 07 – доля воды в эмульсии.
Максимальная пропускная способность сепаратора по жидкости:
Таким образом расчёт показывает что максимальная пропускная
способность выбранного сепаратора по жидкости превышает реальный расход
пластовой нефти на входе:
8606 м3ч 3978758 м3ч
Следовательно одного аппарата данного типа не достаточно. Сумарная
мощность 8 аппаратов НГС-06-3000 будет достаточно.
1.2 Расчёт отстойника
Для расчёта необходимого количества отстойников необходимо
определить минимальный диаметр аппарата и минимальную длину зоны
Минимальный диаметр отстойника для обеспечения ламинарного течения
эмульсии ( Re 2300 ) определяется по формуле:
где Vвх – объемный расход эмульсии на входе в отстойник м3с;
эм плотность эмульсии кгм3;
эм динамическая вязкость эмульсии Пас;
f ( ) функция относительной высоты водяной подушки в зоне отстоя:
f ( ) 05 (1 ) (2 ) arcsin(1 )
относительная высота водяной подушки м;
hв высота водяной подушки м;
R радиус отстойника м.
Установлено что пропускная способность отстойника максимальна при
6 . Тогда f ( ) 2596 .
Из материального баланса стадии предварительного обезвоживания нефти
следует что в аппарат поступает эмульсия в количестве Gж 366596279 кг ч .
Плотность эмульсии эм 861318 кг м 3 (см. п. 12.8.1).
Объёмный расход эмульсии:
18947 м 3 ч 1089 м 3 с
Вязкость эмульсии эм 2517 10 3 Па с (см. п. 12.8.1).
Минимальный диаметр отстойника будет составлять:
Расчёт показал что для обеспечения ламинарного движения эмульсии
необходим минимальный диаметр отстойника 6459 м. Но максимальный
диаметр стандартного отстойника составляет только 34 м поэтому для
обеспечения ламинарного режима необходимо разделить входящий поток на
два параллельных потока. Тогда расход эмульсии для одного потока будет
Минимальная длина зоны отстоя для обеспечения необходимого времени
осаждения капель воды определяется по формуле:
где hoc – высота зоны отстоя м;
cp средняя горизонтальная скорость движения эмульсии в аппарате мс;
oc скорость стеснённого осаждения капель воды мс.
Высота зоны отстоя hoc определяется следующим образом. Ранее было
При стандартном диаметре отстойника D = 34 м его радиус составит:
Высота водяной подушки:
hос D hв 34 0782 262 м
Средняя горизонтальная скорость движения эмульсии определяется как
среднее арифметическое скоростей на входе и выходе:
- объёмный расход эмульсии на входе в аппарат и на выходе
S – площадь поперечного сечения для прохода эмульсии в аппарате м2.
В нашем случае Vвых 050445 м с .
Из материального баланса стадии предварительного обезвоживания
следует что суммарный массовый расход эмульсии на выходе составляет Gвых
= 1113759721 кгч. Для одного параллельного потока:
Для определения объёмного расхода эмульсии определяем плотность
эмульсии на выходе состоящей из 95% нефти и 5% воды:
Таким образом абсолютная плотность эмульсии на выходе при 50оС
15 кг м 3 . Объёмный расход эмульсии для одного потока на
Площадь поперечного сечения для прохода эмульсии:
где Dэкв эквивалентный диаметр поперечного сечения для прохода
При f ( ) 2596 и D = 34 м:
Скорость стеснённого осаждения капель воды рассчитывается на основе
d 2 g ( в н ) (1 B) 47
где (1 B ) 47 – коэффициент учитывающий стеснённость осаждения
В – массовая доля воды в эмульсии;
d – диаметр капель воды м;
в и н плотность воды и нефти соответственно кгм3;
н динамическая вязкость нефти Пас.
Установлено что диаметр капель воды в эмульсиях предварительно
обработанных деэмульгатором составляет (300–350)10-6 м. Примем
Содержание воды в эмульсии на входе в отстойник составляет 70% масс.
на выходе 5% масс. Среднее значение содержания воды в эмульсии в аппарате
Или средняя доля воды В = 037
Минимальная длина зоны отстоя двух потоков:
Примем к установке отстойник типа ОГ-200(рис. 3.2) с характеристиками:
- внутренний диаметр Dв. = 34 м;
- внутренняя длина Lотс = 2204 м.
Рис. 3.2 Общий вид отстойника ОГ-200
Необходимое число аппаратов для обеспечения минимальной длины зоны
Так как предварительно поток эмульсии был разбит на два то общее
количество необходимых отстойников составит:
При параллельном подключении всех восьми отстойников в каждый будет
поступать следующее количество эмульсии:
Проверяем максимально возможную пропускную способность одного
отстойника для обеспечения ламинарного режима:
00 Dэкв эм 2300 309 314 2517 10 3
Так как 00139 м3с 0605 м3с т.е. Vотс Vмах следовательно
ламинарный режим движения эмульсии в отстойниках обеспечен.
1.3 Расчёт концевого сепаратора
Методика расчёта аналогична сепаратору первой ступени.
Из материального баланса второй ступени сепарации следует что в
сепаратор поступает эмульсия в количестве Gж 1113759721 кг ч . Из
сепаратора отходит попутный газ в количестве Gг 42331149 кг ч . Для выбора
сепаратора необходимо рассчитать объёмный расход жидкости и газа. Рабочая
температура в сепараторе 50оС.
Плотность нефти при 50оС составляет 50 834594 кгм3 (см. п. 12.8.1).
В сепаратор поступает эмульсия с содержанием воды 5% масс. Находим
плотность эмульсии на входе в сепаратор (незначительным изменением
плотности пластовой воды можно пренебречь):
Объёмный расход газа при нормальных условиях:
где гну = 1931 кгм3 – плотность газа второй ступени при нормальных
условиях (см. п. 12.4).
По объёмным расходам жидкости
НГС–06–2400 с характеристиками:
- внутренний диаметр Dв. = 16 м;
- производительность по жидкости 45-225 м3ч;
- производительность по газу 41400 м3ч.
Определяем максимальную
сепаратора по эмульсии.
Площадь зеркала нефти:
F 095 Dв L 095 16 819 125 м 2
Плотность газа при рабочих условиях в сепараторе (03 МПа и 50 оС)
известна (см. п. 12.4):
Динамическая вязкость нефти при 50оС (см. п. 12.8.1):
Динамическая вязкость эмульсии:
где B = 005 – доля воды в эмульсии.
Максимальная пропускная способность сепаратора по эмульсии будет
Расчёт показал что максимальная пропускная способность выбранного
сепаратора превосходит реальный расход эмульсии:
885957 м3ч 21918783 м3ч
Следовательно необходимо поставить несколько аппаратов.
n = 21919783 11885957 2 аппарата.
1.4 Расчёт резервуара для товарной нефти
Из материального баланса установки следует что в резервуар поступает
товарная нефть и вода в соотношении 95% и 5% соответственно в количестве
Gн 1113759721 кг ч . Плотность поступающей смеси
Объёмный расход товарной нефти:
Согласно нормам технологического проектирования запас нефти в
товарном парке должен быть суточный:
Vтов = 1248751 24 = 974026 м3
Примем к установке резервуар типа РВС-1000 который выпускается в
двух вариантах (табл.12.30):
Таблица 3.1.4.1 Техническая характеристика резервуара РВС-10000
Номинальный объем м³
Внутренний диаметр стенки мм
Выбираем вариант 1 и определяем эффективный объём одного
Необходимое количество резервуаров:
Таким образом для товарной нефти необходимо установить три
резервуара типа РВС-10000(рис.3.3).
Рис. 3.3 Общий вид резервуара РВС-10000
1.5 Расчёт насоса для подготовленной нефти
- давление на всасе Pвх 015 МПа 015 10 6 Па (принимаем);
- давление на выкиде Pвых 17 МПа 17 10 6 Па (принимаем);
- производительность Vн 1248 м ч 0347 м с (см. п. 12.9.2);
- плотность товарной нефти н 858 кг м 3 .
Полный напор насоса:
Pвых Рвх 17 106 015 106
Полезная мощность насоса:
N пол Vн g H 0347 858 981184152 537656788 Вт 537657 кВт
Мощность на валу насоса:
где н к.п.д. насоса. Примем н 07 .
Мощность потребляемая электродвигателем насоса:
где пер к.п.д. передачи от электродвигателя;
дв к.п.д. двигателя.
Установочная мощность двигателя:
где коэффициент запаса мощности. Для Nдв > 50 кВт 11 .
N уст 11 853423 938766 кВт
Для установки принимаем насос типа ЦНСн – центробежный
многоступенчатый секционный насос. Такие насосы предназначены для
перекачки обводнённой газонасыщенной и товарной нефти в системах
внутрипромыслового сбора подготовки и транспорта нефти.
Таблица 3.1.5.1 Техническая характеристика насосов типа ЦНСн
Выбираем насос ЦНСн 300-240 (см. табл. 12.31) со следующими
характеристиками(рис 3.4):
- номинальная производительность 300 м3ч;
- номинальный напор 240 м;
- электродвигатель ВАО2-450
- мощность электродвигателя 315 кВт;
- к.п.д. насоса – не менее 70%.
Рис. 3.4 3D модель насоса ЦНСн 300-240
Для обеспечения необходимой производительности необходимо
установить следующее количество параллельно работающих насосов:
Таким образом требуется четыре рабочих насоса плюс один резервный.
1.6 Расчёт насоса для откачки пластовой воды
- давление на всасе Pвх 01 МПа 01 10 6 Па (принимаем);
- давление на выкиде Pвых 10 МПа 1 10 6 Па (принимаем);
- производительность Gв 2552203 кгч (из материального баланса
- плотность воды в 1004 кг м 3 .
Объёмная производительность насоса:
47109 м3ч = 0708 м3с
N пол Vв g H 0708 1004 981 9156 636777213 Вт 636777 кВт
N уст 111010757 1111833 кВт
Для установки примем центробежный насос марки ЦНСн
(см. табл. 12.31). Такие насосы могут применяться для перекачки воды с
водородным показателем рН = 70–85 с содержанием механических примесей
не более 02% масс. с размером твёрдых частиц не более 02 мм температурой
перекачиваемой воды до +105оС.
Выбираем насос ЦНСн 300-120 со следующими характеристиками:
- номинальный напор 120 м;
- мощность электродвигателя 200 кВт;
Таким образом требуется один рабочий насос ЦНСн 300-120 плюс один
2 Расчет на прочность основных узлов аппарата
Целью механического расчета является определение толщины стенки и
днища аппарата ОГ – 200 а так же расчет одного фланцевого соединения.
2.1 Выбор марки стали
Выбор марки стали для изготовления аппарата это один из важнейших
этапов проектирования аппарата. Так как от выбранной марки стали будет
зависеть работоспособность долговечность надежность аппарата и ряд других
Марку стали подбирают с учетом следующих параметров:
температурного режима работы средней температуры окружающей среды
коррозионной активности среды рабочего давления в аппарате и т.д.
Температуру в аппарате принимаем 100оС данная температура
устанавливается процессом пропарки аппарата. Давление в аппарате 064 МПа.
Так как аппарат работает при невысоких температурах и давлениях примем
конструкционную сталь 09Г2С.
Марка стали 09Г2С имеет следующие характеристики:
- предел текучести 265 МПа;
в - предел прочности 450 МПа.
2.2 Расчет толщины стенки и днища аппарата
Для расчета толщины стенки отстойника располагаем следующими
- внутренний диаметр D1= 3400 мм;
- технологическое (рабочее) давление Равс= 064 МПа;
- рабочая температура t = 50 °С;
Цилиндрическая часть горизонтального отстойника представляет собой
тонкостенный цилиндр толщина стенки которого определяется согласно
ГОСТ 14249-89 следующей формулой:
где S - расчетная толщина м;
РР - расчетное избыточное давление Па;
Dв - внутренний диаметр аппарата м;
[] - допускаемое напряжение на растяжение материала аппарата
φ - коэффициент прочности продольного сварного шва;
С - прибавка на коррозию в пределах 1- 6 мм.
взрывопожароопасные и токсичные среды расчетное давление принимают на
% но не менее чем на 02 МПа больше технологического.
Избыточное рабочее давление равно:
Ризб. =064-01 =054МПа
и расчетное давление:
) РР= 064 + 02 = 084 МПа;
) РР= 054 + 006 = 06 МПа.
За расчетное давление принимается большая величина следовательно
РР= 084 МПа. Расчетную температуру стенки принимаем равной tp= 50 °С.
Допускаемое напряжение [] определяем по формуле:
где - поправочный коэффициент равный 09 для аппаратов
содержащих взрыво- и пожароопасную или токсичную среду[3];
[*] - нормативное допускаемое напряжение.
Для низколегированных и углеродистых сталей рассчитывают по
где - предел текучести при расчетной температуре примерно равен
при температуре 100оС 265 МПа;
в - предел прочности при расчетной температуре при температуре 100оС
> 15 и в > 25 коэффициенты запаса прочности[3].
Учитывая что продольные и поперечные швы обечаек стальных
аппаратов должны быть только стыковыми и предполагая двухстороннюю
сварку выполненную автоматически принимаем φ = 1.
Величину прибавки на коррозию учитывая коррозионность среды
принимаем равной 4 мм.
Теперь имеем данные для определения толщины стенки отстойника:
Принимаем ближайшую большую толщину листа по сортаменту – 14
Учитывая что наряду с внутренним давлением аппарат испытывает
дополнительные нагрузки такие как вес внутренних устройств вес площадок
обслуживания и т.д. толщина стенки аппарата должна быть увеличена на S. S
принимаем равной 2 мм.
Тогда толщина стенки будет равна:
Толщину стенки днища аппарата рассчитаем по формуле:
Подставив уже известные значения получим:
Толщину днища принимаем равной толщине стенки 16 мм. (рис. 331)
Рисунок 3.2.2.1Эскиз днища. R – радиус кривизны м; S1 – толщина стенки днища м;
D – внутренний диаметр днища м; D1 – наружный диаметр днища; h1 – высота
цилиндрического борта м; hн – высота эллиптической части днища без учета
Проверку напряжения в нижней части аппарата при проведении
гидравлических испытаний проведем по формуле:
Следовательно полученная толщина стенки обеспечивает прочность
обечайки при гидравлическом испытании.
2.3 Расчет фланцевого соединения
Рассчитаем фланцевое соединение для штуцера входа эмульсии в
Расчет фланцевых соединений включает в себя расчет болтов (шпилек)
расчет фланцев и выбор прокладок.
Исходные данные для расчета получены в процессе технологического
Рабочие условия: максимальная температура 100°С давление 064
Материал фланца 09Г2С соответствует материалу корпуса аппарата.
Dу = 200 мм - диаметр условного прохода.
2.4 Выбор типа фланца и уплотнительной поверхности
Для углеродистых сталей при рабочих условиях условное давление будет
МПа. Поскольку в аппарат поступает нефть выбираем фланец цельного
типа на условное давление Ру = 10 МПа с плоской поверхностью уплотнения.
Принимаем штуцера таблица:
Таблица 3.2.4.1Таблица штуцеров
вход нефтяной эмульсии
выход пластовой воды
для дренажа зачистки
для предохранительного клапана
промежуточный для регулятора уровня
для регулятора уровня
муфты для отбора проб
На эскизе показано расположение штуцеров (рис. 3.2.4.1)
Рисунок 3.2.4.1 Подробный эскиз отстойника ОГ-200
Нагрузку на болты фланцевого соединения находящегося под давлением
среды определяем по формуле:
Qб= P· ·D2б 4+P·m· ·Dп · 2в
где Qб - общая нагрузка на болты МН;
Dn - средний диаметр прокладки м;
Р - рабочее давление среды МПа;
m - коэффициент удельного давления на прокладку показывающий
во сколько раз удельное давление должно быть больше внутреннего давления
чтобы условие герметичности было выполнено m = 275[3];
в - расчетная ширина прокладки которую принимают в
зависимости от конструкции прокладки и уплотнительных поверхностей м: в =
Qб = 064·314·02952 4 + 064·275·314·0021·2·592·10 -3 = 0045 МН.
Нагрузку на болты фланцевого соединения находящегося под
давлением среды обеспечивающую начальное снятие прокладки для надежной
герметичности найдем по формуле:
где qn - удельное давление которое нужно создать на поверхности
прокладки МПа; qn= 30 МПа тогда:
Qб’ = 314 · 0295 · 592 · 10-3 · 30 = 0165 МН.
Поскольку Qб’ > Qб для дальнейших расчетов принимаем нагрузку Qб’.
Температурное усилие в них определим по формуле:
где Е - модуль упругости МПа: Е = 191·105 МПа;
α - температурный коэффициент линейного расширения °С-1:
α = 111 · 10-6 °С-1;
tФ - температура фланца °С принимается равной температуре среды в
аппарате (tФ =36°С);
tб - температура болтов °С составляет около 097tФ;
Fб = n·( · dб2 4) - площадь сечения болтов на участке без резьбы м2
где dб - диаметр резьбы болта м (dб =002 м).
Qбt = 191·105·111·10-6·(36 – 3492)·12·(0785·00252) = 0007 МН.
Суммарная расчетная болтовая нагрузка составит:
Qбр = Qб' + Qбt = 0165 + 0007 = 0172 МН.
Допускаемую нагрузку на один болт найдем из уравнения:
qб= 4 · (d1-c1)2 · []
где d1 - внутренний диаметр резьбы болта м d1 = 0016753 м;
c1 - конструктивная прибавка;
для болтов из углеродистой стали c1 = 0002 м;
[] - допускаемое напряжение МПа; [] = 128686 МПа.
qб= 0785·(0016753 - 0002)2 · 128686 = 0022 МН.
Число болтов определим по формуле :
n = 0172 0022 = 7818
Округлим в большую сторону до числа кратного четырем получим
n = 8. Нагрузку воспринимаемую болтами найдем по формуле:
Qбм= 8·0022 = 0176 МН.
Рассчитываем фланец на условную нагрузку:
где Qб - большая из нагрузок определенных по формулам (4.5) и (4.6) с
учетом температурных усилий рассчитанных по уравнению (4.7).
Qв ф= (0172 +0176) 2 = 0174 МН.
Фланцы цельного типа рассчитывают под действием силы Qвф на изгиб
как консольную балку по опасным сечениям АВ и ВС (рис 3.2.5.1).
Определяем напряжение изгиба АВ и ВС в указанных сечениях. Эти
напряжения не должны превышать допускаемых напряжений.
Рис. 3.2.5.1 Схема расчета фланца цельного типа
Напряжение на изгиб в сечении АВ равно:
Напряжение изгиба в сечении ВС равно:
где l1 = 05·( Dб- Dc) - плечо силы QBФ.
В рассматриваемом случае:
АВ и вс 16022 МПа следовательно размеры и материал фланца
Расчеты проведенные с учетом места установки аппарата и
температурных условий в районе руководствуясь общими принципами выбора
материала а также учитывая максимальную температуру стенки аппарата и
коррозионность среды показали что при выбранных размерах аппарата и
параметрах работы отстойника ОГ-200 выдержит технологические (рабочие)
3 Эксплуатация основного оборудования
Процессы сепарации подготовки и транспорта нефти и газа по
взрывопожароопасными.
оборудования и трубопроводов ведет к выбросу легковоспламеняющихся
жидкостей и воспламеняющихся газов в производственные помещения и на
воспламенения или взрыва от источника воспламенения.
Основными взрыво- и пожароопасными вредными и токсичными
веществами находящимися в производстве являются нефть с попутным
нефтяным газом химические реагенты.
технологического процесса можно условно объединить в следующие группы:
отказы (неполадки) оборудования;
ошибочные действия персонала;
внешние воздействия природного и техногенного характера.
К основным причинам связанным с отказом оборудования относятся:
прекращение подачи энергоресурсов (электроэнергии газа и т.п.);
коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов;
физический износ механические повреждения или температурная
деформация оборудования и трубопроводов;
причины связанные с типовыми процессами.
Прекращение подачи энергоресурсов может привести к нарушению
нормального режима работы установки выходу параметров за критические
значения и созданию аварийной ситуации.
Коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов может стать причиной
разгерметизации оборудования. Чаще всего подобные разрушения имеют
локальный характер и не приводят к серьёзным последствиям.
Физический износ механические повреждения или температурная
деформация оборудования и трубопроводов может привести как к частичному
так и полному разрушению конструкций и возникновению аварийной ситуации
Все типовые процессы протекающие на установке можно разделить на
гидродинамические и массообменные.
насосное и компрессорное оборудование;
емкостное оборудование;
трубопроводные системы (трубы и арматура).
Аварийная остановка насосов и компрессоров может привести к
разрушению оборудования. Отдельные элементы конструкции насосов и
компрессоров обладают низким уровнем надежности (особенно торцевые
уплотнения) что является источником утечек горючих жидкостей и газов и
может привести к локальным взрывам и пожарам которые при их развитии
могут быть источниками цепного вовлечения в аварию оборудования с
большими объёмами опасных веществ. Кроме этого при эксплуатации
насосных и компрессорных агрегатов представляет опасность высокое
напряжение электрического тока подаваемого на электродвигатели.
Емкостное оборудование является источником повышенной опасности
из-за значительных объемов сжатых паров газов и жидкостей содержащих
Трубопроводные системы являются источником повышенной опасности
из-за большого количества сварных и фланцевых соединений запорной и
регулирующей арматуры жестких условий и значительных объемов горючих
веществ перемещаемых по ним. Причинами разгерметизации трубопроводных
напряжением возникающем при монтаже и ремонте что может
вызвать поломку элементов запорных устройств прокладок
образование трещин разрыв трубопровода;
разрушения под воздействием температурных деформаций;
гидравлические удары;
превышения давления и т.п.
Массообменные процессы разделения сложных смесей углеводородов
массообменных процессов участвующие в них вещества не представляют
опасности как источники внутренних взрывных явлений но под влиянием
внешних воздействий (механические повреждения аварии на соседних блоках
и т.п.) может произойти высвобождение больших количеств опасных веществ с
образованием паровых облаков.
Ко второй группе причин возникновения аварийной ситуации на объекте
относятся ошибки персонала которые представляют особую опасность при
пуске и остановке оборудования ведении ремонтных и профилактических
работ связанных с неустойчивыми переходными режимами с освобождением
и заполнением оборудования опасными веществами. В случае неправильных
разгерметизации системы и возникновения крупномасштабной аварии.
К внешним воздействиям природного и техногенного характера
грозовые разряды и разряды от статического электричества;
смерч ураган лесные пожары;
снежные заносы и понижение температуры воздуха;
подвижка посадка пучение грунта;
производствами расположенными в районе объекта;
опасности связанные с перевозкой опасных грузов в районе
расположения объекта;
аварии воздушных судов;
специально спланированная диверсия.
Основные требования безопасного ведения технологического процесса
На установке должен быть составлен план мероприятий по локализации и
заместителем генерального директора по производству - главным
ПЛА вместе с необходимыми приложениями к ним находиться на
рабочих местах обслуживающий персонал ознакомлен с ними под расписку.
Знание ПЛА проверяется во время учебных и тренировочных занятий с
персоналом ЦППН-8 проводимых по графику утверждённому главным
инженером предприятия.
Все установки мастерские лаборатории и другие объекты имеют
инструкции по технике безопасности по профессиям и видам работ.
Инструкции по охране труда находятся в производственных помещениях.
Инструкции разработанные на предприятии подлежат пересмотру:
не реже 1 раза в 5 лет;
при изменении технологического процесса и условий работы;
при авариях взрывах и несчастных случаях с тяжёлым исходом
произошедших на рабочих местах на которые распространяются
при изменении руководящих документов положенных в основу
К обслуживанию установки допускаются работники соответствующей
проводившей обучение по программе утверждённой в установленном
порядке) не имеющих медицинских противопоказаний к указанной
работе и не моложе 18 лет. Работники ознакомлены с технологической
схемой установки технологическим регламентом ПЛА.
В процессе эксплуатации осуществляется систематический контроль за
основания резервуара. Контролировать состояние оборудования и
обвалования резервуара.
Профилактический осмотр оборудования установки
графику утвержденному главным инженером предприятия.
Эксплуатация сепарационного оборудования осуществляется по ФНиП
«Правила промышленной безопасности опасных производственных
объектов на которых используется оборудование работающее под
избыточным давлением» утверждены Приказом Ростехнадзора от
Запрещается эксплуатация аппаратов ёмкостей и оборудования при
контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.
Исправность предохранительной регулирующей и запорной арматуры
установленной на аппаратах и трубопроводах подлежит периодической
проверке в соответствии с утверждённым графиком.
Запрещается установка и пользование контрольно-измерительными
не имеющими клейма или с просроченным клеймом;
отработавшими установленный срок эксплуатации;
повреждёнными и нуждающимися в ремонте и во внеочередной
К работе по монтажу проверке настройке и обслуживанию первичных
измерительных приборов допускаются лица имеющие допуск не ниже 3
квалификационной группы по электробезопасности согласно «Правилам
технической эксплуатации электроустановок потребителей».
Обслуживающий персонал постоянно контролирует уровень жидкости и
давление в емкостях по приборам а также производит каждые 2 часа
обход и осмотр установки.
Необходимо постоянно контролировать дозировку химических реагентов.
Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной
работоспособность проверяется не реже 1 раза в месяц.
В операторной существует вахтовый журнал куда записываются все
неисправности замеченные вахтовым персоналом а также основные
параметры работы технологической установки. Также существует журнал
осмотра оборудования.
При приеме вахты персонал ознакамливается с записями в вахтовом
журнале осматривает установку чтобы убедиться в исправности
технологического оборудования
Резервуар следует заполнять до уровня не более:
м – зимой при температуре наружного воздуха ниже минус 40°С;
0 м – в остальных случаях.
Резервуары надо заполнять и опорожнять с производительностью не
превышающей пропускной способности дыхательных клапанов.
При неисправных дыхательных клапанах заполнять и опорожнять
резервуары не разрешается.
Рабочие места объекты подходы к ним проходы и переходы в тёмное
освещены. Искусственное освещение выполнено
установленный санитарными нормами уровень освещения (см. таблицу
Таблица 3.3.1 Нормативы освещенности
минимальная освещённость в
горизонтальной плоскости лк
Кабинеты и рабочие комнаты
Химическая лаборатория
Технологические площадки
Пожарные проезды дороги
Ступени и площадки лестниц и переходных мостиков
Площадки перед зданиями подъезды и проходы к
зданиям стоянки транспорта
Места расположения маркировочных щитков надписей
предупреждающих знаков и знаков безопасности
- при использовании люминесцентных ламп
- при использовании ламп накаливания
Фотолюминесцентные знаки безопасности
Крышки колодцев задвижек закрыты и засыпаны слоем песка не менее
см колодцы должны быть сухими и доступны для безопасной
эксплуатации в любое время суток.
Вентиляторы и вытяжные устройства должны быть в исправном
состоянии кнопки включения вентиляторов расположены у входов
Существует надёжная связь и аварийная сигнализация.
Подъезды к ЦППН-8 поддерживаются исправными в любое время года.
взрывоопасной смеси.
Все токоведущие части электрооборудования должны быть заземлены.
Оборудование ёмкости коммуникации в которых возникают заряды
статического электричества заземлены.
Все промышленные сооружения в целях защиты от прямых ударов
вторичных воздействий молнии и проявления статического электричества
электрооборудование и электроинструмент
проходят спец.инструктаж и имеют не ниже I квалификационной группы
Объекты ЦППН-8 оснащены средствами пожаротушения в соответствии
Правил противопожарного режима в РФ и Стандарта Компании «НКРОСНЕНФТЬ»
«Оснащения средствами пожаротушения пожарной
техникой и другими ресурсами для целей пожаротушения на объектах
отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды спецобуви и
предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий
нефтяной и газовой промышленности».
противогазов соответствующих марок. Количество противогазов (разных
размеров) не менее наибольшего количества работающих в смену
резервных шланговых – не менее трех.
Противогазы и другие газозащитные средства (респираторы аппараты
дыхательные) проверяются не реже 1 раза в 3 месяца.
предприятий. Опознавательная окраска предупреждающие знаки и
маркировочные щитки (см. таблицу 8.).
Таблица3.3.2Таблица обозначения потоков.
Транспортируемое вещество
Цвета опознавательной
Примечание: Противопожарные трубопроводы независимо от их
содержимого (вода пена пар для тушения пожара и др.) спринклерные и
дренчерные системы на участках запорно-регулирующей арматуры и в
местах присоединения шлангов и др. устройств для тушения пожара
должны окрашиваться в красный цвет (сигнальный).
Запрещается использовать в работе необмеднённый инструмент.
Не допускается открытие примерзших задвижек крючками ломами во
время работы установки сначала необходимо отогреть их паром или
Не допускается включение в работу аппаратов и трубопроводов с
замершими дренажными вентилями и линиями.
В случае образования ледяной пробки в трубопроводах находящихся под
давлением необходимо отключить замороженный участок от общей
системы разогреть снаружи паром или горячей водой.
На территории установки запрещается применение открытого огня. При
внутреннего освещения технологических аппаратов во время осмотра и
ремонта применять переносные светильники во взрывозащищенном
исполнении напряжением не более 12 В.
Отбор проб нефти через неисправные пробоотборники не допускается.
Запрещается использовать в работе неисправное оборудование и
технологических емкостях и трубопроводах находящихся под давлением.
прилегающей территории. Не допускается скопления разлитой нефти на
территории установки.
Поверхности трубопроводов и аппаратов имеющие температуру выше
При ведении ремонтных работ внутри технологической емкости
необходимо отключить ее на линиях входа и выхода продукта слить
остатки через дренажную линию пропарить и провентилировать емкость
отглушить стандартными заглушками провести анализ воздушной среды
На проведение ремонтных работ должен быть оформлен наряд-допуск в
установленном порядке. В наряд-допуск должны быть включены
Лицо ответственное за проведение работ в замкнутом пространстве.
Оценка возможных опасностей.
Состав бригады (не менее трёх человек).
Необходимые средства индивидуальной защиты.
Потребность в спасательных средствах и специальном инструменте.
Меры безопасности применяемые в замкнутом пространстве.
Периодичность отбора проб в замкнутом пространстве.
Срок действия наряда-допуска.
Схема установки заглушек.
Применяемые светильники.
Отметка о прохождении инструктажа.
Объекты для обслуживания которых требуется подъём рабочего на
высоту более 075 м оборудованы лестницами с перилами и рабочими
площадками. Маршевые лестницы имеют
уклон не более 60° (у
резервуаров не более 50°) ширина лестниц – не менее 65 см у лестниц
для переноса тяжестей – не менее 1м ширина ступеней лестниц должна
быть не менее 02м. и иметь уклон вовнутрь 2-5 градуса.
Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования аппаратов
механизмов ограждены или заключены в кожухи.
При эксплуатации факела следует соблюдать требования «Руководства по
безопасности факельных систем» утвержденное приказом Федеральной
службы по экологическому технологическому и атомному надзору от
Находиться в пределах обвалования при работе факела запрещено.
устанавливается постоянный контроль за поступлением попутного газа
горячей воды на спутники обогрева трубопроводов и аппаратов за
работой приборов отопления приточно-вытяжной вентиляции не
допуская замерзания системы отопления. Усиливается контроль за
работой приборов КИПиА.
Все работники цеха должны знать свойства попутного газа сырой нефти
химических реагентов (см. таблицу 12).
Все работники цеха обучены способам оказания первой доврачебной
4.1 Проведение антикоррозийных мероприятий при подготовки нефти.
РОВЕДЕНИЕ АНТИКОРРОЗИОННЫХ МЕРОПРИЯТИИ ПРИ ПОДГОТОВКЕ
НЕФДля повышения надежности оборудования необходимо проведение
антикоррозионных мероприятии: нейтрализация и ингибирование среды
использование коррозионно-стойких сталей или защитных покрытий. Работа
отстойников электродегидраторов без покрытия допускается при малой
обводненности нефти отсутствии в пластовой воде сероводорода. С
появлением сероводорода в нефти в процессе эксплуатации нефтяных
месторождений необходимо применять защитные покрытия оборудования. Как
указывалось ранее особенно повышается агрессивность пластовых вод после
обработки скважин кислотными растворами когда не проводится сброс кислых
пластовых вод. Как правило в скважину вводят ингибированные растворы
кислот но значительная часть ингибитора оседает на твердых частицах пород.
Это необходимо иметь в виду при использовании ингибиторной защиты при
подготовке нефти на установках. Целесообразно вводить избыток раствора
ингибитора учитывая что ингибитор оседает не только на поверхности
оборудования но и на твердых частицах механических примесей. Подбор и
расход ингибитора определяется для конкретных условий. Многие ингибиторы
обладают свойствами ускорять коррозию металла в малых концентрациях.
Нейтрализация среды особенно необходима после кислотной обработки
скважин. Для этой цели рекомендуется определять значение pH пластовых вод
с помощью pH-метров установленных на технологических потоках (например
контролировать pH стоков ЭЛОУ). Нейтрализацию среды можно проводить с
помощью растворов щелочи аммиака или органических соединений (шпана
Для каждого типа пластовой воды следует опытным путем определять
необходимый нейтрализующий агент. Изменение среды от нейтральной до
щелочной может привести к выпадению на поверхности оборудования
различных осадков. При подщелачивании высокоминерализованной воды
могут образоваться осадки рыхлые не обладающие защитными свойствами и
состоящие на 70% из оксидов железа и на 10—15%—из карбоната кальцин.
Отложения не будут образовываться если в пластовых водах нет ионов
гидрокарбонатов. При использовании в качестве нейтрализующего агента
полиакриламида (МАК—ДЭА) на поверхности металла или солеотложений
образуется высокоэластичный осадок имеющий максимальную прочность и
способный предохранять металл от разрушений. Асфальто-смоло-парафиновые
соединения имеющиеся в нефтях при определенных условиях образуют на
ингибирующими свойствами. На возможность подобной защиты оборудования
например нефтяных и газовых скважин веществами находящимися в самой
нефти указывается в работе.
Грязевые отложения на дне аппаратов приводят к протеканию локальных
коррозионных разрушений металла. Коррозионный износ металла также
находится в прямой зависимости от состава и температуры нагрева нефти
поэтому на некоторых зарубежных установках обессоливания температуру
нефти поднимают постепенно по мере ее обессоливания. Скорость коррозии
углеродистой стали в нейтральной пластовой воде составляет 001—005
ммгод при наличии в ней сероводорода скорость коррозии увеличивается до
ммгод кислорода — до 03 ммгод; при одновременном присутствии
сероводорода и кислорода — от 50 до 100 ммгод; наличие в пластовой воде
сульфида железа вызывает локальную язвенную коррозию до 20—50 ммгод.
Из изложенного следует что недопустимо смешивать нефть в пластовой воде
которой находятся ионы железа с сероводородсодержащей нефтью. В этом
случае образующийся сульфид железа будет вызывать усиленную коррозию
водонефтяной эмульсии. Его присутствие в средах аппаратов приводит к
нарушению режима работы отстойников и электродегидраторов резкому
ухудшению качества обезвоживания нефти. При смешении пластовых вод
гидрокарбонатнонатриевых и хлор кальциевых происходит выпадение солей на
стенках оборудования.
Скорость коррозии углеродистой стали в отстойниках нефти составляет: в
зоне нефтяного слоя 01—03 ммгод (равномерная коррозия) на уровне раздела
фаз 11—20 ммгод в зоне водного отслоя 10 ммгод — общая коррозия и
язвенное поражение металла — до 3 ммгод. Усиление коррозии наблюдается
как правило в напряженных участках аппарата т. е. преимущественно в зонах
термообработке для снятия остаточных напряжений в металле) и на границе
раздела фаз. В последнем случае на поверхности металла выше фазовой
границы углеводород—водный раствор образуется тонкая пленка водного
«подтеканием» водной пленки и переходом в нее газов растворенных в
углеводородах. Увеличение коррозии наблюдается в зоне непосредственно над
границей раздела жидких несмешивающихся фаз.
Значительная доля перерабатываемых нефтей отличается высоким
содержанием сероводорода (> 20 %). При подготовке таких нефтей на
промыслах значительная часть оборудования подвергается другим видам
коррозии: сероводородному коррозионному растрескиванию (СКР) или
расслоению металла. Указанное разрушение было обнаружено в отстойниках
электродегидраторах которые не имели защитного покрытия и не подверглись
термообработке для снятия остаточных сварочных и деформационных
напряжений в металле. Наиболее часто СKP наблюдалось в зонах термического
влияния сварного шва при pH водной фазы 5 в наиболее опасном интервале
температур 30—40 0С. Кроме того склонность к СКР определяется
неоднородностей количеством и распределением неметаллических включений
химическим составом. При подготовке нефти или газового конденсата
выполнять аппараты из стали 20ЮЧ. Если отстойники электродегидраторы не
торкретируются то во избежание коррозионного растрескивания они должны
после изготовления подвергаться термообработке для снятия остаточных
напряжений в металле. Термообработка аппаратов не исключается при
использовании лакокрасочных покрытий.
карбоновых кислот (муравьиной уксусной и др.) до 5000 мгл. При
оборудования что в свою очередь должно приводить к снижению стоимости
нефтепереработки и себестоимости нефтепродуктов.
Еще одной проблемой является замазученность
появляющаяся в трубах
отстойниках и сепараторах. Замазученность влечет за собой:
Ухудшение технологического режима;
Выход из строя приборов( уровнемеры межфазники);
Коррозию в виду недоступности в места скопления для ингибитора
Уменьшение пропускной способности труб;
Для предотвращения этого я предложил нанести покрытие обладающие
низкой адгезией к нефтяной эмульсии хорошей коррозионной защитой. Если
нанести такое покрытие на внутренние стенки аппарата ОГ-200 то проблемы
замазученности и коррозии станут гораздо меньше.
Остановка аппарата будет гораздо реже.
Из-за снижения коррозии срок службы ОГ-200 значительно увеличится.
Остановки на плановый и капитальный ремонт будут реже.
Производительность аппарата увеличится.
После того как была обозначена проблема и примерные пути её решения я
произвел анализ возможных покрытий.
Защитные покрытия используют в противокоррозионной практике для
изоляции металла от агрессивной среды. Чтобы обеспечить хорошую защиту
от коррозии покрытие должно быть сплошным иметь хорошую адгезию с
основным металлом (сцепление) быть непроницаемым для агрессивной среды
износостойкостью жаростойкостью и твердостью (в отдельных случаях).
Защитные покрытия подразделяют на металлические и неметаллические.
Металлические защитные покрытия наносятся на поверхности (металл
стекло керамика пластмассы и др.) для защиты их от коррозии придания
твердости электропроводности износостойкости. В нашем случае этот тип
покрытий не подходит в виду того что большинство аппаратов подвергается
модернизации ремонту Что влечет за собой нарушение целостности
покрытия а это в случае покрытия металлом трудно осуществимо для
работающего производства.
Неметаллические защитные покрытия применяются для изоляции
металлических изделий их защиты от воздействия внешней среды (влаги)
придания красивого вида.
лакокрасочные полимерные покрытия резинами смазками силикатными
Лакокрасочные защитные покрытия.
применяются наиболее часто. В состав покрытия входят пленкообразующие
катализаторы. Покрытие такого рода не только хорошо защищает изделие в
различных атмосферах но и придают ему приятный внешний вид. Кроме того
специфическими свойствами (токопроводящие необрастающие светящиеся
кислотостойкостью и т.п.).
Лакокрасочные защитные покрытия в свою очередь подразделяются на
лаки краски эмали грунтовки олифы и шпаклевки.
Полимерные защитные покрытия.
Полимерные защитные покрытия наносятся на поверхность изделия в
виде горячей смолы с целью защиты его от внешней среды. Покрытие смолой
напылением а также обычной кистью. После остывания на поверхности
образуется защитная сплошная пленка из полимера толщиной обычно пару
Наиболее распространенные полимеры применяющиеся с целью защиты
от коррозии это: полистирол полиэтилен полипропилен полиизобутилен
фторопласты эпоксидные смолы и др.
Полимерные защитные покрытия могут быть применены в качестве
футеровки химических аппаратов резервуаров (емкостей).
Защитное покрытие резинами (гуммирование).
Защитное покрытие резинами (гуммирование) осуществляется резиной и
эбонитом для защиты от воздействия внешней среды различных емкостей
трубопроводов цистерн химических аппаратов резервуаров для перевозки и
хранения химических веществ. Защитное покрытие может быть сформировано
растягивающих колебательных и других видов нагрузок) или твердой резины
(которые работают при постоянной температуре не подвергаются нагрузкам).
Мягкость резины контролируется добавками серы. Мягкая содержит от 2 до
% серы а твердая - 30 - 50%. Для получения прочного защитного покрытия
часто применяют как резину так и эбонит.
Наносят резину на предварительно очищенную и обезжиренную
поверхность сначала обрабатывая ее резиновым клеем потом валиком
выдавливая скопившийся воздух. Заключительным этапом в гуммировании
является вулканизация.
Резиновые защитные покрытия являются хорошими диэлектриками
обладают высокой стойкостью во многих кислотах и щелочах. Разрушающие
действие на резиновые покрытия оказывают лишь сильные окислители.
Резиновые покрытия как и все полимерные материалы обладают негативным
свойством - со временем стареть.
Защитные покрытия силикатными эмалями.
Защитные покрытия силикатными эмалями применяют для изделий
работающих при высоких температурах давлениях в очень агрессивных
химически активных средах. Формирование эмалевого защитного покрытия
возможно двумя способами: сухим (наносят порошок) или мокрым (пасту).
Процесс нанесения эмали ведется в несколько этапов. Сначала наносят
непосредственно на изделие порошкообразную грунтовую эмаль которая
улучшает адгезию а также уменьшает термические и механические
напряжения. Проводят спекание при температуре 880 - 920оС. Далее
покрывают слоем покровной эмали потом спекают при температуре 840 860 оС.
вышеописанные операции проводят поочередно еще несколько раз. Обычно
изделия из чугуна покрывают двумя - тремя слоями силикатной эмали общей
толщиной до 1 миллиметра.
Основным недостатком эмалевого защитного покрытия можно назвать
низкую прочность при воздействии ударных нагрузок т.е. растрескивание
Защитные покрытия из паст и смазок.
Защитные покрытия из паст и смазок используют в основном при
длительном хранении и перевозке металлоизделий. Пасты или смазки
наносятся на поверхность защищаемого объекта распылением кистью или
специальным тампоном. После высыхания образуется защитная пленка. Она
ограждает изделия от воздействия влаги пыли различных газообразных
Смазки изготовляются на основе минеральных масел (вазелинового
машинного) с примесью воскообразных веществ (воска парафина мыла). Если
изделие стальное то в смазку дополнительно вводят немного щелочи. Очень
популярна смазка в состав которой входит 5% парафина и 95% петролатума
(смесь парафинов масел церезинов).
Из суспензий минеральных восков (церезина) или парафина и каучука а
также полиизобутилена в уайт-спирите изготавливают защитные покрытия на
Защитные покрытия из паст и смазок очень эффективны но главным их
недостатком можно считать то что целостность образовавшейся пленки очень
Я остановил свой выбор на полимерном защитном покрытии. Его легко
наносить оно устойчиво к средам в нутрии отстойника долговечно и обладает
небольшим значением адгезии к продуктам нефти.
Следующим этапом выбор определенного полимера из огромного
множества. Я нашёл на патент «Полимерное защитное барьерное покрыти» от
10.2007. Его идея заключается в том что в основу из эпоксидной смолы
порядком добавляют пластичный наполнитель в виде базальтовой чешуи с
толщиной пластинок от 02 до 07 мкм
Изобретение относится к химической технологии и конкретно касается
создания антикоррозионных полимерных барьерных покрытий на различных
полимерного покрытия стойкого к агрессивным средам на конструктивных
элементах зданий и сооружений из металла и бетона антикоррозионной
защиты конструктивных элементов трубопроводов антикоррозионной защиты
металлических узлов и агрегатов различных отраслей техники устройства
защищаемых поверхностей.
Состав этой меси можно менять. Возможен подбор компонентов
отложение солей и битумов.
Таким образом большими преимуществами композиции по изобретению
является в частности то что она содержит компоненты которые:
- являются оптически непрозрачными в видимой и ультрафиолетовой
- не содержат легко подверженных гидролизу и коррелирующих
устойчивыми к воздействию влаги воздуха и повышается долговечность
эксплуатации и расширяется
возможный диапазон их
Композиция устойчива к механическому износу способна защищать
поверхность на которую они наносятся от действия агрессивных сред таких
как растворители нефтепродукты растворы кислот и щелочей является газо- и
Все эти указанные свойства композиции по изобретению позволяют
использовать ее для следующих целей:
- Защитное покрытие для стальных цистерн и резервуаров бункеров и
- Изолирующее покрытие для асбеста свинецсодержащих красок и
других токсичных материалов.
- Защита полов и стен на которые возможно попадание жидкостей
вызывающих коррозию.
- Антиабразивная пленка для горного оборудования мельниц дробилок
для самосвалов и грузовиков.
КИП и автоматизация производства.
Таблицы 4.1 Приборы кип и автоматизации.
Резервуары РВС-10000
Продолжение таблицы 4.1 Приборы кип и автоматизации.
Резервуары РВС-10000 РВС-1 РВС-6