Отчет по производственной практики цппн-8

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 21 Февраля 2013 в 22:37, отчет по практике

Краткое описание

Комплекс сооружений центрального пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС-2) служит для подготовки нефти, удаления из поступающей эмульсии воды и солей, аварийного хранения обводненной и подготовленной нефти в резервуарах, для очистки сточных и пластовых вод с последующей подачей их на КНС, для компримирования газа концевой и промежуточных ступеней сепарации.

Содержание

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА 3
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ,
РЕАГЕНТОВ, ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ ПРОДУКЦИИ 6
2.1. ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ 12
2.2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕАГЕНТОВ-ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ 19
3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА 20
3.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 20
3.2. ВОДОСНАБЖЕНИЕ 30
3.3. КАНАЛИЗАЦИЯ 31
3.4. НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА 31
4. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ ЦПС ПРИ
НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ 46
4.1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ 46
4.2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ
(ОСОБЕННОСТИ ПУСКА В ЗИМНИЙ ПЕРИОД) 47
Пуск ЦПС 48
4.3. ОСТАНОВКА ЦПС В НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ 54
5. БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА 57
5.1.1. Прекращение подачи электроэнергии 59
5.1.2. Прекращение подачи нефти на ЦПС 60
5.1.3. Прорыв горючих газов и нефти 60
5.1.4. Пожар 61
5.1.5. Нарушение санитарного режима 61
6. ВОЗМОЖНЫЕ НЕПОЛАДКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И
ОБОРУДОВАНИЯ 62
6.1.1. Причины организационного характера 62
6.1.2. Причины технического характера 62
6.1.3. Причины технологического характера 63
6.1.4. Возможные виды аварийного состояния производства и способы их
ликвидации 65

Скачать в ZIP архиве (248.60 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Вложенные файлы: 1 файл

Otchet_TsPPN-8_moy.docx

— 251.97 Кб (Скачать файл)

 

 

 

 

1

2

3

4

6

7

     

Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3 , не более

0,036

  
     

Объемная доля кислорода, %,не более

1,0

  
     

Масса механических примесей в 1м3, г, не более

0,001

  

 


2.1. ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ  ПРОДУКЦИИ

Таблица 2.1.1

Физико-химические свойства нефти (пласт АС12)

 

№ п/п

Наименование показателя

Разгазированная нефть

1.

Плотность безводной нефти, кг/м3 ГОСТ3900-85*

870…886

2.

Вязкость кинематическая, мм2/с (сст) ГОСТ33-2000 при 20 °С при 50 °С

25…   31 9...12

3.

Содержание в нефти, % масс, -парафина ГОСТ11851-85 -серы ГОСТ1437-75 - смол силикагелевых - асфальтенов

1,7… 2,3 0,9… 1,3 6,7…7,3 1,8…   2,3

4.

Фракционный состав %, ГОСТ2177-82 начало кипения: -до150°С -до200°С -до250°С -до300°С

97 8 16 25 39

5.

Температура плавления парафинов, 0С

52

6

Температура начала кипения, ° С

97

7

Молярная масса, г/моль

213


 

Таблица 2.3


Зависимость плотности  и вязкости нефти и эмульсий Приобского месторождения от обводненности  и температуры

 

Обводненность,

%

Температура, град.°С

Плотность, кг/м3

Вязкость,

 

 

 

мПа * с

мм2/с

0

10 20 30 40

884 878 872 866

36,17 20,00 13,23 9,27

40,9

22,78 15,17 10,7

10

10 20 30 40

897 891 885 880

50,79 27,56 17,90 12,31

56,62 30,93 20,23 13,99

20

10 20 30 40

910 904 899 893

71,31 37,99 24,22 16,34

78,36 42,02 26,94 18,30

30

10 20 30 40

922 918 913 907

100,13 52,36 32,76 21,70

108,60 57,04 35,88 23,93

40

10 20 30 40

935 931 926 921

140,59 72,16 44,32 28,82

150,40 77,51 47,86 31,29

50

10 20 30 40

948 944 940 935

197,40 81,94 39,20 21,18

208,20 86,80 41,70 22,65

60

10 20 30 40

961 957 953 949

23,88 34,00 18,17 10,72

24,85 35,53 19,07 11,30

Расчетная область расслоения

51.43

10

950

207,65

218,60

48.395

20

942

94,44

100,30

46.03

30

934

53,19

56,95

43.87

40

926

32,16

34.73


 

 

Таблица 2.4


Состав и свойства нефти  и газа Приобского месторождения  при однократном разгазировании.

 

Наименование компонентов, параметров

Нефть

Газ

Нефть пластовая

Молярная концентрация, % Углекислый газ Азот+ редкие Метан Этан Пропан Изобутан Норм. бутан Изопентан Норм. пентан Остаток (С6+высшие)

0,02 0,00 0.25 0.32 1.71 0.59 2.71 1.39 2.55 90.46

0,25 0,78 60.90 10.76 14.52 1.78 5.58 1.07 1.48 1.82

0,10 0,30 23.48 4.32 6.62 1.05 3.81 1.27 2.14 56.50

Давление, МПа Температура, °С Молярная масса Плотность в станд. условиях, кг/м3 Плотность в пласт. условиях, кг/м Газосодержание, м3/т

0.098 20 212.83 884.00

27.95 1.162

142,0

775,0 70,16


 

Таблица 2.1.5


Состав и свойства газа и нефти  Приобского месторождения при ступенчатой сепарации. Пласт АС12 (% мольные) рабочий режим

(температура  поступающей эмульсии 10°С нагрев  до 20°С)

 

 

Газ на ступенях

Газ в

Нефть

Нефть

Наименование

разгазирования

сум-

после

пласто

компонентов,

1

2

3

ме

сепара

вая

параметров

С1/1...4

СВ1/1...4

С1/5...8

  

ции

  
 

С2/1...4

СВ2/1...4

С2/5...8

      

Молярная

            

концентрация, %

            

Углекислый газ

1,46

1,72

1,91

1,48

0,12

0,51

Азот+ редкие

1,07

0,54

0,00

1,03

0,00

0,30

Метан

79,35

72,48

66,86

78,89

1,34

23,48

Этан

9,61

12,40

15,07

9,80

2,13

4,32

Пропан

6,50

9,56

12,02

6,70

6,60

6,62

Изобутан

0,42

0,68

086

0,44

1,30

1,05

Норм, бутан

1,07

1,76

2,22

1,11

4,88

3,81

Изопентан

0,14

0,24

0,30

0,15

1,72

1,27

Норм, пентан

0,18

0,31

0,38

0,19

2,92

2,14

Остаток (Сб+высшие)

0,20

0,31

0,38

0,21

78,99

56,50

Давление, МПа

0,785

0,638

0,491

      

Температура, °С

10

20

20

      

Молярная масса

20,70

22,57

24,02

20,83

190,39

142,00

Плотность в станд.

            

условиях, кг/м3

0,86

0,938

0,998

0,866

857,89

  

Плотность в пластовых.

            

условиях, кг/м3

          

775,00

Газовый фактор, м3/т

48,04

1,34

1,05

50,43

    

Газосодержание, м3/т

      

70,16

    

Сжимаемость, 1/МПа

          

0,0012

Плотность после

            

однократного

            

разгазирования, кг/м3

        

874,0

  

 

Cостав и свойства газа и  нефти Приобского месторождения  при ступенчатой сепарации. Пласт АС12 (% мольные) рабочий режим


(температура  поступающей эмульсии 60°С)

 

 

Газ на ступенях

Газ в

Нефть

Нефть

Наименование

разгазирования

сум-

после

пласто

компонентов,

1

2

3

ме

сепара

вая

параметров

С1/1…4

СВ1/1…4

С1/5…8

  

ции

  
 

С2/1…4

СВ2/1…4

С2/5…8

      

Молярная

            

концентрация, %

            

Углекислый газ

1,40

1,48

1,62

1,40

0,07

0,51

Азот+ редкие

0,93

0,73

0,00

0,91

0,00

0,30

Метан

69,40

64,54

57,54

69,13

1,03

23,48

Этан

10,23

11,77

14,00

10.32

1,37

4,32

Пропан

11,05

13,14

16,34

11,17

4,38

6,62

Изобутан

1,20

1,44

1,82

1,21

0,97

1,05

Норм. бутан

3,56

4,26

5,37

3,60

3,91

3,81

Изопентан

0,62

0,74

0,94

0,63

1,60

1,27

Норм. пентан

0,86

1,03

1,30

0,87

2,76

2,14

Остаток (С6+высшие)

0,75

0,87

1,07

0,76

83,91

56,50

Давление, МПа

0,785

0,638

0,491

      

Температура, °С

60

60

60

      

Молярная масса

24,50

25,96

28,17

24,53

199,75

142,00

Плотность в станд.

            

условиях, кг/м3

1,019

1,079

1,171

1,020

864,97

  

Плотность в пластовых.

            

условиях, кг/м3

          

775,00

Газовый фактор, м3/т

57,28

0,93

1,00

59,20

    

Газосодержание, м3/т

      

70,16

    

Сжимаемость, 1/МПа

          

0,0012

Плотность после

            

однократного

            

разгазирования, кг/м3

        

874,0

  

 

Таблица 2.5

Cостав и свойства газа и  нефти Приобского месторождения  при ступенчатой сепарации. Пласт АС12 (% мольные) аварийный режим

 

(температура  поступающей

эмульсии 10°С)

  
 

Газ на ступенях

      

ТТаимрнонанир

разгазирования

Газ в

Нефть после

Нефть

 

1

2

сумме

  

пластовая

       

сепарации

  

 

С1/1…4

С1/5…8

 

 

 

 

С2/1…4

С2/5…8

      

Молярная

          

концентрация,%

          

Углекислый газ

1,46

1,70

1,50

0,02

0,51

Азот+ редкие

1,07

0,13

0,91

0,00

0,30

Метан

79,35

33,13

71,61

0,15

23,48

Этан

9,61

21,93

11,67

0,76

4,32

Пропан

6,50

30,78

10,56

4,71

6,62

Изобутан

0,42

2,49

0,77

1,19

1,05

Норм. бутан

1,07

6,60

2,00

4,69

3,81

Изопентан

0,14

0,90

0,27

1,75

1,27

Норм. пентан

0,18

1,14

0,34

3,01

2,14

Остаток (С6+выс)

0,20

1,20

0,37

83,72

56,50

Давление, МПа

0,785

0,103

      

Температура, С

10

10

      

Молярная масса

20,70

34,07

22,94

199,71

142

Плотность в cтанд.

          

условиях, кг/м3

0,86

1,42

0,954

864,95

  

Плотность в пластовых

          

условиях, кг/м3

        

775

Газовый

          

фактор, м3/т

48,59

9,76

58,35

    

Газосодержание, м /т

    

70,16

    

Сжимаемость, 1/МПа

        

0,0012

Плотность после

          

однократного

          

разгазирования, кг/м3

      

874,00

  

 

Cостав и свойства газа и  нефти Приобского месторождения  при ступенчатой сепарации. Пласт АС12 (% мольные) аварийный режим

(температура  поступающей эмульсии 60°С)


 

Наименование

Газ на ступенях разгазирования

Газ в сумме

Нефть после сепарации

Нефть пластовая

 

1

2

 

 

 

 

С1/1…4 С2/1…4

С1/5…8

С2/5…8

 

 

 

Молярная концентрация,% Углекислый газ Азот+ редкие Метан Этан Пропан Изобутан Норм. бутан Изопентан Норм. пентан Остаток (С6+выс)

1,40 0,93 69,40 10,23 11,05 1,20 3,56 0,62 0,86 0,75

0,88 0,11 20,29 13,71 30,79 4,83 16,12 3,51 5,07 4,69

1,31 0,79 61,22 10,81 14,34 1,81 5,65 1,10 1,56 1,41

0,01 0,00 0,08 0,29 1,84 0,58 2,66 1,38 2,50 90,66

0,51 0,30 23,48 4,32 6,62 1,05 3,81 1,27 2,14 56,50

Давление, МПа Температура, С Молярная масса Плотность в cтанд. условиях, кг/м3 Плотность в пластовых условиях, кг/м3 Газовый фактор, м3/т

0,785 60 24,50

1,02 58,38

0,103 60 44,19

1,84 11,69

27,67 1,150

70,07

212,85 874,01

142 775

Газосодержание, м3/т Сжимаемость, 1/МПа Плотность после однократного разгазирования, кг/м3

    

70,16

874,00

0,0012


 

2.2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА  РЕАГЕНТОВ-ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ


Основная цель процесса предварительного сброса воды и подготовки нефти -это сепарация нефти и отделение от нефти пластовой воды. Широко используется для отделения воды химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии.

В качестве реагента-деэмульгатора  применяется Сепарол. Согласно рекомендациям науки предусмотрена подача деэмульгатора в одну точки перед сепараторами I ступень (в каждый входной коллектор нефтяной эмульсии).

Для снижения солеотложений в трубопроводах  и оборудовании используется отечественный ингибитор солеотложения ПАФ 13. Реагент подается перед площадками печей в каждый коллектор нефтяной эмульсии.

Информация о работе Отчет по производственной практики цппн-8