Проект основного оборудования установки подготовки нефти Байтуганского месторождения
Введение
Добываемая из нефтяных скважин продукция не считается чистой нефтью и газом. Наличие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывая эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит в себе примеси - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Наличие твердых частиц в неочищенной нефти не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компо
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 9
1 ОПИСАТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ 10
1.1 Общая характеристика объекта 10
1.1.2 Состав сооружений………….10
1.2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции 13
1.3 Описание технологического процесса и технологической схемы 18
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 23
2.1 Расчет нефтегазосепаратора 24
2.1.1 Физические и механические свойства материала и перекачиваемой жидкости 24
2.1.2 Расчет толщин стенок цилиндрических обечаек и крышки 25
2.1.2.1 Расчет толщины стенки сепаратора 25
2.1.2.2 Расчет толщины стенки эллиптического днища сепаратора 25
2.1.2.3 Расчет толщины стенки люка-лаза 26
2.1.2.4 Расчет толщины плоской крышки люка-лаза 26
2.1.2.5. Расчет толщины стенки монтажного люка-лаза 27
2.1.2.6 Расчет толщины плоской крышки люка-лаза 27
2.1.3 Проверка пригодности аппарата к гидравлическим испытаниям 29
2.1.4 Расчет укреплений 30
2.1.4.1 Расчет укреплений штуцера для входа нефтегазовой смеси А1 30
2.1.4.2 Расчет укрепления штуцера для выхода газа Г1 31
2.1.5 Расчет седловых опор аппарата 34
2.2 Расчет центробежного насоса 45
2.2.1.1 Определение физических параметров перекачиваемой жидкости 46
2.2.1.2 Расчет потребного напора насоса 47
2.2.1.2.1 Определение геометрической высоты подъёма жидкости. 47
2.2.1.2.2 Определение потерь напора. 47
2.2.1.3 Определение диаметров трубопровода во всасывающем и нагнетательном тракте 47
2.2.1.4 Определение режима течения жидкости в трубопроводах 50
2.2.1.5 Определение коэффициента сопротивления трения 50
2.2.1.6 Определение коэффициентов местных сопротивлений 52
2.2.1.7 Определение потерь напора на преодоление сил трения и местных сопротивлений 52
2.2.1.8 Определение потребного напора насоса 53
2.2.2 Выбор насоса. Обоснование выбора 54
2.2.3 Построение характеристики сети в масштабе характеристики насоса 55
2.2.4 Описание конструкции и принципа действия насоса 58
3 ОХРАНА ТРУДА 60
3.1 Опасные факторы, действующие на УПН. Система мероприятий, обеспечивающая минимальный уровень опасности 60
3.2 Мероприятия для обеспечения безопасной эксплуатации установки 60
3.3 Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей 60
3.4 Индивидуальные и коллективные средства защиты 64
3.5 Молниезащита зданий и сооружений 65
3.6 Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, продукции и отходов производства 66
4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 69
4.1 Защита атмосферного воздуха 69
4.2 Защита гидросферы 70
4.3 Защита литосферы…………….70
4.3 Виды и количество отходов, образующихся на площадке………………....70
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 71
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 73
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. С.А. Абдурашитов, А.А. Тупиченков, И.М. Вершинин, С.М. Тенен-гольц Насосы и компрессоры. М.: Недра. 1974. - 296 с.
2. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / Под ред. Штейнберга, М.: Машиностроение, 1992. - 672 с.
3. Методические указания к выполнению курсовой работы по дисципли-не Насосы и компрессоры / Самара. гос. тех. у-т; Сост. А.А. Уютов. Самара, 2012. - 51 с.
4. Методическое руководство по оформлению текстовых учебных доку-ментов / Самара. гос. тех. у-т; Сост. Л.Г. Григорян, С.В. Иваняков, С.Б. Коныгин, А.С. Печников Самара, 2005. - 27с.
5. Каталог насосной продукции ОАО «Волгограднефтемаш» / Волгоград 2014.-159 с.
6. ГОСТ 34233.1-2017. Нормы и методы расчета на прочность. Общие требования. – М.: Издательство стандартов, 2017.
7. ГОСТ 34233.2-2017. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет цилиндрических и конических обечаек, выпуклых и плоских днищ и крышек. – М.: Издательство стандартов, 2017.
8. ГОСТ 34233.3-2017. Нормы и методы расчета на прочность. Укрепление отверстий в обечайках и днищах при внутреннем и внешнем давлениях. Расчет на прочность обечаек и днищ при внешних статических нагрузках на штуцер. – М.: Издательство стандартов, 2017.
9. ГОСТ 34233.5-2017. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок. – М.: Издательство стандартов, 2017.
10. ГОСТ 6533-78. Днища эллиптические отбортованные стальные для сосудов, аппаратов и котлов. – М.: Издательство стандартов, 1978.
11. ГОСТ 19903-2015 Прокат листовой горячекатаный. Сортамент. – М.: Издательство стандартов, 2015
12. ОСТ 26-2091-93. Опоры горизонтальных сосудов и аппаратов. Конструкция. – М.: Издательство стандартов, 1993.
13. ОСТ 26-2008-83. Крышки плоские люков стальных сварных сосудов и аппаратов – М.: Издательство стандартов, 1983.
14. ГОСТ 34347-2017 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия. – М.: Издательство стандартов, 2017.
Продукция скважин в количестве 4995 т/сут с температурой 5-15 ºС и давлением 0,4 МПа поступает с Байтуганского месторождения ООО «БайТекс» с трех направлений через задвижки № 91, 92, 94,261 на фильтры (Ф-1,Ф-2). После задвижек № 91, 92, 94 в смешанный поток газоводонефтяной эмульсии подается деэмульгатор, блоком дозирования реагента УД- 3. После фильтров (Ф-1,Ф-2, Ф-3, Ф-4) газоводонефтяная эмульсия подаётся на блок теплообмена – теплообменники Т-3, 4, 5 для подогрева «горячим» потоком нефти с температурой 45-55 ºС, поступающей с установки обессоливания БУОН-2/1,2. После подогрева нефтяная эмульсия направляется в первую ступень сепарации газа нефтегазовые сепараторы НГС – 100 №1, 2, где происходит разгазирование нефти при давлении 0,15 - 0,25МПа. Попутный нефтяной газ, выделившийся в НГС – 100 №1, 2 поступает по газопроводу в газовый сепаратор ГС-1 для отбивки и сброса капельной жидкости. Клапаном К-12 по команде датчиков верхнего и нижнего уровней происходит сброс капельной жидкости (конденсата) из ГС-1 в дренажную емкость ДЕ-6. После газового сепаратора ГС-1 через регулирующий клапан К-1 газ отбирается для использования на собственные нужды на путевые подогреватели ПП - 1,6- №1, 2, 3, 4, ПП - 0,63 №1, 2 и на ГТС. Давление газа в газовом сепараторе ГС-1 поддерживается регулирующим клапаном К-1