Новые технологии нефтегазовому региону. Материалы региональной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Тюмень: Тюмгнгу, 2006 272 с

СЕКЦИЯ «ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА» Рогалев М.С. Реконструкция установки №4 Нижневартовского ГПЗ с целью улучшения деэтанизации ШФЛУ. Анализ работы установки показал что проектный режим в условиях эксплуатации практически выдерживался по всем технологическим параметрам, но при этом не достигается проектного извлечения пропана (92% от потенциального содержания). Последнее обусловлено тем, что фактический сырьевой газ в своем составе имеет меньшую концентрацию целевых углеводородов С3+. Особенно мало в газе содержится пропана. Большую концентрацию пропана имеет неконденсирующийся газ, отходящий из рефлюксной емкости, или иначе верхний продукт деэтанизатора. Потери пропана вызваны тем, что фактически в верхнем продукте деэтанизатора соотношение компонентов метан – этан выше, чем это предусмотрено проектом. Повышенное содержание метана обуславливает ухудшение процесса конденсации паров орошения в аппарате. По своему составу фактический верхний продукт колонны более летуч, чем проектный, поэтому в этих парах и высока концентрация пропана. Вследствие плохой конденсации паров в аппарате, меньше и количество орошения подаваемого в деэтанизатор. Температура в кубовой части деэтанизатора выше проектной, что объясняется повышенным содержанием в ШФЛУ пентано-гексановых фракций и меньшим содержанием пропана. Проектом предусмотрена подача в поток питания колонны осушенного углеводородного конденсата из дегидраторов, в настоящее время эта линия отсутствует. Блок деэтанизации является одним из основных узлов установки низкотемпературной конденсации, от эффективной его работы зависит качество продукции и в значительной степени экономика процесса. Повышенное содержание пропана в газе деэтанизации приводит к потери товарной продукции, содержание этана в нижнем продукте деэтанизатора более 2 – 3% масс. приводит к производству некондиционного пропана или пропан – бутановой фракции на газофракционирующих установках (ГФУ). Эффективность работы деэтанизатора зависит от технологического режима процесса – наиболее выгодный режим нужно выбирать на основе оптимизации процесса по ряду параметров (давление, температура питания, температура верха и низа колонны). При моделировании блока деэтанизации ШФЛУ Нижневартовского ГПЗ в программной среде GIBBS подбираем оптимальный технологический режим колонны опираясь на то что, чем выше давление в деэтанизаторе, тем при более высокой изотерме может работать холодильник; следовательно повышение давления может снизить энергетические затраты на охлаждение верхнего продукта деэтанизатора. Однако, повышение давления потребует увеличение температуры низа колонны, а это будет связано с дополнительными затратами тепла. При понижении давления в деэтанизаторе наблюдается обратная закономерность. Давление в деэтанизаторе, как правило, поддерживается 3.0 – 3.5МПа. С одной стороны, в условиях переработки газа методом НТК под давлением 4.0МПа и более поддержание такого давления не требует дополнительных энергозатрат, с другой – позволяет для охлаждения верха колонны применять пропановый холод. Использование более высокого давления нецелесообразно, так как при этом ухудшаются условия разделения. Давление 3.5МПа составляет примерно 0.8 от критического давления для нижнего продукта деэтанизатора. При указанном давлении температурный режим колонны поддерживается примерно следующий: температура верха [-10±1 ]ОС, температура низа колонны 103±1ОС. На основании полученных данных проверяем параметры имеющегося оборудования. Научный руководитель: Магарил Р.З., зав. кафедрой ХТНГ, д.т.н., профессор. Шульгин Е.В. Разработка технологии выделения нефти из воды установок подготовки нефти. В ближайшей перспективе основным методом увеличения коэффициента извлечения запасов нефти из продуктивных горизонтов и интенсификации разработки нефтяных месторождений останется заводнение нефтяных пластов. Использование сточных вод промыслов позволяет не только уменьшить объемы закачки поверхностных вод и вод подземных горизонтов, но и создать более благоприятные условия для повышения нефтеотдачи. Этому способствует повышенная нефтевытесняющая способность сточных вод по сравнению с пресными, обусловленная, прежде всего, присутствием растворенных минеральных солей и деэмульгаторов, остающихся после деэмульсации нефти. Рост объемов добычи нефти и увеличение ее обводненности влечет за собой и рост объемов нефтепромысловых сточных вод, требующих очистки перед использование в системе поддержания пластового давления. В настоящее время в нашей стране основным методом очистки является отстаивание в резервуарах – отстойниках, которые обеспечивают в среднем очистку воды до содержания в ней 50 мг/л нефти, а нормой для некоторых пластов является 5-10 мг/л. Возникает потребность в разработке новых технологий, которые бы позволяли очистить пластовые воды до 5 мг/л. Предлагаемая технология является очень простой и не требует специфического оборудования. Основным оборудованием являются отстойники и центробежные насосы. Данная технология позволяет очистить пластовые воды до содержания нефти – 5мг/л. Очистка происходит методом экстракции, путем смешения пластовой воды и газового бензина обыкновенным центробежным насосом. Нефть растворяется в газовом бензине и в месте с ним отделяется в отстойнике. Газовый бензин может использоваться многократно, пока содержание нефти в нем не достигнет 570 мг/л. При дальнейшем использовании газового бензина качество очистки ухудшается. Использованный газовый бензин полностью возвращается в товарную нефть, что делает эту технологию экономически выгодной. При использовании этой технологии уменьшается потери нефти с закачиваемой в пласт водой, а соответствие требованиям по содержанию в ней нефти, способствует поддержанию нефтеотдачи пласта на требуемом уровне. Научный руководитель: Магарил Р.З., зав. кафедрой ХТНГ, д.т.н., профессор. Пупышев С.А. Реконструкция УПН – 1 ЦППН – 6 ОАО «Юганскнефтегаз» с целью получения максимально возможной производительности установки. Установка подготовки нефти предназначена для подготовки нефти к транспорту и дальнейшей её переработке. В связи с тем, что в последнее время добыча нефти на Приразломном месторождении увеличивается, возникает необходимость в определении максимально возможной производительности установки подготовки нефти цеха подготовки и перекачки нефти №6. Для этого необходимо провести расчёты максимальной загрузки аппаратов по сырью, исходя из размеров аппарата. Установка включает в себя процессы обессоливания и обезвоживания. В качестве деэмульгатора используется Сепарол. Подача деэмульгатора происходит после блока нагрева для улучшения разрушения водонефтяной эмульсии. Эмульсия на установке разрушается термохимическим методом. В результате качество получаемой нефти соответствует 1 группе подготовки нефти: содержание воды – 0,1% масс., содержание хлористых солей не более 40мг/л. Данная установка включает в себя: блок нагрева, блок сепарации, блок отстоя, блок электродегидраторов. 1. Блок нагрева состоит из: - Печи трубчатые ПТБ -10П Количество 4 шт. (Тепловая нагрузка Q = 21МДж) В данном блоке происходит нагрев водонефтяной эмульсии с целью улучшения разделения нефти и воды. Нагрев ведётся до температуры на 15 – 25°С ниже температуры начала кипения нефти и температура составляет 30 – 50°С. 2. Блок сепарации состоит из: - Сепараторы горизонтальные НГС – 6 – 3000 Количество 5шт. ( Диаметр аппарата D = 3000мм, длина аппарата l=10000мм, V = 100куб.м.) Блок сепарации предназначен для отделения попутного нефтяного газа, содержащегося в нефти. Процесс сепарации ведётся в следующих условиях: - температура процесса 30°С - давление процесса 0,3 МПа 3. Блок отстоя состоит из: - Отстойники О – 200 Количество 4шт. (диаметр аппарата D=3400мм, длина аппарата l=13000мм, V=200куб.м.) В блоке отстоя происходит наибольшее отделение воды от нефти за счёт разности плотностей воды и нефти. Время отстаивания от 30мин до 2ч в зависимости от характера водононефтяной эмульсии. Процесс ведётся в следующих условиях: - температура процесса t = 30°С - давление процесса P= 0,5 МПа - время отстаивания 2ч. 4. Блок электродегидраторов состоит из; -электродегидраторы ЭДГ -200М Количество - 3шт. (диаметр аппарата D=3400мм, длина аппарата l=13000мм, V=200 м3. Напряжение на электродах U=15 кВ, t=30°C, P=0,5 МПа) В данном блоке происходит окончательное удаление воды из нефти и удаление солей отрицательно влияющих на дальнейшие транспортировку и переработку нефти. В работе произведены расчёт максимально возможной производительности установки с учётом максимальной загрузки технологического оборудования. На основании чего было установлено, что увеличение мощности возможно без дополнительных экономических и технологических изменений. Научный руководитель: Трушкова Л. В., к.х.н., доцент. Саляева Е.А. Реконструкция установки осушки газа Аганского месторождения НГДУ «Славнефть-Мегион» с целью повышения качества осушенного газа. Природные и нефтяные газы являются первичными источниками энергии, а также служат сырьем для химической промышленности однако транспорт их от места добычи до потребителя невозможен без предварительной подготовки. Осушка газа остается наиболее распространенной технологией, необходимая практически на любом месторождении газа и газоперерабатывающем заводе. Присутствие в газе влаги нежелательно (а иногда опасно) для процесса его транспортировки, поскольку влага может выпадать в чистом виде или в виде гидратов с углеводородами, приводя к осложнениям в работе систем транспортного устройства. Нежелательна влага в газе, если последующая его переработка ведется при низких температурах, при этом точка росы (температура, при которой водяные пары, содержащиеся в газе, конденсируются, называется точкой росы по влаге при данном давлении) должна быть ниже температур технологической переработки. В промышленности наибольшее распространение получили следующие методы осушки газа: абсорбция влаги гигроскопическими жидкостями, адсорбция влаги активированными твердыми осушителями, конденсация влаги за счет сжатия и (или) охлаждения газа. На установке осушки газа Аганского месторождения используется абсорбционная осушка триэтиленгликолем (ТЭГ). Выбор в качестве абсорбента ТЭГа обусловлен тем, что он обладает следующим преимуществом перед другими абсорбентами: обладает высокой гигроскопичностю, обеспечивает высокую депрессию точки росы осушаемого газа (27,8-47,3), хорошую стабильность в присутствии сернистых соединений, кислорода и при обычных температурах, при регенерации достаточно легко получаются растворы с концентрацией активного вещества 99%, концентрированные растворы не затвердевают, летучесть ТЭГ меньше, чем ДЭГ. На данный момент на установке осушают газ до точки росы –15, что не соответствует показателям по ГОСТу. Поэтому предложена реконструкция установки осушки газа с целью улучшения качества осушенного газа. В результате чего не будут создаваться условия для образования гидратов, которые закупоривают рабочие пространства трубопроводов и аппаратов и нарушают нормальные условия эксплуатации объектов добычи, транспортировки и переработки газа. Кроме того, будет снижена возможность условий возникновения коррозии металлов, а следовательно, сократим преждевременный износ и разрушение оборудования, трубопроводов и аппаратуры ГПЗ и других объектов, с целью экономии. На данный момент нефтяной попутный газ уходит с установки влажностью 0,2-0,4 г/м3 и с точкой росы -15. После абсорбции ТЭГ идет на десорбцию в блок регенерации , концентрация ТЭГа после регенерации достигается только 95-97%, а затем опять поступает на абсорбцию, в результате чего, уменьшается процент извлечения влаги из нефтяного газа. Для того чтобы достичь осушку газа с точкой росы -30-(-35)град., необходимо ТЭГ регенерировать до концентрации 99,9%, это возможно при изменение температурного режима блока регенерации. Поэтому в десорбере предлагается увеличить температуру до 200(но не более, т.к. может начаться деструкция ТЭГа) и понизить давление до 0,08 МПа, что даст наиболее глубокую очистку ТЭГа от влаги, (до концентрации 99,9%), а за счет увеличения извлечения влаги из газа снижается возможность образования гидратов, создания условий для возникновения коррозии металлов. Таким образом, реконструкция установки позволит, без высоких затрат, повысить качество газа, тем самым уменьшить число ремонтов, что снизит затраты на обслуживание трубопроводов и и аппаратуры ГПЗ. Научный руководитель: Трушкова Л.В., доцент, к.х.н. Васильев А.А., Тулупов А.А. Реконструкция УПСВ-ДНС Сугмутского месторождения ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз» с целью повышения качества товарной нефти и повышения производительности установки. Сугмутское месторождение расположено на территории Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области. Месторождение расположено к востоку от г.Муравленко на расстоянии около 50 км. Назначение установки: ДНС используется для сепарации свободного попутного нефтяного газа от нефти перед подачей ее на насосы внешней перекачки. УПСВ предназначена для отделения пластовой воды от добываемой продукции Сугмутского месторождения, для подготовки этой воды и подачи ее в систему ППД. УПСВ-ДНС Сугмутского месторождения состоит из трех блоков: блока нефтегазосепараторов; блока отстойников; блока буферных емкостей. В основе технологического процесса заложен термо-химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами (например, ФЛЭКД-012), которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии. Расход деэмульгатора принят 20…40 г/т нефти. Плотность добываемой жидкости – 880 кг/м3, плотность подготовленной нефти – 864 кг/м3. Остаточное содержание воды в нефти после сброса – не менее 1%. Динамика добычи нефти Сугмутского месторождения снижается, в связи с этим становится не целесообразным эксплуатация четырех ДНС и существует возможность доводить нефть до 1 группы промысловой подготовки. Предлагается определить максимально возможную производительность одного блока ДНС (исходя из имеющегося оборудования) и решить задачу сокращения эксплутационных блоков ДНС. Для повышения качества подготавливаемой нефти предлагается использовать электрический способ подготовки нефти, так как электрообработка эмульсий является наиболее эффективным способом деэмульсации. Капли воды укрупняются в электрическом поле и оседают в нижнюю часть дегидратора, где окончательно отстаиваются в виде слоя свободной воды. Таким образом требуется установить блок электродегидраторов типа ЭГ-2001 Таблица Характеристика электродегидратора ЭГ-200 Показатель Ед. измерения Значение Эффективный объём V м3 200 Диаметр D мм 3400 Длина L мм 23450 Расчетное давление Р МПа 1 Число электродов  2 Рабочая производительность Q м3/час 240480 Номинальное расстояние от дна электродегидратора до границы раздела фаз h1 м 1 В результате реализации данной реконструкции на установки будет сокращено количество блоков ДНС (снижены капитальные затраты), повышено качество товарной нефти до 1 группы промысловой подготовки. Таким образом данная работа актуальна, технически решаема и экономически выгодна для Сугмутского месторождения Научный руководитель: Трушкова Л.В., доцент к.х.н., доцент Нохрина Ю.С. Реконструкция установки перегонки нефти Антипинского нефтеперерабатывающего завода с целью увеличения выработки ассортимента и качества топлив. На Антипинском НПЗ установка перегонки нефти представлена в виде АТ (атмосферная трубчатка) с однократным испарением и однократной ректификацией (одноколонный вариант – установка с одной сложной ректификационной колонной с одним боковым стрипингом). Установка АТ с однократным испарением и однократной ректификацией имеет следующие преимущества и недостатки. Преимущества: низкие тепловые затраты, максимальный отбор светлых фракций при небольших тепловых затратах (легкая часть нефти играет роль испаряющего агента, снижает парциальное давление углеводорода в смеси, понижая температуру кипения), минимальная металлоемкость. Недостатки: недостаточно высокая четкость ректификации (газы и легкие фракции мешают ректификации), высокое противодавление в трубчатой печи. атмосферная колонна подвержена сероводородной коррозии. Продукты установки АТ (одноколонный вариант): газ, бензин (О.Ч. 56), дизельное топливо, мазут. Целевой продукт – товарное дизельное топливо. В связи с недостаточно высокой четкостью ректификации дизельное топливо не будет соответствовать некоторым нормам, а именно не соответствие по температуре вспышки. Для решения этой проблемы предложены следующие варианты: 1. Замена установки АТ с однократным испарением и однократной ректификацией (одноколонный вариант) на АТ с двукратным испарением и двукратной ректификацией (двухколонный вариант – установка с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми стрипингами). Данная установка имеет следующие преимущества: высокая четкость погоноделения, атмосферная колонна защищена от сероводородной коррозии, появляется возможность снижения давления от отбензинивающей колонны к атмосферной колонне, за счет этого увеличивается отбор светлых фракции от потенциала, повышается технологическая гибкость установки. 2. Отбор керосиновой фракции. Для этого в сложной колонне надо установить дополнительную отпарную колонну (боковой стрипинг), из которой будет отбираться керосиновая фракция. В результате дополнительного отбора керосиновой фракции, в дизельном топливе уменьшается ее содержание, ухудшающее качество дизельного топлива. Благодаря реализации данной реконструкции на установке перегонки нефти предполагается выработка следующих товарных фракций: Топливо ТС-1 (керосиновая фракция 150-215 ºС), Дизельное топливо ДЗ-0,2 минус 35, ДЛ-0,2-40. Совместное применение 1 и 2 варианта приводит к увеличению выработки ассортимента и качества топлив. Таким образом, предлагаемая реконструкция является актуальной, технически решаемой и экономически выгодной. Научный руководитель: Трушкова Л.В., доцент, кандидат химических наук. Алещенко М. П. Расчет максимальной мощности Антипинского НПЗ. Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов, и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья. Антипинский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) предназначен для производства моторных топлив, котельного топлива и мазута из сырой девонской нефти. Производительность завода по сырью – сырой нефти составляет 400 тыс. т в год. Перегонка нефти осуществляется на установке (блоке) АТ по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковой отпарной секцией. В данной работе выполнен расчет максимальной мощности атмосферной ректификационной колонны и теплообменников. Для этого были проведены поверочные расчёты данных аппаратов. В результате проведённых расчётов выяснили, что мощность установки можно максимально увеличить на 3,5 % без изменения технологических параметров и дополнительных капитальных затрат. Достоинства одноколонного варианта: 1. Снижены тепловые затраты 2.Максимальный отбор светлых фракций нефти, так как легкая часть нефти играет роль испаряющего агента, т.е. снижает парциальное давление углеводородов в смеси тем самым, снижая температуру кипения углеводородов 3.Минимальная металлоёмкость, так как используется 1 колонна Недостатки одноколонного варианта: 1.Недостаточно высокая чёткость ректификации, так как газы и лёгкие фракции мешают ректификации 2.Высокие противодавления в трубчатых печах, вызванные высокими значениями ДНП 3. Колонна подвержена сероводородной коррозии Для повышения качества и расширения ассортимента товарных нефтепродуктов можно предложить следующее конструктивное решение: дополнительно установить боковой стриппинг для получения керосиновой фракции. Научный руководитель: Куваева Е. Н., доцент, к.т.н. Барабаш Е.В. Определение максимально возможной мощности цеха по Компримированию и транспортировке газа ОАО Белозерный ГПК. В связи с экспертными прогнозами рост потребности в природном и попутном нефтяном газе будет неукоснительно увеличиваться как в России так и в мире в общем. В России Западанная Сибирь является главным газоносным краем. В настоящее время необходимо принятие законов на федеральном уровне по не допустимости уничтожения нефтяными компаниями огромного количества невосполнимых запасов газа, которые варварски сжигаются на факелах, нанося непоправимый урон экологической ситуации в нашей стране. При принятии таких законов, резко увеличится загрузка ныне действующих заводов по переработки газа. Также увеличится загруженность компрессорных станций (КС), перекачивающих газ с месторождений до заводов. В основу классификации компрессорных станций, отличающихся достаточным разнообразием, положены следующие признаки: а) Место расположения КС на трассе газопровода: -головные КС; -промежуточные КС; б) По типу компрессорных машин; - с поршневыми компрессорами; - с центробежными нагнетателями; в) По типу двигателей, приводящих компрессорные машины: - поршневые газовые двигатели; - газовых турбин; - электро двигателей; г) По количеству ступеней сжатия: -одноступенчатым сжатием; -двухступенчатым сжатием; -трехступенчатым сжатием;. д) С инженерно строительной точки зрения: - станции в капитальном исполнении; - станции в блочном исполнении; Ба­хи­лов­ская компрессорная станция КС-4,0 (цех по компримированию и транспортировке газа) является высокоэффективной автоматизированной КС. Выполнена на базе газоперекачивающих агрегатов типа ТКА-Ц-16/76 с газотурбинным авиационным приводом НК-16СТ мощностью 16 МВт. Пред­на­зна­че­на для ком­при­ми­ро­ва­ния, осуш­ки и тран­с­пор­ти­ров­ки попутного нефтяного га­за на Ни­ж­не­вар­тов­ский и Белозёрный га­зо­пе­ре­ра­ба­ты­ва­ю­щие за­воды. Сырье – попутный нефтяной газ 1-й ступени сепарации неф­ти, по­сту­па­ет на КС с Бахиловского, Колик-Еганского, Северо-Хохряковского ме­с­то­ро­ж­де­ний. Со­г­ла­с­но ус­ло­виям тран­с­пор­та га­за на Ни­ж­не­вар­тов­ский и Белозёрный ГПЗ на ком­прес­сор­ной стан­ции про­изводит­ся ком­при­ми­ро­ва­ние и ад­сорб­ци­он­ная осуш­ка газа на молекулярных ситах-цеоли­тах, да­в­ле­ние га­за на вы­хо­де мо­ду­ля - не вы­ше 7,46 МПа. Осушенный нефтяной газ соответствует ГОСТ 5542 - 87 «Газы природные топливные для промышленного и коммунально - бытового назначения». В связи с ростом добычи газа, возникает необходимость в увеличении мощности установки. С этой целью, определили максимально возможную мощность установки. Для этого произвели поверочные расчеты всего основного оборудования: блока сепарации, блока адсорбции и блока компримирования. На основе этих расчетов выяснили, что мощность установки можно увеличить на 33%, без технологических изменений и экономических затрат. Научный руководитель: Куваева Е.Н. доцент, к.т.н. Гловацкий И.Е. Рекомендации по усовершенствованию системы сбора и подготовки нефти ЦДНГ №5 ООО ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ. Для выполнения поставленной задачи было проведено обследование объектов сбора Осинского, Рассветного, Маячного, Горского, Тулвинского месторождений. Отобраны пробы жидкости по выходу ДНС, УПСВ, по входу, выходу и основным технологическим ступеням (аппаратам) УППН, пробы газа по ступеням сепарации всех ДНС, УПСВ, УППН ЦДНГ №5. Исследованы физико-химические свойства и компонентные составы отобранных проб. Обследована технология предварительного обезвоживания на УПСВ "Рассвет", где проходят обработку нефти Рассветного, Горского и Маячного месторождений. Проведено обследование технологии подготовки нефти на УППН "Оса", куда собираются не только нефти ЦДНГ № 5, но и продукция других цехов ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ", а также сторонних предприятий. Подготовка нефти ЦДНГ-5 осуществляется на УППН "Оса" термохимическим способом по насосной схеме в несколько ступеней. В настоящее время на УППН не удается получать нефть первой группы качества по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». На установке достигается получение нефти лишь второй группы качества, поскольку минерализация попутно добываемой воды такова, что даже при глубоком обезвоживании до 0,1-0,2%, содержание солей в нефти превышает 100 мг/л. Основной проблемой работы ДНС в настоящее время является несоответствие производительности установленного насосного оборудования объемам перекачиваемой жидкости. Это приводит к периодической откачке и, соответственно, неравномерному поступлению жидкости на УППН «Оса», вследствие чего нарушается режим работы ТФС и РПС, снижается эффективность работы теплообменников, происходит образование промежуточных слоев. Газы всех ДНС содержат сероводород (до 1,5%) и азот (до 50%), т.е. имеют невысокую ценность в плане теплотворной способности. Небольшие объемы попутного газа на ДНС также делают нецелесообразным его использование. Трехфазные сепараторы ТФС-2 УППН «Оса», установленные на линии поступления сырья с Осинского месторождения, не выполняют своей функции по сбросу воды, поскольку на них на момент обследования не завершены наладочные работы. Положение осложняется периодической откачкой сырья с ДНС и, вследствие этого, пульсирующим поступлением жидкости в аппараты. Отсутствие системы регулирования уровня раздела фаз в сепараторах КСУ, в совокупности с неравномерным поступлением в них сырья, создает условия для прорыва газа в РПС, что нарушает процесс отделения воды. Подача непосредственно перед РПС потока нефти с УПСВ «Рассвет», содержащего остаточный газ, количество которого может достигать 1м3/м3, также негативно сказывается на процессе отделения воды в РПС вследствие барботажа . В качестве теплового агента для достижения необходимой температуры в РПС используется отводимая с низа отстойников первой ступени обезвоживания жидкость. Это приводит к тому, что на печи, поступает порядка 12 тыс. м3/сут. и более жидкости. Следовательно, столько же жидкости поступает и в отстойники первой ступени. Таким образом, отстойники значительно перегружены по жидкости – скорость жидкости в отстойниках велика, а время нахождения в них жидкости мало для полноценного протекания процессов коагуляции и отстаивания эмульсии. На основании выполненных исследований разработаны рекомендации по усовершенствованию системы сбора и подготовки нефти, выполнено технико-экономическое обоснование реконструкции объектов системы сбора и подготовки. Научный руководитель: Куваева Е.Н., доцент, к.т.н. Цуркова Л.М. Анализ эффективности переработки стабильного конденсата и выбор оптимального режима на УПДТ. В настоящее время в газовой промышленности широко практикуется переработка (нередко малотоннажная) стабильного конденсата (СК), выделенного при добыче сырья газоконденсатных месторождений, с выработкой дизельного топлива широкого фракционного состава (ГШЗ). Обеспечение максимальной выработки дизтоплива ГШЗ требуемого качества осложняется необходимостью одновременного обеспечения вязкости (не ниже требуемого значения) и низкотемпературных характеристик – температур помутнения и застывания (не выше требуемого уровня). Для достижения обоих условий необходимо ограничивать содержание как легких, так и тяжелых фракций в дизельном погоне. Задача эта весьма непростая, т.к. перечисленные характеристики взаимосвязаны. Кроме того, в процессе разработки месторождений снижается потенциал дизельных погонов в СК, что также усложняет задачу максимальной выработки дизтоплива. При переработке СК также вырабатывается прямогонная бензиновая фракция (может быть реализована как сырье для нефтехимических производств и для производства автомобильного бензина) и тяжелый остаток, который обычно направляется на нефтеперерабатывающие заводы в составе нефти, на рисунке 1 представлена принципиальная технологическая схема УПДТ. При этом во избежание технологических осложнений, связанных с выпадением и отложением парафинов, тяжелый остаток, как правило, разбавляют частью выработанной бензиновой фракции. С учетом изложенного, для обеспечения максимальной эффективности переработки СК необходима оптимизация технологического режима. Была предпринята попытка отработки методологии выбора оптимальных режимов переработки СК и получения основных закономерностей изменения технологических параметров процесса на основе проведения специальных расчетных исследований. Расчетные исследования были выполнены с помощью технологической модели, созданной в среде системы технологического моделирования GIBBS. В результате исследований получена подробная информации для решения оптимизационных задач переработки СК.

Похожие:

	Новые технологии нефтегазовому региону Новые технологии – нефтегазовому региону [Текст] : материалы Всероссийской научно-технической конференции. Т. 3; под ред. Д. А. Бабичева....		Новые технологии нефтегазовому региону Новые технологии – нефтегазовому региону [Текст] : материалы Всероссийской научно-практической конференции. Т. 2; под ред. В. И....
	Vii международная научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных В сборнике представлены статьи участников VII международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых...		Материалы международной научно-практической конференции студентов,... Шаг в будущее: теоретические и прикладные исследования современной науки: Материалы международной научно-практической конференции...
	Молодежь: гуманитарные стратегии преодоления социальных рисков Материалы... Молодежь: гуманитарные стратегии преодоления социальных рисков [Текст] : материалы всероссийской научно-практической конференции...		Актуальные проблемы инновационного развития агропромышленного комплекса... Материалы третьей всероссийской научной конференции студентов и молодых ученых. С международным участием. 23-24 апреля 2009 г./сост....
	Развития материалы Всероссийской научно-практической конференции,... Модернизация экономики регионов России: проблемы: ориентиры и факторы развития : материалы Всероссийской научно-практической конференции...		К: проблемы и перспективы материалы II всероссийской научно-практической... Всероссийской научно-практической конфереции молодых ученых и аспирантов «Молодежная наука и апк: проблемы и перспективы»
	Том I тюмень Тюмгнгу 2010 Снг [Текст] : материалы Международной научно-практической конференции. Т. I. Тюмень : Тюмгнгу. 2010 256 с		Тики материалы II всероссийской научно-практической конференции молодых... Научный редактор Колесова И. В., канд эконом наук, доц., Севастопольский государственный университет
	«современные концепции экономической теории и практики: новые пути исследований и развития» Международная научно-практическая конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых		Программа международной научно-практической конференции «Менеджмент... Открытие Международной научно-практической конференции «Менеджмент качества, транспортная и информационная безопасность, информационные...
	Ix всероссийская научная конференция молодых ученых «наука. Технологии. Инновации» Новосибирский государственный технический университет приглашает принять участие в работе IX всероссийской научной конференции молодых...		Санкт-Петербург 27-28 мая 2013 года Санкт-Петербург 2013 Материалы VI молодёжной международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных 27-28 мая 2013 года,...
	Томский научный центр гу нии онкологии Сборник материалов II региональной конференции молодых ученых им. Академика рамн н. В. Васильева		Ационного развития материалы VII международной научно-практической... Российской Федерации, д-ра экон наук, проф. В. В. М а с л е н н и к о в а, канд психол наук, доц. В. О. М и д о в о й, д-ра экон...