Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

НЕФТЬ, ЭМУЛЬСИЯ, ПОДГОТОВКА, ОБЕЗВОЖИВАНИЕ, ОТСТОЙНИК, РАСЧЁТ

Объектом проектирования является Северо-Альметьевская установка комплексной подготовки нефти НГДУ «Альметьевнефть».

Цель проекта - расчет и проектирование установки комплексной подготовки нефти.

В процессе проектирования проведен расчет блока обезвоживания и обессоливания нефти, расчет поверхности теплообменников.

Разработаны мероприятия по охране труда, контролю и автоматизации узла обезвоживания.

Экономическая эффективность - рассчитана себестоимость единицы продукции, которая составила 4428,8 руб/т.

Содержание

Введение

1 Аналитический обзор

1.1 Особенности сбора и подготовки обводненных нефтей

1.2 Обезвоживание нефти

1.2.1 Технологические схемы обезвоживания нефти

1.3 Методы разрушения нефтяных эмульсии

1.3.1 Механические методы

1.3.2 Термический метод

1.3.3 Химический метод

1.3.4 Термохимический метод

1.3.5 Электрический метод

1.3.6 Комбинированные методы

2 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

3 Описание технологической схемы

4 Технико-технологические расчеты

4.1 Материальные балансы

4.1.1 Материальный баланс блока стабилизации

4.1.2 Материальный баланс блока обезвоживания

4.1.3 Материальный баланс блока обессоливания

4.1.4 Сводный материальный баланс

4.2 Технологические расчеты блока обезвоживания и обессоливания нефти

4.2.1 Технологические расчеты блока обезвоживания нефти

4.2.2 Технологические расчеты блока обессоливания нефти

4.3 Технологический расчет поверхности теплообменников

4.3.1 Расчет поверхности охлаждения группы теплообменников Т2

4.3.2 Расчет поверхности охлаждения группы теплообменников Т1

5 Контроль производства

5.1 Аналитический контроль производства

5.2 Автоматизация производственного процесса

5.2.1 Цель и назначение автоматизации

5.2.2 Анализ статических и динамических характеристик

5.2.3 Обоснование выбора приборов контроля и управления

5.2.4 Контроль качества выбросов в водный и воздушный бассейн

6 Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия, мероприятия по охране труда

6.1 Общая характеристика проектируемого объекта

6.2 Производственная безопасность

6.2.1 Описание технологического процесса, технологическое оборудование, требования к организации технологического процесса и безопасности эксплуатации технологического оборудования

6.2.2 Электробезопасность

6.3 Производственная санитария и гигиена труда

6.3.1 Микроклимат

6.3.2 Вентиляция и отопление

6.3.3 Освещение производственных помещений

6.3.4 Шум и вибрация

6.3.5 Средства индивидуальной защиты

6.4 Пожарная профилактика

6.4.1 Источники пожара, методы и средства тушения пожара

6.4.2 Молнезащита

6.5 Статическое электричество

Экологичность проектируемого объекта

7 Экономическая оценка проекта

7.1 Расчет капитальных затрат на ОПФ

7.2 Расчет численности и фонда заработной платы работающих

7.3 Калькуляция себестоимости продукции

7.4 Технико-экономические показатели производственного процесса

8 Стандартизация

Заключение

Библиография

Введение

установка подготовка нефть обезвоживание

Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства.

Современное НГДУ располагает большим разнообразным хозяйством: многочисленные сооружения основного производственного назначения, обеспечивающие добычу, сбор и подготовку нефти к транспортированию, подготовку к закачке пластовых, сточных и пресных вод, а также вспомогательные сооружения и службы: энергохозяйство, мехмастерские, транспорт и т.д.

Сложный комплекс сооружений и служб должен соответствовать современному уровню развития техники, технологии сбора и подготовки нефти, газа и воды; к транспортированию их потребителю и обеспечивать бесперебойную работу ГДУ для выполнения суточных, месячных и годовых планов добычи нефти и газа.

Характерной чертой технологического прогресса в нефтедобывающей промышленности при промысловом обустройстве в настоящее время является использование блочно-комплексного автоматизированного оборудования, изготавливаемого индустриальным способом.

Среди многих эффективных процессов и аппаратов, разработанных и внедренных за эти годы на промыслах. Заслуживают упоминания:

- внутритрубная деэмульсация нефтяных эмульсий. Позволившая значительно сократить расходы на подготовку кондиционной нефти и высвободить оборудование, использовавшееся с низким к.п.д.;

- применение герметизированных высоконапорных систем сбора нефти. газа и воды, существенно снизивших потери легких фракций нефти и значительно улучшивших все технологические показатели работы этих систем;

- использование блочно-комплексного автоматизированного оборудования заводского изготовления. Позволившего в несколько раз ускорить ввод в эксплуатацию вновь открытых нефтяных месторождений и добиться существенного снижения расходов на промысловое оборудование и обустройство;

- рациональные схемы монтажа сепарационных установок и расчеты их на пропускную способность по нефти и газу

- гидравлические расчеты трубопроводов, транспортирующих газонефтяные смеси, с учетом рельефа местности и т.д.

1 Аналитический обзор

Успешное решение проблемы подготовки нефти на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах тесно связано со многими аспектами разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, особенностями процессов перекачки нефти по магистральным трубопроводам и не может рассматриваться изолировано от них. Выбор объектов подготовки нефти и применяемая на них технология обусловлены рядом фактором:

- уровнем развития теории оптимальных условий процессов разрушения эмульсий и очистки пластовых вод;

- геолого-климатическими условиями нефтедобывающих районов;

- размерами нефтяных месторождений и способами воздействия на пласт (законтурное заводнение, применение ПАВ и т.д.);

- темпами отбора нефти и воды и абсолютными их объемами;

- удаленностью месторождений от нефтедобывающих заводов и особенностями перекачки нефти;

- взаимным расположением головных сооружений магистральных нефтепроводов и центральных пунктов сбора нефти и газа;

- особенностями промысловой системы сбора, учета нефти и сепарации газа (герметизированная, негерметизированная, однотрубная, двухтрубная и т. д.);

- номенклатурой серийно выпускаемого оборудования;

- физико-химическими свойствами нефтей, пластовых вод и образуемых ими эмульсий;

- требуемым качеством подготовленной нефти.

История развития промысловой технологии подготовки нефти - по существу, история углубления знаний об образовании эмульсий в различных условиях, а также разработки и применения различных средств интенсификации разделения потока на нефть, воду и газ. Несмотря на большое разнообразие технологических схем подготовки нефти, применявшихся в промысловой и заводской практике, их можно классифицировать, приняв за основу такие технологические приемы, использование которых поднимало эффективность технологии подготовки нефти на каждом этапе на более высокий уровень. Эти приемы следующие:

- на первом уровне - использование принципа естественного расслоения эмульсии на нефть и воду в поле сил гравитации;

- на втором уровне в дополнение к первому - применение средств интенсификации разрушения бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды и снижения вязкости нефти (нагрев, деэмульгаторы, промывка в водном слое);

- на третьем уровне, при использовании преимуществ первых двух, - интенсификации процесса коалесценции и укрупнения капель (коалесцирующие фильтры, электрическое поле, гидродинамические коалесценторы, ультразвук);

- на четвертом уровне - применение средств интенсификации расслоения потока на нефть и воду (концевые делители фаз, трубная деэмульсация, расслоители потока и секционные каплеобразователи);

- на пятом уровне - прямое вытеснение глобул воды из эмульсии под действием энергии расширяющегося газа в дренажную воду;

- на шестом уровне, включающем все процессы пяти рассмотренных выше, - расчленение процессов на отдельные элементы, осуществление каждого из них при наиболее благоприятном гидродинамическом режиме и совмещение их с другими процессами (транспортирование, сепарация газа, очистка, сброс воды и т. д.) /1/.

1.1 Особенности сбора и подготовки обводненных нефтей

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа и воды, взвешенных веществ и иногда песка и других частиц. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена для дальнейшего транспорта по магистральным нефтепроводам или железнодорожным или водным путем до нефтеперерабатывающих заводов.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (сокращенно ЦППН).

Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д.

Как бы ни были разнообразны системы сбора нефти, газа и воды в зависимости от конкретных условий, они должны обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

измерения продукции каждой скважины или. в случае необходимости, группы скважин данного участка;

транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся
на устье скважин, до ЦППН, а при недостаточном давлении - с использованием насосов на промежуточных сборных пунктах
(ПСП) или дожимных насосных станциях (ДНС);

сепарации нефти от газа и транспорта газа до пункта его
подготовки или до потребителя, а в случае применения газлифтного способа добычи - обратного транспорта газа до газлифтных
скважин;

отделения до установок подготовки нефти свободной воды
из продукции скважин в случае добычи высокообводненных
нефтей;

отделения продукции некоторых скважин в случае нежелательности ее смешения с продукцией остальных скважин;

подогрева продукции скважин в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах.

В общем виде схема сбора нефти и газа представлена на рисунке 1.1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1 - скважины, дающие безводную нефть; 2 - скважины, дающие обводненную нефть (или содержащую сероводород); 3,4 - выкидные линии; 5 - установка для измерения дебита скважины; 6,7 - нефтегазосборные коллекторы; 8 - ПСП или ДНС; 9 - ЦППН; 10, 11 - газопроводы подачи газа на газлифт или потребителю; 12 и 13 - нефть в магистральный нефтепровод, соответственно не содержащая и содержащая Н2S; 14 - водовод.

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема сбора нефти, газа и воды

Продукция скважин поступает на установку 5 для измерения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию 8, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды 9. Из центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды подготовленная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дальнейшего транспорта. Газ после соответствующей подготовки поступает по газопроводу 11 к потребителю или по газопроводу 10 обратно на месторождение для подачи в газлифтные скважины. Отделившаяся на ЦППН пластовая вода после подготовки по водоводу 14 закачивается в продуктивные пласты или поглощающие горизонты.

Трубопроводы 3 или 4, прокладываемые на месторождении от скважин до установок для измерения продукции скважин, обычно называются выкидными линиями, а трубопроводы 6 и 7 от установок для измерения продукции скважин до ПСП или ДНС и от них - до ЦППН - нефтегазосборными коллекторами.

В настоящее время на нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на установку измерения, а оттуда по одному нефтегазосборному коллектору - до ЦППН. Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда или на установке измерения или на ДНС от нефти отделяется газ и по отдельному трубопроводу подается на ЦППН.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦППН. Так же раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин или продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям 4 и нефтегазосборным коллекторам 7 транспортируется до ЦППН.

Ко всем существующим системам сбора нефти и газа предъявляется также одно из важнейших требований - предупреждение потерь легких фракций нефти. Для выполнения этого условия необходима полная герметизация системы, начиная от скважины на всем пути до ЦППН. Наиболее полно это условие соблюдается в напорных однотрубных системах сбора, когда продукция скважин за счет давления на устье транспортируется до ЦППН. За последние годы однотрубные напорные герметизированные системы сбора нефти, газа и воды получили наибольшее распространение на нефтяных месторождениях страны. Однако на больших по площади месторождениях не всегда возможно доставить продукцию скважин на ЦППН без применения промежуточных насосных станций. В этом случае на удаленных площадях строят дожимные насосные станции и система сбора состоит как бы из двух частей: напорной герметизированной однотрубной (до ДНС) и напорной герметизированной двухтрубной (с раздельным транспортом нефти и газа до ЦППН).

Кроме того, в последние годы наметилась тенденция к укрупнению пунктов подготовки нефти - продукция с нескольких нефтяных месторождений (или залежей) поступает на подготовку в один центральный пункт, построенный на одном из месторождений (обычно на самом крупном). При этом на остальных месторождениях строят лишь дожимные насосные станции, обеспечивающие подачу продукции скважин до ЦППН.

Наряду с перечисленными выше напорными герметизированными системами сбора нефти и газа на нефтяных месторождениях также встречаются открытые самотечные системы с использованием индивидуальных трапно-замерных установок для измерения продукции скважин. Постепенно они заменяются напорными герметизированными системами.

Самотечная система, при которой перемещение нефти происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой замерной установки - старейшая система сбора показана на рисунке 1.2, а.

Нефть, газ и вода от скважины 1 поступают на индивидуальную замерную установку (ИЗУ) 2, расположенную вблизи от скважины. В ИЗУ от газа отделяют нефть и воду, которые по самотечным выкидным линиям 4 транспортируют в участковые негерметизированные резервуары 5. Из резервуаров 5 нефть насосами 6 подают по коллектору 7 на установку подготовки нефти 9, а воду после отстоя сбрасывают в канализацию. Если позволяет рельеф местности, то насосы 6 не сооружают, а коллектор 7 представляет собой самотечный трубопровод. Газ, выделившийся в ИЗУ, передают на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

1 - скважина; 2 - индивидуальная замерная установка (ИЗУ); 3 - газопровод; 4 - самотечная выкидная линия; 5 - участковые резервуары сборного пункта; 6, 15, 18 - насосы; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевые резервуары; 9 - установка подготовки нефти (УПН); 10 - компрессорная станция; 11 - газоперерабатывающий завод (ГПЗ); 12 - групповые замерные установки (ГЗУ); 13 - сборный коллектор нефти, газа и воды; 14 -- дожимная насосная станция; 16 - магистральный нефтепровод; 17 - установка очистки воды; 19, 21 - водоводы; 20-кустовая насосная станция; 22 - нагнетательные скважины; 23 - автоматизированная установка «Рубин»; 24 - товарные резервуары подготовленной нефти.

Рисунок 1.2 - Системы самотечного (а) и герметизированного (б) сбора нефти, газа и воды на нефтяных промыслах:

Самотечные системы сбора нефти имеют ряд существенных недостатков: из-за низкой скорости движения потока жидкости в них образуются отложения механических примесей, солей, парафина; из-за наличия открытых мерников и резервуаров велики потери газа и легких фракций, достигающие 3 % от общего объема нефти. Эти системы трудно автоматизируются и требуют многочисленного обслуживающего персонала.

На новых нефтяных месторождениях эксплуатируются герметизированные высоконапорные системы сбора нефти, газа и воды, технологическая схема которых определяется величиной и формой площади месторождения, рельефом местности, физико-химическими свойствами нефти. На рисунке 1.2, б изображена одна из таких систем, характерная для большого месторождения.

Сырая нефть от устья скважины 1 направляется под собственным давлением по выкидным линиям длиной 1 - 3 км к групповым замерным установкам (ГЗУ) 12. На ГЗУ происходит отделение нефтяного газа от жидкости и автоматическое измерение количества полученных продуктов. Затем газ вновь смешивают с водой и нефтью; смесь по коллектору 13 длиной до 8 км перемещается на дожимную насосную станцию 14, в составе которой имеются сепараторы первой ступени для отделения газа от нефти. Газ из сепараторов под собственным давлением поступает на ГПЗ 11, а частично дегазированная нефть подается на установку подготовки нефти (УПН) 9. На УПН осуществляются вторая и третья ступени сепарации газа от нефти, обезвоживание и обессоливание нефти. Газ с УПН подают на ГПЗ, а воду - на установку очистки воды 17. Очищенную воду насосами кустовой насосной станции 20 закачивают через нагнетательные скважины 22 в пласт.

Обезвоженную и обессоленную на УПН нефть подают в герметизированные резервуары, а затем насосами 6 - на автоматизированную установку «Рубин» 23, предназначенную для оценки качества и количества нефти. С установки «Рубин» нефть подают в товарные резервуары 24, из которых насосами направляют в магистральный нефтепровод 16, транспортирующий нефть к нефтеперерабатывающим заводам. Если на установке «Рубин» устанавливают, что нефть не соответствует кондициям, то ее возвращают на УПНД.

С помощью герметизированных систем устраняют потери легких фракций нефти, создают возможность транспортирования нефти по всей площади месторождения за счет давления на устье скважин.

После многоступенчатой сепарации в нефти все же остается значительное количество углеводородов С1 - С4, которые могут быть потеряны при перекачках из резервуара в резервуар, хранении и транспортировке нефти. Чтобы предотвратить возможные потери углеводородов, устранить опасность загрязнения воздуха газами и легкими фракциями, нефть на многих промыслах подвергают стабилизации в специальных ректификационных колоннах. В стабильной нефти содержится не более 1% углеводородов С1 - С4, а в нестабильной 2 - 3 %. Обессоленную и обезвоженную нефть по магистральным трубопроводам или железной дороге транспортируют на нефтеперерабатывающие заводы /2/.

Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает ее транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением содержания воды в нефти возрастает энергозатраты на ее испарение и конденсацию (в 8 раз больше по сравнению с бензином). Возрастание транспортных расходов обуславливается не только перекачкой балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образующей с пластовой водой эмульсию. Так, вязкость ромашкинской нефти с увеличением содержания в ней воды от 5 до 20 % возрастает с 17 до 33.3 сСт, то есть почти вдвое. Механические примеси нефти состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий. Образование устойчивых эмульсии приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. Так, при отделении пластовой воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии, что загрязняет сточные воды. Та часть эмульсии, которая улавливается в ловушках, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, образуя так называемые «амбарные» нефти, которые не находят рационального применения или утилизации. При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок.

Еще более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение металла аппаратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.

При совместном присутствии в нефтях хлоридов и металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность коррозии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная пленка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии /3/.

1.2 Обезвоживание нефти

Обезвоживание нефти на месторождениях в настоящее время в зависимости от ряда факторов осуществляется:

- в оборудовании промысловых систем сбора, включая трубопроводы концевые, сепарационные установки и резервуары товарных парков;

- на автономных обезвоживающих термохимических установках;

- в блочных деэмульсаторах и электродегидраторах;

- на автономных обезвоживающих установках, деэмульсаторах и электродегидраторах, работающих в блоке с промысловыми системами сбора или каплеобразователями;

- при перекачке нефти в интервалах: а) между промысловыми товарными парками; б) между промысловыми товарными парками и головными сооружениями магистральных нефтепроводов; в) между головными сооружениями и товарно-сырьевыми базами нефтеперерабатывающих заводов /4/.

1.2.1 Технологические схемы обезвоживания нефти

Обезвоживание нефти в оборудовании промысловой системы сбора осуществляется в тех случаях, когда в связи с особенностями применяемой системы сбора и транспортирования нефть неизбежно попадает в резервуары (сбор продукции скважин, замер, учет, ожидание откачки и т. д.). Строительство стационарной установки для обезвоживания нефти между промысловой системой сбора и товарным парком в таких случаях нецелесообразно и служит примером излишних затрат государственных средств. Разрушение эмульсии с достаточной степенью эффективности достигается в промысловых системах сбора, а расслоение потока осуществляется в концевом делителе фаз или специальной секции трубопровода, проложенной между концевой ступенью сепарации и резервуарами товарного парка. Сброс воды при этом осуществляется в процессе заполнения резервуаров или в ожидании откачки (рисунок 1.3) /4/.

Если обрабатывается эмульсия повышенной стойкости, а также в зимний период применяют путевой подогрев (рисунок 1.3 б, в). При этом необходимая температура нагрева не превышает 25 - 30°С, что исключает потери легких фракций из резервуаров.



а - в оборудовании промысловой системы сбора; б - то же, с путевым подогревом второй ступени сепарации; в - то же, с путевым подогревом до второй ступени сепарации; г - то же, с использованием встроенных печей и отстойных аппаратов; д - то же, без использования в технологических целях резервуаров;

1 - скважины; 2 - групповая установка; 3 - дозатор эмульгатора; 4 - сборный трубопровод, используемый для разрушения эмульсии; 5 - трубчатый концевой делитель фаз; 6 - сепаратор первой ступени; 7 - газопровод; 8 - трубопровод для дренажной воды; 9 - сепаратор второй ступени; 10 - трубопровод-каплеобразователь; 11 - сепаратор; 12 - технологический резервуар; 13 - сброс дренажной воды; 14 - насос; 15 - трубопровод для товарной нефти; 16 - нагреватель; 17 - встроенный трубный каплеобразователь; 18 - водоотделитель; 19 - резервуар товарной нефти.

Рисунок 1.3 - Принципиальные совмещенные технологические схемы обезвоживания нефти

Схема обезвоживания нефти, показанная на рисунке 1.3 а, применяется во многих районах страны. Остаточное содержание воды в нефти, обезвоживаемой по этой схеме в летний период, нередко составляет 0,5%. Деэмульгатор вводится на прием насосов дожимных насосных станций. Поступление сырья. Сброс выделившейся воды и отбор обезвоженной нефти проводятся непрерывно.

По схеме показанной на рисунке 1.3 в система эксплуатировалась в зимний период с производительностью 14000 м3/сут при низкой себестоимости. По схеме показанной на рисунке 1.1б осуществлялась подготовка смеси эмульсий угленосной и девонской нефтей. Остаточное содержание воды в нефти после обезвоживания как в зимний, так и в летний периоды не превышало 0,3 - 0,5 %.

На промыслах продолжают эксплуатировать большое число обезвоживающих установок, представляющих собой автономные объекты и имеющих в своем составе резервуарные парки. Большинство из этих установок рассчитано на обезвоживание нефти до статочного содержания в ней не более 2%. Установлено, что содержание балласта в обезвоженной нефти на этих же объектах без их расширения, повышения температуры нагрева, расхода деэмульгатора, а также без снижения производительности может быть снижено в 10 раз. Для этого установки переводят на режим работы в блоке с промысловой системой сбора и товарным парком. Кроме того, применяются встроенные секционные каплеобразователи. В наиболее общем виде такая схема представлена на рисунке 1.3 г. Применяя отдельные элементы этой схемы или весь комплекс, можно получить глубоко обезвоженную нефть при низких эксплуатационных затратах.

Один из вариантов принципиальной схемы обезвоживания, не предусматривающий никаких операций с нефтью в промысловых резервуарах, представлен на рисунке 1.3 д. В этих случаях, при использовании гидродинамических средств интенсификации коалесценции капель и расслоения потока, производительность отстойной аппаратуры может приниматься не менее 3 млн. т/год (на отстойник объемом 200м3), а температура нагрева в большинстве случаев не выше 40°С. Нагревательная печь и отстойник встраиваются в технологическую схему сбора и транспортирования нефти, а установка подготовки нефти как самостоятельный объект исключается, что позволяет сэкономить средства /4/.

1.3 Методы разрушения нефтяных эмульсий

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух жидкостей, нерастворимых или малорастворимых друг в друге, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Нефтяные эмульсии бывают двух видов: «нефть в воде» (гидрофильная) и «вода в нефти» (гидрофобная). Цвет эмульсии - от желтого до темно-коричневого, консистенция - от сметано - до мазеподобной.

Стойкость эмульсии зависит от наличия в ней эмульгаторов - веществ, растворимых в одной из жидкостей и образующих как бы пленку, обволакивающую капельки и препятствующую их слиянию. Эмульгаторы бывают гидрофильные и гидрофобные. К гидрофильным эмульгаторам, хорошо растворимым в воде и нерастворимым в нефти, относятся натриевые соли нафтеновых кислот, сульфокислоты и др.; к гидрофобным эмульгаторам, хорошо растворимым в нефти и нерастворимым в воде, - нафтенаты, тонкоизмельченные частицы глины, окислы металлов (особенно Ca, Mg, Fe, Al), смолисто-асфальтеновые вещества и др. Наличие эмульгаторов способствует образованию эмульсии, отвечающей по типу названию эмульгатора. Другая причина стойкости эмульсии - накопление зарядов статического электричества на каплях воды и твердых частицах. Под влиянием этих зарядов происходит взаимное отталкивание частиц воды.

Перерабатывать нефть с эмульсией нельзя, поэтому ее предварительно разрушают - деэмульгируют. Деэмульсацию нефти нужно проводить возможно раньше (т.к. свежие эмульсии разрушаются легче), с использованием высокоэффективных деэмульгаторов. Расход деэмульгаторов в зависимости от эмульсии составляет 20 - 50 г/т (нефти). Существуют различные способы удаления воды из нефти и разрушения эмульсии: механический, термический, химический, термохимический, электрический и комбинированный /4/.

1.3.1 Механические методы

К механическим методам относятся:

- отстаивание (за счёт разности плотности);

- центрифугирование (под действием центробежных сил);

- фильтрование (за счёт использования специальных гидрофильных фильтров, которые впитывают в себя воду).

Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию. Если размер взвешенных частиц более 0,5 мкм, то скорость оседания капель W воды или подъёма частиц нефти в воде подчиняется закону Стокса и рассчитывается по формуле (1.1):

, /5/ (1.1)

где W - скорость оседания глобул, м/с;

r - радиус глобул, м;

св, сн - плотности воды и нефти, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

м- динамическая вязкость среды, кг/м•с.

Из формулы (1.1) видно, что чем меньше частицы дисперсной фазы и разность плотностей воды и нефти, и чем больше вязкость среды, тем медленнее протекает процесс расслоения. Нагрев эмульсий ускоряет их разрушение, так как при этом возрастает растворимость в нефти защитной плёнки эмульгатора, уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плотностей /5/.

При центрифугировании вода и механические примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы f, величина которой определяется из уравнения (1.2):

, /6/ (1.2)

где K = (2·р/60)2;

m - масса капли воды, г;

R - радиус вращения, см;

n - число оборотов ротора в минуту.

Отделение воды от нефти при помощи фильтрования основано на избирательном смачивании веществ жидкостями /5/.

1.3.2 Термический метод

Эмульсию нагревают до температуры 45-80 ?С. При нагреве уменьшается вязкость нефти и увеличивается разность плотностей. Происходит оседание глобул воды согласно формуле Стокса (1.1). Но встречаются эмульсии, которые не разрушаются даже при 120 ?С. В этом случае прибегают к другим методам разрушения эмульсии или проводят процесс при более высоких температурах и с большей герметизацией во избежание потерь легких фракций /5/.

1.3.3 Химический метод

Этот метод основан на применении поверхностно-активных веществ (ПАВ), действующих как деэмульгаторы. Разрушение нефтяных эмульсий может быть результатом:

а) абсорбционного вытеснении действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью и меньшей прочностью адсорбционной пленки;

б) образования эмульсий противоположного типа (инверсия фаз);

в) разрушения абсорбционной пленки в результате химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором.

В результате на поверхности глобул образуется гидрофильный адсорбционный слой со слабой структурно-механической прочностью, т.е. происходит дестабилизация водонефтяной эмульсии. Образовавшиеся из стойких нестойкие эмульсии затем легко коалесцируют в крупные глобулы воды и осаждаются из дисперсионной среды (нефти). Именно стадия дестабилизации является лимитирующей суммарный процесс обезвоживания и обессоливания нефти. Она состоит, в свою очередь, из двух этапов: доставки деэмульгатора на поверхность эмульсии, т.е. транспортной стадии, являющейся диффузионным процессом; разрушения бронирующей оболочки, образованной эмульгатором нефти, или кинетической стадии.

Современные деэмульгаторы должны отвечать следующим основным требованиям:

- они должны обладать максимально высокой деэмульгирующей активностью, быть биологически легко разлагаемы (если водорастворимые), нетоксичными, дешёвыми, доступными;

- не должны обладать бактерицидной активностью (от которой зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и корродировать металлы.

Деэмульгаторы вводят непосредственно в нефтяные скважины, в трубопровод и в отстойные резервуары. Деэмульгаторы вытесняют с границы раздела фаз природный эмульгатор. На границе раздела фаз образуется новый слой, менее прочный. При сталкивании глобул воды слой разрушается, происходит их укрупнение и оседание. Для ускорения химического деэмульгирования нефть предварительно подогревается, и вместе с деэмульгатором поступает в отстойник, где происходит отделение водной фазы.

По характеру действия на нефтяные эмульсии деэмульгаторы делятся на электролиты, неэлектролиты и коллоиды.

К электролитам относятся некоторые минеральные и органические кислоты (соляная, серная, уксусная), щелочи (едкий натр, известь) и соли (поваренная соль, хлористый кальций, железный купорос). Действие электролитов различно. Одни из них снижают стабильность эмульсии, другие способствуют разрушению плёнки эмульгатора, третьи образуют нерастворимые осадки с солями, входящими в состав эмульсии.

Неэлектролиты, применяемые в качестве деэмульгаторов, - это органические соединения, способные растворять защитную плёнку эмульгатора, понижать вязкость нефти и тем самым способствовать осаждению частиц воды. К ним относятся бензол, сероуглерод, ацетон, спирты, фенол, эфиры, бензин и другие.

В группу деэмульгаторов - коллоидов входят ПАВ, способные преобразовывать исходную эмульсию в эмульсию противоположного типа, ослаблять и разрушать исходную плёнку эмульгатора. К таким веществам относятся ПАВ трех групп: анионоактивные, катионоактивные и неионогенные.

Анионоактивные ПАВ в водных растворах диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части молекулы и положительно заряженный радикал, и отрицательно заряженный остаток кислоты. К таким ПАВ относятся карбоновые кислоты и их соли, сульфокислоты и сульфосоли, сульфоэфиры, алкиларилсульфонаты (сульфонол) и алкилсульфонаты.

Катионоактивные ПАВ в водных растворах распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислот. Как деэмульгаторы эти ПАВ применяются крайне редко.

Неионогенные ПАВ в водных растворах ионов не образуют. К их числу относятся продукты конденсации окиси этилена с октилфенолами (деэмульгаторы ОП - 4, ОП - 7, ОП - 10 и другие), спирты (ОЭС), блок полимеры окиси пропилена и окиси этилена. Для разрушения нефтяных эмульсий применяют следующие реагенты - деэмульгаторы:

а) Импортные (диссольван, сепарол, третоляйт, петроляйт - 22);

б) Отечественные (реапон - 48, дипроксамин - 157). /4/

1.3.4 Термохимический метод

Термохимический способ заключается во введении в подогретую нефть деэмульгаторов. Он эффективен при использовании высококачественных деэмульгаторов. Более совершенный термохимический способ - обезвоживание нефти в герметизированной аппаратуре, где в присутствии деэмульгатора под давлением до 0,9 МПа нефть, предварительно нагретая в теплообменниках или печах до 150 - 155 °С, отстаивается от воды. Этот способ применяют при разрушении стойких эмульсий тяжелых нефтей /5/.

1.3.5 Электрический метод

Метод основан на использование электрического поля. Нефтяная эмульсия из-за содержания солей и воды является электропроводящей. Соль в глобулах воды находится в виде хаотично расположенных ионов.

При действии постоянного тока глобулы воды, попадая в пространство между электродами, поляризуются и превращаются в диполи. Под действием переменного электрического поля высокого напряжения капельки воды заряжаются и начинают двигаться по направлению силовых линий электрического поля. Одинаково заряженные капельки взаимно притягиваются и слипаются. Заряженные частицы воды движутся к противоположному по знаку полюсу, меняя направление движения, вследствие переменности поля, сталкиваются и слипаются. Подобные изменения капли претерпевают столь часто, сколь велика частота электрического поля. Это приводит к расшатыванию оболочки глобулы воды. При наибольшей напряженности поля наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются и оседают. Сила взаимодействия глобул воды F подчиняется формуле (1.3):

, /2/ (1.3)

где е - напряженность электрического поля;

r - радиус глобул;

d - расстояние между глобулами /2/.

1.3.6 Комбинированные методы

Наиболее часто на нефтепромыслах используют комбинированный метод разрушения нефтяных эмульсий. В нефтяную эмульсию подается реагент - деэмульгатор, который равномерно распределяется в ней за счет интенсивного перемешивания в насосе. Насосом данная смесь прокачивается через группу теплообменников, где происходит ее нагрев. Подогретая нефть поступает в теплообменники, где идет отделение от нефти пластовой воды. Обезвоженная нефть смешивается с пресной водой и подается в электродегидраторы, где происходит ее обессоливание.

При переработке нестойкой эмульсии процесс обезвоживания проводится в две ступени:

Термохимическая обработка;

Электрическая.

При разрушении стойких эмульсий предусматривается трехступенчатая обработка:

Термохимическая;

Электрическая;

Механическая.

При двухступенчатой работе электродегидраторов в сочетании с термохимической обработкой степень обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий достигает 98% и выше /5/.

2 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Сырьем для Северо-Альметьевской УКПН (САУКПН) является промысловая жидкость - водонефтяная эмульсия, поступающая из скважин по сборным нефтегазопроводам сначала в ГЗУ, затем в ДНС. Далее частично обезвоженная нефть поступает в Северо-Альметьевский товарно-сырьевой парк, предварительно пройдя две ступени сепарации, где от нефти отделяют попутный газ и частично обезвоживают. Дренажная вода далее поступает на очистные сооружения САТП, а нефть в емкости РВС № 20, 21, 17, 15. В РВС тоже происходит частичное обезвоживание нефти. После САТП сырая нефть насосами ЦНС 1000Ч180 передается на САУКПН где происходит обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Товарная нефть после САУКПН снова поступает на САТП в емкости РВС № 16, 14. Далее нефть через узел учета поступает на ЦПСН «Калейкино». На САУКПН, сверху стабилизационной колонны К-1 отбирается ШФЛУ, которая далее охлаждается и направляется на бензосклад, а затем на переработку в МГПЗ/7/.

Показатели сырья и готовой продукции приведены в таблицах 2.1 - 2.4.

Таблица 2.1 - Физико-химические свойства нефти

Наименование показателя	Поток на входе УКПН	Поток на выходе с УКПН
1	2	3
Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85	860-865	860-860
Вязкость кинематическая, мм2/с/ст по ГОСТ 33-82 - при 20 0С - при 50 0С	14,4 6,3	16,8 6,8
Содержание в нефти воды, % масс. по ГОСТ 2477-65: - солей, мг/л по ГОСТ 21534-76 - серы, % масс. по ГОСТ 1437-75 - парафина, %масс. по ГОСТ 11851-85 - смол, % масс. по ГОСТ 11858-66 - асфальтенов, % масс. по ГОСТ 11858-66 - сероводорода, мг/л метод «ТатНИПИнефть» - сульфида железа, мг/л метод «ТатНИПИнефть» - мехпримесей, % масс. по ГОСТ 6370-83	до 6 3000-5000 1,78 3,5 11,5 4,6 отс. 10-15 0,009	0,5 до 100 1,67 3,3 11,4 4,6 отс. 10-15 0,003
Фракционный состав по ГОСТ 2177-82: - начало кипения, 0С - до 100 0С - до 200 0С - до 300 0С	55 7,5 24,0 42,0	58 5,6 23,0 41,0
Температура застывания, 0С по ГОСТ 20287-71	ниже -18	-18
Компонентный состав, % масс СН4 С2Н6 С3Н8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 H2O C6 - 100 0C 100 - 200 0C 200 - 300 0C 300 - и выше

Таблица 2.2 - Физико-химические свойства ШФЛУ

Наименование показателя	Значение показателя
Давление, МПа	0,2-0,6
Температура, 0С	20-40
Плотность, кг/м3	550-600
Компонентный состав:, % масс. С2 С3 i-С4 n-С4 i-С5 n-С5 ?С6-С8	3,76 21,05 7,32 23,68 12,02 14,58 17,59
Содержание, % масс. : - серы по ГОСТ 1437-74 - сероводорода по ГОСТ 22985-90 - меркаптанов по ГОСТ 22-985-90 - влаги по ГОСТ 22985-90 - цветность по ГОСТ 2667-82	отс. отс. 0,002-0,004 отс. бесцветная

Таблица 2.3 - Физико-химические свойства добываемой воды

Наименование показателя	Значение показателя
Плотность по ГОСТ 3900-85, г/см3	1,075-1,080
рН	6,5-6,8
Полный состав воды, г/л по ОСТ 39-071-78 Cl- SO42- HCO3- Ca2+ Mg2+ K+ + Na+ нефтепродукты КВЧ	63,29 0,11 0,14 8,52 1,77 30,45 10-40 0,02-0,04
Содержание железа, мг/л	26,4-33,6
Содержание сероводорода, мг/л	0,9-2,89

Таблица 2.4 - Физико-химические свойства попутно добываемого нефтяного газа

№ п/п	Наименование показателя	Значение показателя
1.	Плотность, кг/м3	0,2-0,6
2.	Состав газа, % об. по ГОСТ 13379-77: CO2 O2 N2 CH4 C2H6	0.3 следы 13,4 45,7 18,6
2.	C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6H14	17,7 0,9 2,2 0,6 0,4 0,2
3.	Газовый фактор нефти, м3/т	0,094
4.	Теплотворная способность газа, ккал/м3	12000
5.	Содержание сероводорода, мг/100м3	11,24

3 Описание технологической схемы

Технологическая схема САУКПН представлена на рисунке 3.1.

Сырая нефть с содержанием воды до 6 %, солей 3000-5000 мг/л при температуре 8 0С из буферных резервуаров по сырью ( РВС-5000 м3 № 4, 15, 17 ) насосами Н-1 № 7, 8 прокачивается через кожухотрубчатые теплообменники группы Т-1 № 1-14, где нагревается за счет тепла стабильной нефти до 60 0С.

Подогретая нефтяная эмульсия поступает в горизонтальные отстойники ступени обезвоживания ГО № 1-8, где происходит отстой и отделение от нефти воды и значительного количества растворенных в ней солей.

Для увеличения температуры нефтяной эмульсии схемой предусматривается вариант подачи горячей нефти с температурой 150-170 0С после печей П-1 № 1,3 на прием горизонтальных отстойников.

Из отстойников ступени обезвоживания нефть поступает в шаровые отстойники обессоливания II и III - ступени ШО № 1,2,3,4, где происходит её окончательное обезвоживание и обессоливание.

Перед ступенью обессоливания в нефть насосами Н-8 подается теплая пресная вода с температурой 30-35 0С из системы циркуляционного водоснабжения в количестве 20-45 м3/час. Выделившаяся в отстойниках ступеней обезвоживания и обессоливания вода с температурой 50-60 0С, содержащая остаточный реагент подается в сырую нефть перед технологическими резервуарами по сырью на САТП.

Обезвоженная и обессоленная до установленной кондиции нефть из отстойников ступени обессоливания поступает в буферную емкость Е-7/2, откуда насосами Н-3 № 1-3 прокачивается через теплообменники группы Т-2 № 1-8 печи П-1 № 1,3 и поступает на стабилизационную колонну К-1.

Сверху стабилизационной колонны К-1 пары легких углеводородов поступают в аппараты воздушного охлаждения типа АВЗ и конденсаторы-холодильники кожухотрубчатого типа КХ № 1,4, где охлаждаются до 45 0С, конденсируются и поступают в буферную емкость Е-4. В качестве холодного теплоносителя в конденсатор-холодильниках используется вода из системы циркуляционного водоснабжения.

Для поддержания температурного режима в колонне ШФЛУ из буферной емкости Е-4 насосами Н-6 подается на орошение колонны К-1. остаточное балансовое количество перекачивается в бензоемкости Е №1-5 на бензосклад.

Неконденсированные газы и пары из бензосепаратора подаются на II ступень сепарации /7/.

Периодически из стабилизационной колонны К-1 отбирается растворитель парафинов. Пары углеводородов из средней части стабилизационной колонны К-1 отводятся в конденсаторы-холодильники кожухотрубчатого типа КХ № 2,3, где конденсируются и поступают в буферные емкости Е-8. В качестве холодного теплоносителя в конденсатор-холодильниках также используется вода из системы циркуляционного водоснабжения.

Стабильная нефть из нижней части колонны К-1 отводится под давлением колонны через теплообменники Т-2 № 1-8, теплообменники Т-1 № 1-14, где она отдает тепло нефти, идущей на подготовку и с температурой 40-45 0С поступает в технологические резервуары САТП по готовой нефти.

Схемой предусматривается возможность работы установки без блока стабилизации. В этом случае обессоленная нефть насосом Н-3 № 1-3 прокачивается через печь П-1, теплообменники Т-1 № 1-14 и с температурой 30-45 0С поступает в технологические резервуары товарного парка.

Все технологические процессы полностью автоматизированы. Основными определяющими условиями при решении вопросов автоматизации технологических процессов являются:

- обеспечение безопасности работы технологического оборудования на заданном режиме;

- сработка сигнализации при отклонении от заданных параметров работы технологического оборудования;

- получение информации о параметрах технологического процесса.

Схемой контроля и автоматизации предусматривается:

1. Регулирование расхода при помощи регулирующего устройства типа ПРЗ-31 и регулирующего клапана.

а) расхода нефти на установку

б) расхода нефти на колонну

в) расхода нефти по потокам П-1

г) расхода воды на ШО (2 потока)

д) расхода воды на ТП

е) расхода воды на ГО

ж) расхода воды на колонну

з) расхода бензина на орошение

и) расхода бензина на склад (по уровню)

2. Регулирование давления при помощи регулирующего устройства типа ПРЗ-31. и регулирующего клапана типа.

а) Р - нефти в Е-7/2, в колонне К-1

б) Р - воздуха в коллекторе

в) Р - воды в системе

г) Р газов - в ГРП

е) Р - в Е- 4 по ШФЛУ

3. Регулирование температуры при помощи термопары IXA-VIII

а) верха колонны

б) низа колонны

в) на выходе печей П-1 № 1-3

4. Регулирование уровня жидкости при помощи регулирующего устройства ПРЗ-31 и регулирующего клапана.

а) уровень нефти в Е-7/2

б) уровень в колонне регулятором РУПШ

в) уровень воды в градирне, РУБ-1

5. Регулирование межфазного уровня производится электропневматическими регуляторами уровня раздела фаз “Фаза-70”

а) в ГО “нефть-вода”

б) в ШО “нефть-вода”

в) в Е-4 “ШФЛУ-вода /7/.

4 Технико-технологические расчеты

4.1 Материальные балансы

4.1.1 Материальный баланс блока обезвоживания

Исходные данные для составления материального баланса:

1) Производительность установки по сырой нефти - 4,5 млн. т/год (513,7 т/ч)

2) Потери - 0,4 % (по каждой ступени)

3) Обводненность:

- эмульсии: 4,8% масс.;

- нефти после блока обезвоживания: 0,2% масс.;

- нефти после блока обессоливания: 0,2% масс.;

- товарной нефти: 0,2% масс.

4) Выход ШФЛУ - 1,82%, ШФЛУ - марки «Б»

5) Расход пресной воды: 7 т/ч на обессоливание.

Рассчитаем производительность установки по сырью. Для этого необходимо составить материальный баланс по ступеням в обратном порядке.

Материальный баланс блока обезвоживания приведен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Материальный баланс для блока обезвоживания

Приход	т/ч	% масс.	Расход	т/ч	% масс.
1) Нефтяная эмульсия а) сухая нефть б) вода	513,7 489 24,7	100 95,2 4,8	1) Обезвоженная нефть а) сухая нефть б) вода 2) Дренажная вода 3) Потери	488 487,02 0,98 23,66 1,96	95 94,8 0,2 4,6 0,4
Итого:	513,7	100,00	Итого:	513,7	100,00

Пояснения к составлению баланса: производительность установки = 4,5 млн т/год . 4500000 т/год / 8760 год/час = 513,7 т/час (нефтяная эмульсия)

4.1.2 Материальный баланс блока обессоливания

Материальный баланс блока обессоливания приведен в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Материальный баланс для блока обессоливания

Приход	т/ч	% масс.	Расход	т/ч	% масс.
1) Обезвоженная нефть а) сухая нефть б) вода 2) Пресная вода	488 487,02 0,98 7	100,00 99,80 0,2 1,43	1) Обессоленная нефть а) сухая нефть б) вода 2) Дренажная вода 3) Потери	486,11 485,14 0,97 7 1,9	99,6 99,4 0,2 1,43 0,4
Итого:	495	101,43	Итого:	495	101,43

4.1.3 Материальный баланс блока стабилизации

Материальный баланс блока стабилизации приведена в таблице 431

Таблица 4.3 - Материальный баланс для блока стабилизации

Приход	т/ч	% масс.	Расход	т/ч	% масс.
1) Обессоленная нефть а) сухая нефть б) вода	486,1 485,1 1	100,00 99,80 0,20	1) Стабильна нефть а) сухая нефть б) вода 2) ШФЛУ 3) Дренажная вода 4) Потери	474,8 473,85 0,95 9,35 0,05 1,9	97,7 97,5 0,2 1,9 0,005 0,4
Итого:	486,1	100	Итого:	486,1	100

Пояснения к составлению баланса: плотность ШФЛУ = 550 кг/м3, расход ШФЛУ = 17 м3/час =9,35 т/час

4.1.4 Сводный материальный баланс

Результаты рассчитанных материальных балансов заносятся в сводный материальный баланс, приведённый в таблице 4.4

Таблица 4.4 - Сводный материальный баланс установки

Приход	т/ч	тыс. т/год	% масс.	Расход	т/ч	тыс. т/год	% масс.
1 Эмульсия а) сухая нефть б) вода 2) Пресная вода	513,7 489 24,7 7	4500 4284 216 61,3	100 95,2 4,8 1,43	1) Стабильна нефть а) сухая нефть б) вода 2) ШФЛУ 3) Дренаж. вода 4) Потери	474,8 473,85 0,95 9,35 30,7 5,85	4159,2 4150,9 8,3 81,9 269 51,21	92,5 92,3 0,2 1,82 5,97 1,14
Итого:	520,7	4561,3	101,43	Итого:	520,7	4561,3	101,43

4.2 Технологический расчет блока обезвоживания и обессоливания нефти

4.2.1 Технологический расчет блока обезвоживания нефти

Через блок обезвоживания проходит 4,5 млн. тонн нефтяной эмульсии в год. Обводненность - 4,8% масс. Плотность нефти и воды - 865 и 1080 кг/м3 соответственно. Кинематическая вязкость нефти при 200С - 14,4 сСт, при 500С - 6,3 сСт. Диаметр капель воды d = 200 микрон = 210-4 м. Время отстоя - 0,7 час. Находим оптимальную температуру процесса обезвоживания, определяем количество отстойников объемом 200 м3 (D = 3,4 м; L = 21 м) для отстоя эмульсии.

По формуле Гросса определяется вязкость нефти при различных температурах:

где v1 и v2 - кинематическая вязкость нефти при t1=200С и t2=500С ;

В результате расчета определены:

30 = 9,98 сСт

40 = 7,7 сСт

50 = 6,3 сСт

60 = 5,35 сСт

70 = 4,65 сСт

Температура процесса обезвоживания принимается за 600С. Кинематическая вязкость переводится в динамическую:

, /8/ (4.2)

где и - динамическая и кинематическая вязкости, плотность нефти;

сПз = 4,6310-3 Пас.

Плотность эмульсии ():

. /8/ (4.3)

где - обводненность нефти, , - плотность нефти и воды;

кг/м3

Производительность блока:

т/сутки 14116,48 м3/сутки 588,2 м3/час.

Скорость осаждения воды в отстойнике:

/8/ (4.4)

где d - диаметр капель воды;

м/с.

Следовательно, при Re < 1 использование формулы Стокса для определения справедливо. Далее рассчитываются следующие величины:

h = 0,75D - h1, (4.6)

где h1 - высота коллектора, через который подается эмульсия в аппарат, м;

h1 = 0,7 м.

h = 0,753,4 - 0,7 = 1,85 м.

Скорость движения потока снизу вверх ():

, /8/ (4.7)

где h - высота слоя эмульсии в аппарате, м.

- время пребывания нефти в аппарате, ч.

Время отстоя по данным завода = 0,71 час. Эту величину можно легко рассчитать по работе действующей установки:

, /8/ (4.8)

где N - число параллельно работающих отстойников;

V0 - объем отстойника, м3;

VЧ - часовая производительность блока, м3/час.

м/ч = 0,000724 м/с

Зная w0 и UН можно рассчитать фактическую скорость осаждения:

/8/ (4.9)

м/с.

Далее определяют производительность одного аппарата (G) и необходимое число параллельно работающих отстойников (n) при заданной производительности.

, /8/ (4.10)

где S - площадь горизонтального сечения стандартного отстойника, м3;

Q - производительность блока отстойников, м3/ч.

S = 213,4 = 71,4 м3.

G = 71,40,0002885 = 0,0206 м3/с = 74,16 м3/ч.

аппарата.

Принимаем 8 аппарата объемом 200 м3. Число аппаратов совпадает с фактическим значением. /8/

4.2.2 Технологический расчет блока обессоливания нефти

На установку поступает обезвоженная нефть в количестве Q = 488 т/час с температурой 170С. 100Н = 865 кг/м3, 100Н20 = 1080 кг/м3, кинематическая вязкость нефти НЕФТИ = 6,810-6 м2/с, диаметр глобул воды - 210-4 м, время пребывания эмульсии в аппарате - 12 минут. Применяется аппарат объемом 600 м3, у которого диаметр - 5,3 м.

Определяем максимальную производительность электродегидратора для обессоливания нефти и необходимое число аппаратов.