- •Аннотация
- •Введение
- •1. Литературный обзор
- •1.1. Общие сведения о нефти
- •1.2. Основные физические свойства нефтей
- •1.2.1. Плотность
- •1.2.2. Средняя температура кипения нефтяных фракции
- •1.2.3. Молярная масса
- •1.2.4. Давление насыщенных паров (днп)
- •1.2.5. Вязкость
- •1.2.6. Теплота сгорания
- •1.2.7. Оптические свойства
- •1.3. Классификация нефтей
- •1.3.1. Химическая классификация
- •1.3.2. Технологическая классификация
- •1.4. Необходимость подготовки нефти
- •1.5.Стабилизация нефти
- •1.6. Обессоливание и обезвоживание нефтей
- •1.6.1. Общие сведения о водонефтяных эмульсиях
- •1.6.2. Устойчивость эмульсий. Эмульгаторы и стабилизаторы эмульсий
- •1.6.3.Способы деэмульгирования
- •1.6.3.1. Центрифугирование
- •1.6.3.2. Фильтрация
- •1.6.3.3. Химический метод разрушения эмульсий
- •1.6.3.4. Холодный отстой (гравитационное разделение)
- •1.6.3.5.Термохимическое деэмульгирование
- •1.6.3.6. Электрическое деэмульгирование нефтяных эмульсий
- •2. Технологическая часть
- •2.1. Выбор и обоснование технологической схемы производства
- •2.2. Характеристика сырья и готовой продукции
- •2.2.1. Физико-химические свойства пластовой воды
- •2.2.2. Характеристика попутного нефтяного газа
- •2.2.3. Характеристика продукции упн
- •2.2.4. Физико-химические свойства реагентов
- •2.3 Технологическая схема производства
- •Исходные данные для расчета
- •2.4. Материальный баланс производства
- •2.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
- •Исходные данные для расчета
- •Определение мольной доли отгона n
- •Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
- •Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
- •Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
- •Материальный баланс сепарации первой ступени
- •2.4.2. Блок отстоя
- •Материальный баланс блока отстоя
- •2.4.3. Блок электродегидраторов
- •Материальный баланс блока электродегидраторов
- •2.4.4. Сепаратор ксу
- •Исходные данные для расчёта (см.Табл.2.8)
- •Определение числа молей выделившегося газа n
- •Мольный баланс процесса сепарации на ксу
- •Массовый баланс сепаратора ксу
- •Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе ксу
- •Материальный баланс сепарации ксу
- •2.4.5. Общий материальный баланс установки подготовки нефти
- •Материальный баланс установки
- •2.5. Расчет основного оборудования
- •2.5.2. Блок отстоя
- •Состав эмульсии блока отстоя
- •Массовая доля и плотность компонентов нефти
- •3. Механическая часть
- •3.1 Исходные данные для конструктивного расчета аппарата
- •3.1.1 Выбор материала
- •3.1.2 Расчет толщины стенки цилиндрической обечайки
- •3.1.3. Допускаемое напряжение
- •3.1.4. Толщина стенки днищ (крышек)
- •3.2. Проверка напряжений в стенке обечайки и днищах аппарата при проведении гидравлических испытаний
- •3.2 Расчет опор горизонтального аппарата
- •3.3. Эксплуатация
- •3.3.1 Назначение, применение, технические характеристики и классификация отстойника горизонтального
- •3.3.2 Устройство и принцип действия
- •3.3.3. Порядок пуска и остановка отстойника горизонтального
- •3.4. Ремонт и монтаж оборудования
- •3.4.1. Организация технического обслуживания горизонтального отстойника
- •3.4.2 Характерные неисправности и способы их устранения
- •3.4.3. Порядок сдачи оборудования в ремонт
- •3.4.4. Порядок проведения ремонта
- •3.4.5. Монтаж оборудования после ремонта
- •3.4.6. Гидравлические испытания после ремонта
- •3.5. Специальная часть
- •3.5.1. Расчет фланцевых соединений
- •3.5.2. Расчет болтов
- •4. Экономическая часть
- •4.1. Расчёт капитальных вложений и стоимости основных и оборотных средств
- •4.2 Экономическая оценка проекта.
- •5. Кип и автоматизация производства
- •5.1. Структура и контроль управления
- •5.2. Степень автоматизации
- •5.3. Объекты автоматизации
- •5.4. Описание функциональной схемы блока отстойников
- •6. Безопасность и экологичность проекта
- •6.1. Обеспечение безопасности работающих
- •6.1.1. Характеристика условий труда
- •6.1.2. Средства индивидуальной защиты и компенсация производственных вредностей
- •6.1.3. Электробезопасность, молниезащита и защита от статического электричества
- •6.2. Оценка экологичности проекта
- •6.2.1. Защита атмосферы
- •6.2.2. Защита гидросферы
- •6.2.3. Защита литосферы
- •6.3. Чрезвычайные ситуации
- •6.3.1 Аварийные ситуации на установке и мероприятия по ликвидации аварии
- •6.3.1.2 Отключение электроэнергии
- •6.3.1.7 При пожаре
- •Заключение
- •Список использованных источников
1.6.3.4. Холодный отстой (гравитационное разделение)
Гравитационное разделение эмульсий может осуществляться как без деэмульгаторов, так и с введением деэмульгаторов. Деэмульгаторы не применяют для этой цели в том случае, когда содержание пластовой воды в нефти достигает 50% и более и если отсутствуют эмульгаторы, способствующие образованию стойких эмульсий.
Характерная особенность способа – почти полное исключение расхода тепла на технологические нужды. Обезвоживание протекает без нагревания эмульсии, либо с незначительным ее подогревом.
Применение деэмульгаторов, нагнетаемых в нефтесборную систему, создаёт возможность разлагать эмульсии в трубопроводах.
Успешное обезвоживание нефтяной эмульсии обработкой её деэмульгатором в газонасыщенном состоянии объясняется следующим образом. Газонасыщенная водонефтяная эмульсия при ее движении по трубопроводу не может быть окончательно стабилизирована. Большая турбулентность потока, в котором происходит процесс разгазирования как нефти, так и пластовой воды, сопровождается непрерывным дроблением и влиянием капель воды. Это приводит к постоянному обновлению их поверхности, что препятствует образованию и упрочению защитных слоев на каплях эмульгированной воды. Введение деэмульгатора в газонасыщенную нефть с последующим ее разгазированием на конечной или промежуточной ступени сепарации, сопровождающимися интенсивным дроблением и слиянием капель, а также перемешиванием, обеспечивает в короткий промежуток времени доведение его до каждой капли эмульгированной воды.
Деэмульгатор как более поверхностно-активное вещество, заняв место на каплях эмульгированной воды, препятствует образованию защитных слоев из природных эмульгаторов. В результате капли могут свободно сливаться и выделяться из нефти в виде свободной воды при создании соответствующих условий.
Обработка эмульсий этим способом значительно повышает активность деэмульгаторов, снижает температуру обезвоживания, сокращает его расходы и общее время разрушения и отстаивания. Исследования показали высокую
эффективность обработки нефтяной эмульсии в газонасыщенном состоянии с использованием эффекта ее предварительного разгазирования на первых ступенях сепарации, позволяющим осуществлять обезвоживание нефти без нагревания с использованием ее естественного тепла и значительно повышать эффективность деэмульгатора.
В основу данного способа холодного отстоя положено исключение двух таких факторов, обычно имеющих место в промысловой практике, как эмульгирование воды в нефти и стабилизация капелек в результате адсорбции на их поверхности природных эмульгаторов, образующих защитный слой. При движении нефти и воды (смеси) по стволу скважины, а затем по нефтесборным коллекторам за счет перемешивания в электропогружных и глубинных насосах, перепадов давления на штуцерах и запорной арматуре, выделения газа при падении давления ниже давления насыщения и др., происходит механическое распределение воды в виде капель в нефтяной среде (первая стадия образования эмульсии -- диспергирование воды в нефти). Вторая стадия - образование защитных слоев на каплях воды завершается в основном в резервуарах сырьевых и товарных парков, когда нефть полностью уже разгазирована и находится длительное время в спокойном состоянии. При этом устойчивость эмульсий резко возрастает до такого состояния, когда практически без воздействия температуры или других влияний они уже не могут быть разрушены.
В то же время при движении газонасыщенной эмульсии в системах нефтесбора с высокой турбулентностью (до первой ступени сепарации) и выделении газа из нефти и воды процесс формирования защитных слоев на поверхностях капель диспергированной воды за счет постоянного их обновления не может быть окончательно завершен. Очевидно, что интенсивность перемешивания - обновления поверхностей и, особенно разгазирования капелек пластовой воды наиболее эффективно будет проявляться при создании большого перепада давления. Вводимый деэмульгатор (в этом случае как более активное вещество), адсорбируясь на каплях воды, исключает возможность образования на них защитных слоев из природных эмульгаторов. Эффект от введения деэмульгатора возрастает с ростом газонасыщенности нефти.