165536 (739802), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Электроды в горизонтальном электродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25-40 см.
Ввод сырья в горизонтальный электродегидратор осуществляется через-расположенный вдоль аппарата горизонтальный маточник. Поступая в аппарат, нефть попадает в слой отстоявшейся воды, а затем - в зону под электродами, в межэлектродное пространство, и, наконец, в зону над электродами. В верхней части дегидратора располагаются выкидные коллекторы обработанной нефти. Достоинством этой конструкции является большой путь движения нефти и время ее пребывания в аппарате, так как ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегидраторах. При этом улучшаются условия отстаивания воды.
Кроме того, в горизонтальном электродегидраторе крупные частицы воды выпадают из нефти еще до попадания в зону сильного электрического поля, расположенную в межэлектродном пространстве. Поэтому в нем можно обрабатывать нефть с большим содержанием воды, не опасаясь чрезмерного увеличения силы тока между электродами.
Рис. 7. Горизонтальный электродегидратор типа ЭГ.
Сравнение эффективности электродегидраторов различной конструкции показывает несомненные преимущества горизонтальных аппаратов. Удельная производительность последних в 2,6 раза больше, чем шаровых, а удельный расход металла - на 25% меньше.
Режим обессоливания. Температура и давление процесса обессоливания во многом зависят от конструкции аппарата. Большое значение имеют свойства обессоливаемой нефти. Многие нефти хорошо обессоливаются при 70-90°С. Однако для таких нефтей, как ромашкинская, особенно в тех случаях, когда они поступают с промыслов плохо подготовленными, приходится повышать температуру обессоливания до ПО-160°С. Повышение температуры обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия работы изоляторов.
Важное значение имеет равномерная подача в нефть деэмульгатора. Расход деэмульгаторов на ЭЛОУ составляет: НЧК-ог 500 до 5000 а/т, ОЖК-от 20 до 60 а/г. ОП-10 - от 35 до 50 г1т нефти. Деэмульгатор НЧК подается в нефть в чистом виде, а неионогенные деэмульгаторы - в виде 2-5%-ных водных растворов.
В нефть также подается щелочь, которая необходима для создания при обессоливании нейтральной или слабощелочной среды. В такой среде ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры. Расход щелочи составляет до 50 г/т нефти.
2. Характеристика исходного сырья
Добываемая из скважин эмульсия представляет собой многофазную систему, состоящую из нефти, пластовой воды и попутных нефтяных газов. Нефть представляет собой химически сложную компонентную смесь, состоящую из метановых, нафтеновых, ароматических групп углеводородов.
Физико-химические свойства нефтей. Таблица 1.
| № п\п | Наименование показателей | Месторождения | |||||
| Комарьинское | Солкинское | Западно-Солкинское | Быстринс кое | Вачемское | Карьяунское | ||
| 1. | Плотность, кг/м3по ГОСТ 39000-85 | 878 | 878 | 872 | 862-914 | 903 | 915 |
| 2. | Вязкость кинематическая, кв2/с (сет) по ГОСТ 33-82: при 20 С при 50 С | 26,28 14,71 | 32,37 10,09 | 21,22 7,27 | 43,6 25,6 | 69 20 | 116,68 26,55 |
| 3. | Содержание в нефти, % масс. воды, ГОСТ 2477-65: солей, мг/л ГОСТ21534-76 серы по ГОСТ 1437-75 парафина по ГОСТ 11851-86 смол по ГОСТ 11858-66 асфальтенов по ГОСТ 11858-66 меркаптанов сульфида железа мех.примесей по ГОСТ 11858-66 | 85-90 230 1,23 19,33 4,10 0,01661 0,0205 | 86-90 115,14 1,4 4,4 8,3 3,35 0,0034 0,01153 | 85-90 58,96 0,99 3,04 3,5 3,07 0,00292 0,0227 | 60,0-85 3447,4 0,9-2,3 2,4-5,2 4,8-12,8 1,8-4,2 0,08 | 40,0-65 3950 1,3 2,4 7,6 3,0 0,2348 | 15,0-30 186,43 - 2,5 15,84 1,98 0,0191 |
| 4. | Фракционный состав по ГОСТ 2171-82, % от начала кипения: до 100 С до 200 С до 300 С до 350 С | 90 1,0 19,0 26,7 | 75 2,0 23,0 36,3 | 87 1,4 20,0 40,0 | 86 4,5 12,0 47,0 | 86 6,0 15,0 30,0 | 97 0,8 5,4 17,8 |
| 5. | Температура застывания, ГОСТ 20287-74 | -10 | -2 | -4 | -30,0 | -30,0 | - |
| 6. | Температура вспышки, ГОСТ 6356-75 | 38 | 36 | 28-35 | 24-37 | 37 | |
Физико-химические свойства попутных газов. Таблица 2
| № п\п | Наименование показателей | Месторождения | |||||
| Комарьинское | Солкинское | Западно-Солкинское | Быстринс кое | Вачемское | Карьяунское | ||
| 1. | Плотность, кг/м3 | 0,772 | 0,801 | 0,7601 | 0,772 | 0,720 | 0,6817 |
| 2. | Состав газа по ГОСТ 13379-77, %:СO2азот, N2метан, CH4этан, С2Н6пропан, C3H8п-бутан, п-C4H10изобутан, и-C4H10 | | | | | | |
| 3. | Газовый фактор, м3/т | 41,0 | 47,0 | 25,0 | 42,0-71,0 | 49,0 | - |
| 4. | Теплотворная способность газа, Q, ккал/м3 | - | - | 8686,18 | 8580,24 | 8670,52 | 8022,83 |
Физико-химические свойства пластовых вод. Таблица 3
| № п\п | Наименование показателей | Месторождения | |||||
| Комарьинское | Солкинское | Западно-Солкинское | Быстринс кое | Вачемское | Карьяунское | ||
| 1. | Плотность по ГОСТ 3900-85, кг/м3 | 1011,5 | 1004 | 1010,5 | 1003,8 | 1012 | 1011 |
| 2. | pH пластовых вод | 7,2 | 7,2-7,4 | 7,4-7,6 | 7,0-8,5 | 7,5 | 7,8 |
| 3. | Ионный состав воды, мг/л: | 60,0 | 12,0 | 36,0 | - | - | - |
| | 254,2-360 | 268,4 | 305,0 | 293-2600 | 600 | 1281 | |
| | 9,3 | 3,0 | 3,4 | - | - | 1,01 | |
| | 8801,7 | 6369,4 | 9304,2 | 7910,4 | 9300 | 8491 | |
| | 184-200 | 218,4 | 214,4 | 144-263,5 | 200 | 220,4 | |
| | 48,8-15,0 | 42,7 | 58,6 | - | 16 | 36,5 | |
| | 5025,5 | 3914,6 | 5825,9 | 5324,2 | - | 5663,1 | |
| 4. | Массовая доля железа, мг/дм3 | 0,98-25,0 | 0,27 | 0,55 | 0,65-30,0 | 15 | 4,3 |
| 5. | Содержание взвешенных частиц, мг/л | 50 | 45 | 53 | 20,0-220,0 | 6,1-160 | - |
| 6. | Вязкость, сСт. | 13,6 | 10,8 | 15,7 | - | - | - |
В нефти содержатся в небольших количествах смолы, асфальтены и растворенные в них в разных количествах газы: азот, сероводород, окись углерода и другие, а также пластовая вода в зависимости от обводненности нефтяной эмульсии с растворенными в ней минеральными солями. По внешнему виду нефть представляет собой маслянистую жидкость от светло-коричневого до почти черного цвета. Содержание тех или иных компонентов могут различаться даже в несколько десятков раз, поэтому нефти добываемые с разных месторождений смешиваются. И таким образом получается сырье с почти постоянными физико-химическими свойствами.
Физико-химические свойства нефтей Комарьинского, Солкинского, Западно-Солкинского, Быстринского, Вачимского, Карьяунского месторождений представлены в таб. 1. Физико-химические свойства газов и пластовых вод преведены в таб.2 и таб.3.
3. Технологическая схема первичной подготовки нефти
3.1. Описание технологического процесса установки подготовки нефти (УПН)
3.1.1. Описание технологической схемы
Технологический процесс установки подготовки нефти (УПН) осуществляется по следующей схеме (рис 8). Частично обезвоженная нефть с обводненностью до 20%, температурой 35-45 С и под давлением 0,14-0,2 МПа с установки УПСВ”Б” поступает в сепараторы С1-С3 для разгазированния нефти.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
