Материал: 2143

(нагрев нефти перед отстаиванием с возможным добавлением деэмульгаторов); электровоздействия (поляризация капель воды, способствующая их объединению); фильтрацию (для разрушения нестойких эмульсий) и центрифугование (разделение в поле центробежных сил).

Обессоливание нефти – удаление минеральных солей путем смешения предварительно обезвоженной нефти с пресной водой с последующ м повторным обезвоживанием.

таб л зац я нефти – отделение легких фракций (пропан-

4, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора в КССУ происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод (ГБЗ). Нефть из КССУИвместе с оставшейся водой насосом 2 подается в пароподогреватели 3, затем нагретая нефть поступает в отстойник 4 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 4 направляется на смешение с горячей обескислороженной пресной водой. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 5, где доводится до требуемой концентрации по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 5 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 6, а если содержание воды и

21

солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 6, подается прямо в вакуумный сепаратор 7. Вакуумные компрессоры 10 забирают из гидроциклонного сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 8 и гидроциклонного сепаратора 9

выделяется основное количество легких углеводородов. Си

РбАс. 3.2. Пр нципиальная технологическая схема установки комплексной теплохимической подготовки нефти:

1 – КССУ; 2 – сырьевой насос; 3 – пароподогреватель; 4, 5 – отстойники; 6 – электродегидратор; 7 – вакуумный сепаратор; 8 – холодильник; 9 – гидроциклонный сепаратор; 10 – вакуумный компрессор; 11 – резервуар товарной нефти; 12 – установка учета нефти; I – нефть с пластовойДводой и остатками газа; II – газ на газобензиновый завод; III – сухой газ; IV – сжиженный газ; V – газовый бензин; VI – вода и механические примеси на нефтеловушку; VII – деэмульгатор; VIII – горячая, частично обезвоженная вода; IX – пресная, обескислороженная вода; X – газовый конденсат на

ГБЗ; XI – товарная нефтьИ

Конденсат из сепаратора 9 отправляется на газобензиновый завод, а газ поступает на специальные установки для полной деэтанизации. Перед пароподогревателем 3 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также может вводиться вместе с подачей пресной воды перед отстойником 5. Данной системой предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

22

Прием (сдача) нефти для транспортировки по магистральным нефтепроводам осуществляется партиями. Каждая партия нефти, сдаваемая грузоотправителем для транспортировки, должна соответствовать требованиям к качеству, установленному ГОСТом и ТУ. Нефть не должна содержать свободного газа, что контролируется с помощью средств измерений на приемосдаточных пунктах (ПСП). На П П проводятся следующие операции: измерение объема и массы

природными характеристиками и свойствами: плотность, физикохимический состав, содержание серы, парафина, сероводорода, механических примесей, потенциальный отбор прямогонных фракций – бензиновых (начало кипения – 180 °С), керосиновых (180 – 240 °С), дизельных (240 – 350 °С), потенциальный выход базовых масел и свойства

23

как самой нефти, так и фракций – плотность, температура застывания, октановое и цетановое число, индекс вязкости масляных фракций, коксуемостьит.д.

24

Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, изменение их плотности при изменении давления все же

Плотномеры. Для определения плотности нефти используют специальные при оры плотномеры, называемые нефтеденсиметрами. Нефтеденсиметр – это при ор, который будучи помещенным в сосуд нефти со свободной поверхностью остается в полупогруженном состоянии, так что поверхность нефти указывает деление шкалы, соответствующее плотности жидкости. Прибор представляет собой запаянный стеклянный баллон, содержащий внутри шкалу с делениями, градуированную в единицах плотности (кг/м3). В нижней части прибора расположен утяжелитель, подобранный таким образом,

чтобы средняя плотность прибораДбыла близка к плотности нефти. Принцип действия плотномера основан на законе Архимеда, согласно которому вес нефти в погруженной части прибора должен быть равен весу самого прибора. Естественно, что в зависимости от плотности нефти, прибор погружается на ту или иную вполне определенную глубину. Нефтеденсиметры выпускаются с делениями шкалы от 0,0005 до 0,005 кг/м3.

И

Вязкость нефти является одной из фундаментальных характеристик этой жидкости. На рис. 3.3 представлен фрагмент потока нефти. Стрелками изображены скорости отдельных слоев течения. Пусть dσ – площадка между соседними слоями нефти. Если ввести ось у, перпендикулярную к этой площадке, то распределение скоростей

25