Анализ работы и проверочный расчет основных аппаратов УПН-500 на основе реальных промысловых данных, страница 7

Продолжение таблицы 2.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
21.09.2011	1852	63	1,034	5964	772	3,20	0,935	95226	74,4	0,135	0,904	25,5	42,2
22.09.2011	1426	58	1,032	5262	840	2,40	0,939	171033	73,4	0,105	0,903	25,5	40,8
23.09.2011	1486	59	1,032	4946	792	2,40	0,935	80433	77,3	0,13	0,903	26	41,1
24.09.2011	1422	57	1,036	4444	825	2,00	0,918	65186	77,1	0,135	0,903	25,5	40,9
25.09.2011	1476	56	1,035	5145	825	2,40	0,935	102875	74,4	0,09	0,903	25,5	41,1
26.09.2011	1526	68	1,035	6841	991	3,20	0,935	57138	73,6	0,09	0,902	25	42,2
27.09.2011	1394	63	1,035	6315	898	2,80	0,934	67664	70,3	0,09	0,903	24,5	40,8
28.09.2011	1460	65	1,034	7367	873	3,20	0,938	72646	73,2	0,105	0,903	25,5	42,4
29.09.2011	1458	66	1,035	5964	854	1,80	0,939	84947	78,4	0,09	0,903	26,5	41,5
30.09.2011	1514	61	1,032	6432	957	2,80	0,937	120160	78,4	0,09	0,903	26	40,9

Рис. 2.1.

Рис. 2.2.

Рис. 2.3.

Рис. 2.4.

Рис. 2.5.

Рис. 2.6.

Рис. 2.7

Рис. 2.8.

Рис. 2.9.

Рис. 2.10.

Рис. 2.11.

Рис. 2.12.

          Присутствие воды в нефти значительно удорожает ее транспортировку, приводит к коррозии аппаратуры и энергозатратам. Конденсация и механические примеси, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий. Образование устойчивых эмульсий приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание нефти, а также оказывает отрицательное влияние на окружающую среду.

          Как видно из рис. 2.2. остаточное содержание воды в товарной нефти не превышает 0,18 %масс., что говорит о глубоком обезвоживании сырой нефти. Содержание воды в товарной нефти полностью соответствует стандартам качества по обезвоживанию нефти [9].

          Нефть, поступающая на УПН-500, содержит много солей, что нежелательно для дальнейшей ее переработки. Нефть поступает на установку с содержанием солей 12-85 тыс. мг/дм³. Согласно представленным данным  на рис.2.4. за указанный период нефть была обессолена до содержания солей 22-27 мг/дм³.

          На рис. 2.5., 2.6. представлена динамика изменения плотности сырой и товарной нефтей. Как видно из рис. 2.5 плотности находятся в пределах 0,940 –0, 988 г/см³ для сырой нефти и 0,901 – 0,904 г/см³ для товарной.

          Сырая нефть поступала на установку с плотностью 0,981 г/см³. Такая нефть относится к тяжелой, за счет высокого содержания в ней асфальто-смолистых веществ.

          После подготовки нефти до требований ГОСТ плотность нефти составляет 0,903 г/см³.

          На рис. 2.8. представлена динамика изменения давления насыщенных паров (ДНП) сырой и товарной нефтей. Как видно из рис 2.8. давление насыщенных паров сырой нефти находится в пределах 70,3- 78,4 кПа и 40,8-42,4 кПа для товарной.

Исходя из полученных данных, можно сделать выводы: