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: