Этапы проектирования (2)

метки: Подготовка, Установка, Нефть, Процесс, Товарный, Следовать, Поверхностный, Стабилизация

Специфика современного рынка нефтегазодобывающего комплекса, природно-климатические условия и социальная инфраструктура районов добычи заставляют непрерывно искать пути повышения рентабельности производства, совершенствования процесса управления и планирования. При этом, в самом общем случае, основными способами увеличения эффективности предприятий являются оптимизация и модернизация производства, снижение производственных потерь и технологического расхода энергоносителей, увеличение достоверности и скорости получения информации, необходимой для принятия управленческих решений.

Автоматизация технологических процессов и автоматизированное управление являются сегодня одним из основных путей достижения следующих долговременных целей:

• эффективности всех технологических процессов основного и вспомогательного производства;
• преимущественной ориентации на безлюдные энергосберегающие технологии;
• безопасности технологических процессов и обслуживающего персонала;
• выполнение требований по защите окружающей среды.

Производственные объекты нефтедобычи относятся к сложным, связанным материальными и информационными потоками, объектам, имеющими отличительные особенности:

• территориальнаяраспределенность объектов контроля и управления;
• большие материальные потоки и высокое рабочее давление;
• пожаро- и взрывоопасность технологических установок и трубопроводов;
• жесткие климатические условия;
• наличие параллельных технологических линий, требующих согласования нагрузок;
• большое количество параметров контроля и управления.

Автоматизированные системы управления ТП решают следующие задачи:

• выполнение установленных производственных заданий по объемам и качеству товарной продукции;
• обеспечение надежной и эффективной работы основных и вспомогательных производственных объектов;
• своевременное обнаружение и ликвидация отклонений и предупреждение аварийных ситуаций;
• снижение непроизводительных потерь материально-технических и топливно-энергетических ресурсов и сокращение эксплуатационных расходов;
• обеспечение противоаварийной и противопожарной защиты объектов с целью повышения экологической безопасности производства;

Технологические процессы бурения, добычи и транспортировки нефти и газа характеризуются значительным числом параметров, определяющих ход этих процессов, наличием внутренних связей между параметрами, их взаимным многообразным и сложным влиянием друг на друга и на течение всего процесса. Для того чтобы решить задачу создания системы оптимального автоматического управления технологическим процессом, необходимо его изучить, определить степень влияния характеризующих его параметров на выходные качественные и количественные показатели процесса.

Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП)

... развития технических средств производства характеризуется определенным уровнем развития технологии. В свою очередь, каждый уровень развития технологии определяет соответствующий уровень автоматизации технологических и производственных процессов, реализуемых системой управления. Автоматизированная система управления технологическими процессами как компонент общей ...

1.1. Стадии предпроектного исследования

К поступающей на транспортировку и переработку нефти предъявляются довольно жесткие требования по содержанию эмульгированной воды, хлористых солей, механических примесей и других веществ, обуславливающих и в значительной степени определяющие качественные характеристики получаемых нефтепродуктов, сроки службы дорогостоящих катализаторов, скорость коррозии оборудования и сроки межремонтных пробегов технологических установок. В связи с этим подготовка нефти к переработке, осуществляемая на электрообессоливающих установках НПЗ и на промыслах, является важнейшим звеном в цепочке процессов переработки нефти и получения качественных нефтепродуктов.

В качестве объектов исследования была взятаКарабашскаяустановка комплексной подготовки нефтипредназначена для проведения полного комплекса подготовки и частичной переработки девонской сырой нефти с целью получения – товарной стабильной нефти, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), дистиллята (фракции прямогонного бензина) и компонента дизельного топлива.

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) в настоящее время состоит из четырех блоков:

• блока обезвоживания и обессоливания нефти;
• блока стабилизации нефти;
• первого и второго блоков получения компонента дизельного топлива.

Вследствие естественного падения добычи нефти установка была подвергнута реконструкции. После реконструкции комплексная подготовка нефти производится на первом блоке, блок — обезвоживания-обессоливания и стабилизации нефти , а второй блок используется для производства компонента дизельного топлива. Проектная производительность блока получения компонента дизельного топлива составляет 16 тыс. т/год.

Технологическая схема установки комплексной подготовки нефти представлена в приложении 1.

«Разработка сепаратора для гидроочистки дизельного топлива» содержит ...

... жестко [11]. 1.2 Особенности технологических процессов гидроочистки дизельного топлива 1.2.1 Механизм процесса гидроочистки В процессе гидроочистки дизельных фракций протекают следующие реакции: 1) Гидрирование ... кислородсодержащих соединений до образования соответствующих углеводородов и воды. В процессе гидроочистки происходит гидрирование ненасыщенных и ароматических углеводородов. Параллельно ...

Технология подготовки нефти на УКПН основана на следующих процессах:

• обезвоживании и обессоливании нефти путем промывки пресной водой нагретой нефти и отстоя, воздействия химических реагентов в электрическом поле высокого напряжения с получением товарной нефти, осуществляемый на блоке обезвоживания-обессоливания;
• нагрев и разделение на фракции товарной нефти в ректификационной колонне с получением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и стабильной товарной нефти, осуществляемый на блоке стабилизации;
• нагрев и разделение на фракции стабильной нефти в ректификационной колонне с получением дистиллята (фракции прямогонного бензина), компонента дизельного топлива и легкого мазута, осуществляемый на блоке получения компонента дизельного топлива.

Установка комплексной подготовки нефти обеспечивается сырьём из резервуаров сырой нефти Карабашского узла подготовки нефти. Товарная стабильная нефть направляется в резервуары товарного парка УКПН. ШФЛУ отводится в емкости бензопарка УКПН, а дистиллят и компонент дизельного топлива отводятся в емкости промежуточного хранения, откуда через пункт отпуска нефтепродуктов отгружаются потребителям.

Технологические блоки установки размещаются на открытых площадках на единой территории Карабашского узла комплексной подготовки нефти.

Для начала рассмотрим технологию процесса обессоливания и обезвоживания на исследуемой УКПН, а так же уровень автоматизации установки для рассматриваемых процессов.

Блок обезвоживания и обессоливания нефти

Сырая нефть из резервуаров товарного парка после предварительного сброса воды с содержанием воды не более 10 % масс.и температуре 15 ¸ 20 ^о С поступает на прием сырьевых насосов Н-101/1¸3. Нефть насосами Н-101/1¸3 подается в теплообменники Т-108/А,В,С,Д,Е,F, Т-101/ А,В,С,Д,Е,F (по пучку), где подогревается до 60 ^о С за счет тепла стабильной товарной нефти, уходящей с блока. На прием сырьевых насосов Н-101/1¸3 может подаваться деэмульгатор. Расход нефти после насосов Н-101/1¸3 измеряется регистрирующим расходомером поз. 300.

Подогретая нефть после теплообменников поступает в отстойники О-3¸8, работающие параллельно. В отстойниках О-3¸8 регулятором давления поз.200 поддерживается рабочее давление 0,6 МПа (6,0 кгс/см² ).

Вода, отстоявшаяся в отстойниках О-3¸8, направляется на вторую ступень сепарации товарного парка.

Из отстойников О-3¸8 нефть с содержанием воды не более 2 % масс.поступает в электродегидраторы ЭГ-1,2 на обессоливание. Электродегидраторы могут работать как параллельно, так и последовательно. На вход каждого электродегидратора через диспергаторы подается промывочная вода, подогретая паром в теплообменнике ТП-500 и деэмульгатор. Нефть в электродегидраторах подвергается воздействию электрического поля напряжением до 26000 В, подаваемого на два горизонтальных электрода. В результате осуществляется процесс укрупнения и отделения капель соленой воды из нефти. Соленая вода из электродегидраторов ЭГ-1,2 по уровню направляется на вторую ступень сепарации товарного парка.

Установки подготовки нефти упн

... нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН – установка по комплексной подготовке нефти. ... методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды. аппараты-электродегидраторы В то же ...

Расход нефти, подаваемой на электродегидраторы ЭГ-1,2, измеряется отдельными регистрирующими расходомерами поз. 303/1,2. Расход воды замеряется расходомерами поз. 301 и 302. Межфазный уровень в электродегидраторах поддерживается автоматически регуляторами уровня поз. 405 и 406. При нормальном режиме в электродегидраторах поддерживается межфазный уровень в пределах 20 ¸ 40 % шкалы прибора регулятора уровня поз. 405 и 406.

Обессоленная нефть с содержанием воды не более 0,2 % масс.и солей не более 100 мг/л из электродегидраторов ЭГ-1,2 поступает в промежуточные емкости Б-1,2. Емкости Б-1,2работаютпри полном заполнении, поддерживаемые регуляторами уровней поз. 407, 408. Нефть из емкостей Б-1,2забирается насосом Н-102/1,2 и через регулирующий клапан поз. 304г подается на блок стабилизации. Расход нефти после насоса Н-102/1,2 регулируется и регистрируется регулятором расхода поз. 304, а давление регистрируется прибором поз. 202.

Аппараты для разделения водонефтяных эмульсий с применением электрических полей называются электродегидраторами. По типу используемого напряжения их делят на электродегидраторы, работающие на напряжении промышленной частоты и электростатические дегидраторы (или разделители), работающие на постоянном электрическом токе.

Электродегидраторы создавались на основе отстойников всех типов: вертикальных, шаровых и горизонтальных.

Во всех промышленных образцах электродегидраторов распределительные устройства располагаются так, чтобы обеспечить вертикально восходящий поток жидкости.

Рис. 1.1. Горизонтальный электродегидратор ЭГ200-10

1 — корпус; 2 — изолятор; 3 — верхний электрод; 4- нижний электрод; 5 — сборник обессоленной нефти; 6 — трансформатор; 7 — ввод высокого напряжения; 8 — сборник соленой воды; 9 — промывочный коллектор; 10 — распределитель нефти. Потоки I — выход обессоленной нефти; II — вход нефти; III — удаление шлама; IV — ввод воды на промывку аппарата; V — выход дренажной воды.

Горизонталь­ныеэлектродегидраторы имеют диаметр 3-3,4 н и объем 80 и 160 м³ . Повышение расчетного давления и температуры играет большую роль, так как позволяет проводить глубокое обезвожи­вание и обессоливание трудно обессоливаемых нефтей.

Электроды в горизонтальномэлектродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25-40 см.

В корпусе 1 аппарата размещены электроды (верхний 3 и нижний 4), подвешенные на изоляторах 2, распределитель 10 нефти, сборник 8 соленой воды, два сборника 5 обессоленной нефти и промывочный коллектор 9. На корпусе электродегидратора смонтированы трансформатор 6 и ввод 7 высокого напряжения. Каждый электрод разделен на две равные части, которые для обеспечения равномерной загрузки трансформатора соединены так, что каждая половина верхнего электрода соединена с другой половиной нижнего электрода.

Нефть, вводимая в середину распределителя 10, равномерно распределяется по всему сечению аппарата и после промывки в слое воды, уровень которой поддерживается автоматически выше распределителя на 200 — 300 мм, движется вертикально вверх. При этом нефть сначала в объеме между уровнем раздела нефть — вода и плоскостью нижнего электрода обрабатывается в слабом электрическом поле, а затем в сильном электрическом поле между электродами, после чего собирается сборниками обессоленной нефти 5 и выводится из аппарата. Различие в напряженности электрического поля позволяет вначале обеспечить выделение из эмульсии более крупных глобул воды и таким образом разгрузить зону между электродами для выполнения более сложной задачи — отделения мелких капель воды. Соленая вода собирается в нижней части электродегидратора сборником 8 и выводится из аппарата. Для промывки аппарата без его вскрытия предусмотрен промывочный коллектор 9, отверстия в котором направляют струи воды на стенки корпуса.

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.

На нижнем уровне реализуются следующие основные функции:

— сбор и обработка сигналов с датчиков;

— передача управляющих сигналов на исполнительные механизмы;

На среднем уровне реализуются следующие основные функции:

— контролеры принимают и обрабатывают информацию с датчиков;

— выдающие управляющие сигналы исполнительным механизмам для регулирования технологического процесса;

На верхнем уровне реализуются следующие функции:

— автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, обеспечивают сбор и хранение информации о технологическом процессе;

— выдача команд дистанционного управления и настройка параметров работы системы.

Объем автоматизации.

Системой автоматизации Карабашской УКПН НГДУ «ИРКЕННЕФТЬ» предусмотрено следующее [Приложение 2]:

• измерение давления нефти на входе и выходе печи производится прибором cдистанционной передачей установленным по месту (РТ)
• измерение уровня нефти осуществляется датчиком с дистанционной передачей (LT)
• предусмотрено автоматическое управление системой блокировки ЭГ (NS)
• установлен датчик для измерения давления нефти с сигнализацией по предельному верхнему и нижнему значению (РА)
• Соленая вода из ЭГ отводится в дренажную линию УКПН по уровню через регулятор (LY)

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) после реконструкции состояла из четырех блоков:

• блока обезвоживания и обессоливания нефти;
• блока стабилизации нефти;
• первого и второго блоков получения компонента дизельного топлива.

В настоящее время технология подготовки нефти основана на следующих процессах:

• обезвоживания и обессоливания нефти путем промывки пресной водой и воздействия химических реагентов в электрическом поле высокого напряжения с получением товарной нефти, осуществляемых на блоке обезвоживания и обессоливания;
• нагрева и разделения на фракции товарной нефти в ректификационной колонне с получением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и стабильной нефти, осуществляемых на блоке стабилизации;
• нагрева и разделения стабильной нефти на фракции в атмосферных ректификационных колоннах первого и второго блоков с получением прямогонного бензина, растворителя нефтяного, компонента дизельного топлива и печного нефтяного топлива.

Установка обеспечивается сырьём из товарного парка Карабашского промышленного узла.

Продукты подготовки и переработки нефти направляются:

– товарная нефть в резервуары товарного парка;

– широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в бензопарк;

– прямогонный бензин и растворитель нефтяной в емкости промежуточного хранения;

– компонент дизельного топлива и печное нефтяное топливо (марки С или Т) в емкости промежуточного хранения.

Из емкостей промежуточного хранения продукты через наливную установку отгружаются потребителям.

Все процессы подготовки и переработки нефти осуществляются в закрытой герметизированной системе оборудования и трубопроводов.

Основное технологическое оборудование всех блоков установки комплексной подготовки нефти размещается на открытых площадках Карабашскогопромузла.

Комплекс технических средств.

На данной установке используются следующие типы датчиков:

1. Датчик давления, манометр МТ-4У

Технические характеристики

1. Уровнемер УБП

Преобразователь предназначен для контроля уровня жидкости или уровня раздела двух несмешивающихся жидкостей в системах автоматического контроля технологических процессов с повышенными требованиями к пожаробезопасности. Преобразователи используются в химической, нефте и газодобывающих отраслях промышленности совместно с регистраторами и исполнительными механизмами, работающими от стандартного пневматического сигнала 20–100 кПа. Преобразователи с маркировкой, А предназначены для эксплуатации на АЭС.

Наименование параметра	Значение
Погрешность измерения, %	±0,5; ±1,0; ±1,5
Климатическое исполнение (для температуры окружающей среды)	— УХЛ 3.1 (от -45 до +50°С) — ХЛ 2 (от -45 до +50°С или от -45 до +70°С по заказу) — Т (от минус 10 до плюс 45°С)
Питание	сжатый воздух давлением 140 кПа
Масса, кг	7,2 (ПИУП-11,21) 13,92 (ПИУП-12,22) 32,04 (ПИУП-13) 14,3 (ПИУП-14) 37,04 (ПИУП-15)

1. Расходомер ДКН, «Метран”

Расходомеры электромагнитные Метран-370 предназначены для измерений объемного расхода электропроводных жидкостей, пульп, эмульсий и т.п. Представляют собой российский аналог расходомеров электромагнитных серии 8700.

Основные преимущества:

— простая установка в трубопровод через одно отверстие;

— установка в трубопровод без остановки процесса (специальная конструкция);

— минимальная вероятность утечек измеряемой среды;

— более низкие потери давления и меньшие длины прямолинейных участков по сравнению с расходомерами на базе сужающих устройств;

— существенное снижение стоимости монтажа и обслуживания благодаря интегральной конструкции;

— легкость взаимодействия с существующими контрольными системами или вычислителями расхода посредством интеллектуального протокола коммуникаций HART® и Modbus;

— простота перенастройки динамического диапазона;

— высокая надежность, отсутствие движущихся частей.

• Измеряемые среды: газ, пар, жидкость
• Параметры измеряемой среды:
  • температура: -40…400°С — интегральный монтаж, -40…677°С — удаленный монтаж;
  • избыточное давление в трубопроводе 25 МПа
  • Диаметр трубопровода, Ду, мм: 50…1800 (для Annubar 485); 12,5…50 (для AnnubarDiamond II+)
  • Пределы измерений расхода рассчитываются для

конкретного применения

• Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений массового (объемного) расхода до ±1%
• Самодиагностика
• Наличие взрывозащищенного исполнения
• Средний срок службы — 10 лет
• Межповерочный интервал — 2 года
• Внесен в Госреестр средств измерений под №25407-05, cертификат №21682/1

1.4. Эскизное проектирование

На данной установке используются следующие типы датчиков: расходомер ДКН, «Метран”; Уровнемер УБП; датчик давления, манометр МТ-4У. Мной были изучены технические характеристики данных устройств и предложены взамен ЭКМ-1У, САПФИР-22ДУ преобразователь уровня, расходомер нефти и нефтепродуктов M-Pulsе, чьи технические характеристики, конструктивные особенности по многим показателям выше.

ЭКМ-1У

Манометр с электроконтактной приставкой предназначен для управления внешними электрическими цепями в схемах сигнализации, автоматики и блокировки технологических процессов. ЭКМ производства ЗАО «Росма» изготавливаются на базе общетехнических манометровТМ-510 и ТМ-610 с диаметрами корпусов 100 мм и 150 мм соответственно. После установки электроконтактной приставки манометр технический становится полноценным ЭКМ.

Максимальный ток1 А

КорпусIP40

Максимальная разрывная мощность контактов30 Вт, 50 В·А

Пределы допускаемой основной погрешности срабатывания электрической схемы в % от диапазона показаний±1

Основные различия типов электроконтактных приставок

Подключение:

Корпус: Тип II — Ø100; 150 мм.

Межпроверочный интервал 2 года

Электрическая схемаодноконтактная Исп. I (ОЗ), Исп. II (ОР)

двухконтактная Исп. IV (ЛЗПЗ), Исп. V (ЛРПЗ) или Исп. VI (ЛЗПР)

Тип контактовс магнитным поджатием

Максимальное напряжение−220 В, ~380 В

Прибор Сапфир-22ДУ предназначен для контроля за уровнем жидкости в системах автоматического контроля и управления технологическими процессами со взрывоопасными условиями с выдачей стандартного токового выходного сигнала об измеряемом уровне на вторичную аппаратуру. В состав прибора входят: преобразователь, буек с тросовой подвеской, флакон с демпферной жидкостью.

Основные технические характеристики

Наименование параметра	Значение
Погрешность измерений, %	± 0,5; ± 1,0
Выходной сигнал, мА	(0—5) (код 05); (0—20) (код 02); (4—20) (код 42) постоянного тока для Сапфир-22Ду, Сапфир-22Ду-Вн; (4—20) (код 42) постоянного тока для Сапфир-22Ду-Ех
Климатическое исполнение (для температуры окружающего воздуха)	УХЛ 3.1 (от +5 до +50 °С или от +1 до +80 °С) У2 (от -30 до +50 °С или от -40 до +80 °С)* Т3 (от -10 до +55 °С или от -20 до +80 °С)
Взрывозащита	Взрывонепроницаемая оболочка, маркировка «1ExdIIВT4/H 2 » (для преобразователей«Сапфир-22ДУ-ВН»); Искробезопасная цепь, маркировка «0ExiaIICT6X» (для преобразователей Сапфир-22ДУ-Ex).
Температура контролируемой жидкости	от -50 до +120 °С, при использовании теплоотводящего патрубка температура может быть от -50 до +150 °С, при температуре от -200 до -50 °С и от +150 до +450 °С преобразователи используются в качестве индикаторов уровня
Напряжение питания	36 В постоянного тока для Сапфир-22Ду, Сапфир-22Ду-Вн; 24 В постоянного тока для Сапфир-22Ду-Ех (питание должно осуществляться от искробезопасных выходов блоков БПС-24, или БПС-90, или ПТС-4, или других аналогичных блоков).
Потребляемая мощность	не более 1,2 В·А

Расходомер нефти и нефтепродуктов M-Pulse

M-Pulse – самый быстродействующий и точный ультразвуковой расходомер в линейке компании Thermo FisherScientific для коммерческого учета нефтепродуктов. В то же время этот прибор компактный, простой в установке, взрывобезопасный и не требует сложного технического обслуживания, что экономит деньги и время заказчика. Расходомер M-Pulse имеет непревзойденную точность и повторяемость, поэтому идеально подходит для коммерческого учета нефтепродуктов вплоть до высоковязких. В системе используется 4-х канальная ультразвуковая технология времени пролета (TransitTime), а также компенсация температуры, давления и плотности для обеспечения максимальной точности измерения, которая может быть достигнута в приборах измерения расхода. Особенности:

• Т очность:

  ±0,15% свыше диапазона расхода 4:1 от измеренного значения;

  ±0,20% свыше диапазона расхода 10:1 от измеренного значения;

  ±0,25% свыше диапазона расхода 20:1 от измеренного значения

• Повторяемость: ±0,05% от измеренного значения
• Диапазон расхода: от -12,2 м/с до +12,2 м/с автоматическое измерение расхода в двух направлениях
• Диапазон вязкости: до 150 сантистокс
• Рабочая температура: -электроники: от -40°C до +85°C — сенсоров: от -40°C до +120°C

В процессе проектирования установки комплексной подготовки нефти я внедрила SCADAсистему InTouch от компании Wonderware. WonderwareDevelopmentStudio — это интегрированная среда разработки приложений (IDE) InTouch. SCADA система InTouch – мощный человеко-машинный интерфейс (HMI) для промышленной автоматизации, управления технологическими процессами и диспетчерского контроля. В России SCADA активно применяется для создания DCS (распределенных систем управления) и других АСУ.

Программный пакет InTouch 9.5:

• Повышение эффективности работы производства
• Увеличение возможностей инженерного проектирования и рост технической производительности
• Упрощение и ускорение процедуры изменения, обновления и модификации в рамках множества приложений благодаря технологии WonderwareSmartSymbols
• Визуализация и управление производственными процессами посредством удобных в использовании среды разработки и набора графических средств.
• Создание и развертывание гибких приложений. Возможности расширения
• Высокая способность связи
• Соответствие требованиям FDA 21 CFR Part 11
• Преимущества интеграции программных и аппаратных решений
• Программный пакет InTouch: сертификат и право использования логотипа Microsoft «DesignedForWindows® XP»

Широко известное в мире программное обеспечение человеко-машинного интерфейса InTouch® HMI от компании Wonderware, предназначенное для визуализации и управления производственными процессами, предоставляет удобные в использовании среду разработки и набор графических средств. Версия 9.5 предлагает ряд существенных преимуществ, что позволяет значительно повысить производительность и эффективность производства. Приложения InTouch достаточно гибкие, чтобы удовлетворить как текущие, так и будущие потребности без необходимости в дополнительных инвестициях и усилиях. Доступ к универсальным приложениям InTouch обеспечивается с различных мобильных устройств, маломощных сетевых клиентов, компьютерных узлов и через Интернет. Кроме того, открытый и расширяемый интерфейс InTouch предлагает широкие возможности взаимодействия с множеством устройств промышленной автоматизации. Техническую производительность можно значительно повысить, используя для создания приложений InTouch HMI. Новые технические возможности позволяют существенно облегчить работу инженерного персонала и сократить время, необходимое для разработки, модификации и развертывания приложений. При совместном использовании InTouch 9.5 и IndustrialApplicationServer возможности инженерного проектирования увеличиваются еще больше

Новые функциональные возможности проектирования и разработки

1.5. Техническое проектирование

Расчет подаваемого количества реагента

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхностную адсорбционную пленку стойких эмульсий, — деэмульгаторами. Количество деэмульгатора, необходимого при обессоливании нефти зависит от многих факторов: от природы нефти, степени ее подготовки на промыслах и количества деэмульгатора, оставшегося в нефти после этой подготовки, от эффективности применяемого деэмульгатора.

На современном отечественном нефтеперерабатывающем заводе считается вполне достаточным обессоливание нефтей до содержания хлоридов 3…5 мг/л и воды до 0,1 % мас.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением. Поверхностно-активные вещества обладают способностью понижать поверхностное натяжение. Это свойство обусловлено тем, что добавленное поверхностно-активное вещество избирательно растворяется в одной из фаз дисперсной системы, концентрируется и образует адсорбционный слой — пленку поверхностно-активного вещества на границе раздела фаз. Снижение поверхностного натяжения способствует увеличению дисперсности дисперсной фазы, а образование адсорбционного слоя — своеобразного панциря на поверхности глобул — препятствует и коалесценции при отстаивании.

Проблема предотвращения образования стойких эмульсий остается актуальной для большинства разрабатываемых месторождений.

Для интенсификации разрушения нефтяных эмульсий должна быть обеспечена беспрепятственная коалесценция глобул воды. При этом необходимо оптимизировать выбор рациональных точек подачи и объема дозировки деэмульгатора.

В промысловых условиях достаточно сложно проводить эксперимент по определению расхода реагента с целью достижения оптимального диаметра глобулводы. Поэтому создание математической модели для получения соответствующихданных расчетным путем и есть задача оптимизации процесса деэмульсации.

Ниже приведена методика расчета оптимального количества реагента.

Для примера рассмотрим расчет количества реагента для Ромашкинского месторождения.

Рассчитываем теоретически максимальный диаметр глобул воды по формуле:

(1)

где – вязкость среды;

— плотности обеих жидкостей.

Введеновскогоместорождения, имеющей следующие характеристики:

— плотность воды, ρ1= 1186 кг/м³

— плотность нефти, ρ2= 820 кг/м³

— вязкость нефти, µс= 306,55 сст.

м

Поверхностное натяжение на границе нефть- вода рассчитывается по формуле:

(2)

где σ– поверхностное натяжение, мН/м;

k– постоянная капилляра;

– объем выдавливаемой капли. Для определения постоянной капилляра, поверхностное натяжение замеряют на границе дистиллированная вода/криоскопический бензол. При этом криоскопический бензол должен иметь следующую характеристику: показатель преломления 1,502; плотность 0,8790.

(3)

где 34,96– поверхностное натяжение бензола на границе с дистиллированной водой;

— плотности жидкостей;

– объем капли берется как среднее из 10 определений.

По результатам на сталагмометре определяют размер капли. Объем капли при работе с обычными аналитическими пипетками составляет около 0,002 см³ .

=47, 76

мН/м

Принимаем, что диаметр глобулы воды и поверхностное натяжение связаны зависимостью:

(4)

где z= 6,19 – величина, зависимая от свойств вещества, определенная экспери-ментальным путем. Поверхностное натяжение в свою очередь зависит от концентрации подаваемого реагента.

g- ускорение свободного падения.

м

Оптимальной считается такая концентрация, при которой диаметр глобулыводы d максимально приближен к величине dmax.

На основании проведенного эксперимента получена прямая зависимостиповерхностного натяжения от концентрации(рис.1).

Получили значения поверхностного натяжения при различных концентрациях реагента в нефтяной эмульсии.

Рис. 1. Зависимость поверхностного натяжения на границе нефть-вода

от концентрации подаваемогодеэмульгатора

Таким образом, используя данную математическую модель, можно без проведения большого количества лабораторных экспериментов рассчитать необходимое количество подаваемого реагента в нефтяную эмульсию для оптимизации процесса деэмульсации скважинной продукции на установках подготовки нефти.