«5г<
А
«Л»
ля повышения эффективности процессов флотации и электрофлотации в обрабатываемую сточную воду вводят химические реагенты, которые по механизму действия на дисперсные частицы подразделяются на две группы: коагулянты и флокулянты. Коагулянты — это электролиты, добавление которых в сточную воду приводит к объединению мельчайших дисперсных частиц в достаточно крупные соединения с последующим их осаждением. Механизм действия такого коагулянта, как сернокислый алюминий, заключается в следующем. При растворении сернокислого алюминия происходит его гидролиз:
AI2(SO4)3 о 2AI3+ + 3SO42",
А13+ + ЗН2О <-> AI (ОН)з + ЗН .
Образующаяся при этом гидроокись алюминия представляет собой хлопьевидный студенистый осадок, который, оседая, увлекает за собой дисперсные частицы (нефть и механические примеси). Так как этот процесс проходит активно в щелочной среде, то одновременно с коагулянтом добавляют аммиачную воду или известковое молоко (получаемое гашением извести). Кроме сернокислого алюминия, коагулянтами также являются хлорное железо, железный купорос.
 
Ф
J- Эл
локуляпты — это высокомолекулярные водорастворимые нолиэлек- троли! ы. Механизм их действия заключается в том, что длинные цени молекул полиэлектролита адсорбируются своими активными центрами (гидрофильными группами) на поверхности дисперсных частиц, что приводит к хлопьеобразованию (флокуляции). В отличие от коагуляции при флокуляции дисперсные частицы не контактируют друг с другом, а разделены мостиком из молекулярной цепи флокулянта. В качестве флокулянта используется водорастворимый полимер полиакриламид (ПАА).
Эффективность коагулянтов и флокулянтов существенно возрастает при их совместном применении в процессе очистки сточных вод. При этом дозировка флокулянтов в десятки или даже в сотни раз меньше, чем коагулянтов.
Лекция 17. ТИПЫ И КОНСТРУКЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ
Вертикальные цилиндрические стальные резервуары типа РВС представляют собой сварную конструкцию из стальных листов толщиной от 4 до 14 мм. Наиболее распространенные размеры листов: 1000x2000 мм и 1250*2500 мм при толщине 6-4 мм и 1500x6000 мм при толщине 8 > 4 мм.
Основные элементы вертикального стального резервуара - днище, корпус и крыша. Днище резервуара сварное из листов толщиной до 5 мм, расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от центра к периферии, равный 2 %. Уклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды. Вокруг фундамента для отвода ливневых вод устраивают кювет с уклоном в сторону канализации.
Корпус резервуара изготовляют в виде поясов, которые могут соединяться между собой тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык. Толщина поясов или одинакова по высоте, или возрастает к низу.
Крыши вертикальных стальных резервуаров бывают трех типов: плоские, конические и сферические. Резервуары с плоскими и коническими крышами рассчизаиы на избыточное давление в газовом пространстве 2000 Па и вакуум
Ill
250 Па, а резервуары co сферической крышей рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 0,02 МПа и вакуум 0,002 МГ1а.
Резервуары с плоскими крышами имеют наименьшее газовое простран
ство, поэтому в них меньшие потери нефти от испарения, что обеспечило наибольшее их использование на нефтяных месторождениях. Крышу резервуара собирают из крупноразмерных щитов заводского изготовления. Щиты представляют собой каркас из двутавров и швеллеров, к которому приварен листовой настил толщиной 2,5 мм. В середине резервуара щиты опираются на центральную стойку.
17.1. У ЧЕТ НЕФТИ
В резервуарных парках учитывают количество добытой в НГДУ нефти и товарной нефти. Под товарной нефтью понимается нефть, которую НГДУ передает нефтепроводным управлениям для ее дальнейшего транспортирования по магистральным трубопроводам или другими средствами.
Количество нефти учитывают двумя способами: намерением объема нефти в резервуарах и с помощью специальных узлов учета нефти на базе турбинных счетчиков «Турбоквант», «Норд» и «МИГ-400».
Для измерения объема нефти в резервуарах для каждого резервуара определяют его вместимость градуировкой.
Градуировочная характеристика резервуара — это документ, на основании которого учитывается товарная нефть, сданная нефтегазодобывающим предприятием нефтепроводному управлению.
У чет количества добытой, а также товарной, нефти ведут в массовых единицах (т) в соответствии со следующими правилами: 1) измеряют объем нефти; 2) измеряют среднюю температуру нефти; 3) определяют среднюю плотность нефти и приводят ее к температуре 20°С; 4) определяют содержание воды, солей и механических примесей.
Объем нефти определяют измерением уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре с последующим нахождением их объемов по градуировоч-ной характеристике. Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяют мерной лентой с миллиметровыми делениями и потом но специальной методике. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения уровня подтоварной воды посредством прикрепляемой к ним водочувствительной ленты. Для измерения применяют прорезные лоты длиной 300 мм. В качестве водочувствительного состава можно применять конторский клей, подкрашенный чернилами и нанесенный на бумажную ленту.
Измерение средней температуры нефти в резервуаре, определение средней плотности нефти и содержания воды, солей и механических примесей проводят при отборе и анализе проб нефти.
Поправку Д К„ м3, на объем нефти от изменения температуры стенки вычисляют по формуле:
(
• +1..
АУ, = 2-К-а-
Ч
где V - объем нефти, определенный по градуировочной характеристике резервуара; а = 12-10-6 °C"1 - коэффициент линейного расширения стали; - температура окружающего воздуха, °C; /„ - температура нефти.
Фактический объем нефти м3, находящийся в резервуаре, с учетом температуры вычисляют по формуле:
+ (17.2)
Для резервуаров, имеющих плавающее покрытие (плавающую крышку,
понтон), вводят поправку на наличие плавающего покрытия одним из следующих способов: исключением объема, вытесненного плавающим покрытием, или внесением поправки на уровень нефти.
Объем, вытесненный плавающим покрытием V,,, м3, определяют по формуле:
^'.=G.tp, (17.3)
где G„ - масса плавающего покрытия с учетом находящегося на нем обору-
• ft ft ft
дования, кг; р - плотность нефти, кг/м .
Фактический объем нефти в резервуаре Уф. м3, определяют по формуле
У Ф=У,тУ„, (17.4)
где Г,(1„ - объем нефти, определяемый по градуировочной характеристике резервуара. Поправку А//, мм, на уровень нефти от наличия плавающего покрытия рассчитывают по формуле:
1
(17.5)
2566 С. ?.Р '
где L„ - длина окружности нижнего пояса, м.
Фактическую высоту уровня Н, мм, нефти в резервуаре с плавающим
покрытием вычисляют по формуле:
H = (17.6)
где Н.и, высота уровня нефти в резервуаре, мм.
Массу брутто нефти в данном резервуаре вычисляют по формуле
(
*
•и
17.7)
где G6p- масса брутто нефти в резервуаре, т; Уф, - фактический объем нефти в резервуаре (без подтоварной воды), м ; р„ - средняя плотность нефти, приведенная к температуре Z =20 °C, т/м3.
Счетчик нефти турбинный «МИГ-400» предназначен для измерения количества нефти на пунктах учета. В его состав входят турбинный преобразователь расхода, магнитоиндукционный датчик НОРД-М2 и электронный блок НОРД-ЗМ.
Техническая характеристика счетчика Нефти турбинного «МИГ-400»
приведена ниже.
М
«X*
аксимальный расход, м3/сут 400
Вязкость нефти, м 2/с (3-40)10'
Условное давление, МПа 1,6; 2,5; 4,0; 6,3114
Т
-50 - + 50
емпература окружающей среды, °C
Потеря давления на преобразователе расхода, МПа,нс более
0,05
Основная относительная погрешность в нормированном диапазоне расходов, %
0,15-0,25
17.2. СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ
Потери легких фракций нефти при хранении ее в резервуарах обусловлены нарушением фазового равновесия между газовой и жидкой фазами в резервуаре при изменении уровня нефти в нем. Когда нефть поступает в резервуар, то, в соответствии с законом фазовых равновесий, часть наиболее легких углеводородов переходит из жидкого состояния в газообразное, создавая определенное парциальное давление каждого компонента в газовой фазе. Если уровень нефти в резервуаре поддерживается постоянным, то между углеводородами, находящимися в газовой и жидкой фазах, наступает состояние динамического равновесия, т. е. переход углеводородов из жидкого состояния в газообразное прекращается.
11ри повышении уровня нефти в резервуаре углеводороды, находящиеся в газовой фазе, выбрасываются через дыхательный клапан в атмосферу. При понижении уровня нефти в резервуар поступает воздух, парциальное давление углеводородов в газовой фазе снижается, и часть легких углеводородов вновь переходит из жидкого состояния в газообразное, т. е. идет про- - цесс испарения нефти. Таким образом при малых и больших дыханиях резервуара происходят потери нефти от испарения. Потери нефти будут меньше,
если нефть подвергалась углубленной сепарации.
Способы снижения потерь нефти от испарения подразделяются на: 1) уменьшение амплитуды малых дыханий; 2) уменьшение амплитуды больших дыханий; 3) исключение объема газовой фазы в резервуаре.
Уменьшение амплитуды малых дыханий достигается покрытием поверхности резервуаров лучеотражательными красками. Применение лучеот-
• • • « « * • *
«Г
*
    £
г
г
п
т
р
н
н
к
F
|
Скачать 7.55 Mb.
