Оптимизация конструкции и технологических режимов агрегата для разделения водонефтяной эмульсии в электрическом поле при подготовке нефти на промыслах

• Автор: Павленко, Павел Павлович
• Шифр специальности: 05.02.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2001
• Место защиты: Краснодар
• Количество страниц: 173 с.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Современное состояние проблем обводненности нефти
и решения этой задачи
1.1. Эмульсия как форма существования воды в нефти
1.2. Аномальная стабильность водонефтяных дисперсных систем
и факторы ее определяющие
1.3. Механизм разрушения водонефтяных эмульсий
1.4. Технологические аспекты обезвоживания и обессоливания
нефти
1.5. Аппараты для обезвоживания и обессоливания нефти
1.6. Цель работы и задачи исследования
2. Математическое моделирование процесса разделения
водонефтяной эмульсии в электрическом поле
2.1. Особенности изучения процесса разделения водонефтяной эмульсии в электрическом поле
2.2. Физические основы процесса разделения водонефтяной эмульсии в электрическом поле
2.3. Математическое описание процесса разделения водонефтяной эмульсии
2.4. Приведение исходной задачи к виду автомодельной функции
2.5. Анализ возможностей использования автомодельной функции
3. Исследования эффективности применения различных деэмульгаторов
в процессах обезвоживания нефти
3.1. Общие сведения об использовании деэмульгаторов в процессах подготовки нефти
3.2. Методика определения качественных показателей деэмульгаторов
3.3. Определение типа деэмульгатора для конкретного состава обрабатываемой нефти
3.4. Определение оптимальной температуры процесса обезвоживания нефти с выбранным деэмульгатором
3.5. Определение оптимальных технологических параметров процесса обезвоживания нефти с деэмульгатором Диссольван-4411
Исследования процесса разделения водонефтяной эмульсии в электрическом поле
4.1. Выбор факторов влияющих на моделируемый процесс агрегата для обезвоживания и обессоливания нефти
в электрическом поле
4.2. Описание экспериментальной пилотной установки
4.3. Принцип работы экспериментальной пилотной установки
4.4. Условия проведения эксперимента
4.5. Методика проведения эксперимента
4.5.1. Определение количества измерений в каждой серии
4.5.2. Выбор метода реализации плана эксперимента
4.5.3. Задание пределов изменения заданных значений исследуемых факторов
4.6. Математическая обработка результатов экспериментальных исследований
4.6.1. Аналитическое представление результатов испытаний
4.6.2. Исследование критических режимов функционирования электрод егидратора
4.6.3. Метод графического представления зависимости расстояний между электродами от обводненности нефти
4.6.4. Графоаналитический метод определения оптимальной производительности агрегата
Оптимизация технологических режимов разделения водонефтяной эмульсии в электрическом поле
5.1. Выбор критериев оптимизации процессов разделения водонефтяной эмульсии в электрическом поле
5.2. Условия проведения эксперимента
5.3. Методы и средства экспериментального определения положения уровня раздела фаз «нефть-вода»
5.4. Экспериментальные методы определения положения уровня раздела фаз
5.4.1. Методика измерения проводимости
водонефтяной эмульсии
5.4.2. Методика проведения эксперимента
5.4.3. Анализ результатов исследования
5.5. Основная концепция методики регулирования уровня
раздела фаз
Внедрение оптимизированной конструкции агрегата
для разделения водонефтяной эмульсии в электрическом поле
в промышленности
6.1. Технологическая схема подготовки нефти ЭЛОУ месторождения Долни-Добнинск
6.2. Основные параметры оптимизированной конструкции агрегата для разделения водонефтяной эмульсии в электрическом поле.
6.3. Принципиальная электрическая схема и комп
6.4. Система регулирования уровня раздела фаз
в электродегидраторе

Повышенное содержание солей в нефти так же ухудшает качество остаточных продуктов переработки: снижается растворимость и растяжимость битумов, увеличивается зольность котельного топлива. Присутствие солей в газотурбинном топливе приводит к ускоренному разрушению лопаток турбин.
При высоких температурах в присутствии воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с образованием хлористого водорода и соляной кислоты как, например, при реакциях
м^а2 + н2о ^ Мрона + на (1.6)
MgCI2 + 2H20 <-> Mg( ОН )2 + 2НС
Это активизирует коррозионные процессы, причем скорость гидролиза и его глубина с повышением температуры увеличиваются. Зависимость степени превращения и абсолютного количества образовавшейся соляной кислоты от содержания солей в нефти представлена на рисунке 1.9 [52].

Содержание солей д нефти, г/м
Рисунок 1.9 - Зависимость степени превращения и абсолютного количества образовавшейся соляной кислоты от содержания солей
в нефти