Поступающая нефть

Cтраница 4

Для условий товарного парка Бавлинской ЭЛОУ-2 были проведены исследования процесса сепарации в резервуарах при смешении двух нефтей различных составов. Расчетная схема процесса приведена на рис. 4.12. Схема предусматривает отбор части газированной нефти из подводящего трубопровода второй ступени сепарации и последующий ввод ее в основной поток, прошедший сепарацию, перед резервуарами. Исходные данные для расчета приведены в таблице 4.5. Количество поступающей нефти в расчете было принято равным 1 тонне, или 1000 кг. [46]

Изменения в составе нефтей неблагоприятно сказываются на работе установок АВТ, усложняют ведение технологического режима, Контроль за выпуском продукции. В ряде случаев состав поступающей смеси нефтей не является оптимальным для заданного ассортимента выпускаемой продукции. Часто на заводах планируется выработка флотского мазута, когда смесь поступающих нефтей весьма благоприятна для получения дизельного топлива. В результате народному хозяйству наносится ущерб. [47]

В связи с этим вопрос об использовании газа и сокращении потерь бензина на нефтеперерабатывающих заводах не может быть исключен ни в случае осуществления реконструкции АВТ на действующих заводах, ни в случае проектирования АВТ для нефтеперерабатывающих заводов, намечаемых к строительству. Исходя из вышеуказанных соображений, в настоящее время на нефтеперерабатывающих заводах прорабатываются различные технологические схемы дестабилизации поступающей нефти. [48]

К резкому увеличению коммерческих потерь ведут раз - личного вида донные отложения ( смолисто-парафинистые, механические примеси и т.п.) в резервуарах для приема нефти. Эти отложения на некоторых предприятиях занимают почти 30 % объема резервуара и являются источником больших коммерческих потерь. Депо в том, что, как правило, приемосдаточные трубы и замерный люк резервуара расположены на одной стороне резервуара, где в результате размывающего действия поступающей нефти отложений бывает намного меньше, чем на противоположной стороне резервуара. Поэтому рулетка показывает в зоне размыва уровень нефти всегда выше, чем средний уровень по резервуару. [49]

Из нагретой в печи и поступающей в колонну нефти в виде паров удаляется - 20 % бензина ( М 1СО) и дизельного топлива ( М 180) - 30 / 6 от общего количества поступающей нефти. Для отпарки нефтепродуктов снизу подается - 2 % водяного пара. [50]

Схема керосиновой батареи. [51]

Правильный режим керосиновой батареи устанавливается не сразу. Сначала все кубы дают одинаковые погоны; постепенно, однако, между дестиллатами с различных кубов начинает проявляться известная разница в температуре кипения и удельном весе. Действительно, первый куб батареи в процессе ее работы все время пополняется свежей нефтью вместе с содержащимися в ней легкими ее частями, причем эти последние частью отгоняются из первого куба, частью же вместе с избытком поступающей нефти переливаются во второй и ближайшие кубы и отгоняются уже из них. [52]

Для этого в ней установлены отбойники грубой Ни тонкой 5 очисток газа. Нижняя сепарационная емкость обеспечивает полную сепарацию нефти. Сепарационный блок устанавливается на высоком основании 20 для обеспечения движения отсепарированной нефти самотеком до резервуарного парка. Поступающая нефть по лотку 12 попадает на распределитель 8, обеспечивающий равномерный сток ее через патрубок 6 в нижнюю емкость. Далее нефть движется по лотку 4 тонким слоем, что повышает эффективность сепарации. Патрубок 15 предусмотрен для выхода от-сепарированного газа из нижней в верхнюю емкость и для выравнивания давления в них. Системой автоматики предусмотрены регулирование уровня нефти в сепараторе и автоматическая защита при аварийном превышении уровня. Механический регулятор 17 с исполнительным механизмом 19, установленным на сливной линии, поддерживают заданный уровень в сепараторе. Механический регулятор 14 с исполнительным механизмом 13 на входе в сепаратор обеспечивают защиту при аварийном взливе нефти в сепараторе. Для измерения уровня нефти в сепараторе применяется буйковый уровнемер 3 типа УБ-51-04. Для сигнализации об аварийном превышении уровня жидкости используется датчик 2 типа ДПУ-1, для сигнализации о предельном давлении - электроконтактный манометр 16 типа ВЭ-16-РБ. На верхней сепарационнои емкости установлен предохранительный клапан 7 для сброса газа при избыточном давлении. Автоматизированные блочные концевые сепара-ционные установки выпускаются производительностью 1000, 2000 и 5000 м3 / сут. [53]

График зависимости Kf ( Q при ЛГ125 мм и А60 мм. [54]

Влияние б на К, увеличивается с уменьшением QB. Механизм такого влияния состоит в следующем. Толщина слоя оказывает влияние на концентрацию уловленной нефти за счет того, что от 6 зависят размеры нефтяного скопления. При малых б размеры нефтяного скопления невелики и поэтому любое изменение количества поступающей нефти, которое зависит от б, сильно влияет на размеры скопления и тем самым на характер поступления нефти из скопления в улавливающий патрубок. С ростом толщины слоя увеличиваются и размеры скопления, что создает благоприятные условия для эвакуации нефти из него. В этом случае дальнейшее увеличение размеров скопления, вызываемое ростом б, уже не повышает концентрации уловленной нефти, которая и без того достигла предела. [55]

Чтобы обеспечить надежность и экономичность процесса обессо-ливания, необходимо выбрать соответствующий теплоноситель для нагрева нефти. Водяной пар, особенно в промысловых условиях, весьма дорог. Поэтому на многих установках вместо пароподогревателей устанавливают печи, применяя в качестве топлива газ или нефть. Однако при подогреве нефти в печах возникает опасность прогара печных труб, так как в поступающей нефти содержится много солей и механических примесей. Чтобы устранить эту опасность, в печах нагревают хорошо обезвоженную и обессоленную нефть, циркулирующую по замкнутому контуру и используемую для нагрева в теплообменниках сырья, поступающего на установку. [56]

Как видно из табл. 5.7.1.2, суммарная производительность обоих газоотделителей по жидкости превышает проектную в 1 5 раза. При этом объемная доля коэффициента уноса газа жидкостью из первого ( перегруженного) аппарата составила 2 026 %, а из второго, работающего при загрузке, близкой к проектной - 0 74 %, или соответственно массовое содержание 0 0064 и 0 0023 %, что свидетельствует о высокой эффективности процесса и о возможности качественной очистки нефти от газа перед входом в РВС. Из табл. 5.7.1.2 видно, что сепараторы горячей ступени ( 4 аппарата) работают также с высокой эффективностью. Объемная доля коэффициента уноса газа жидкостью из них составляет 0 3 %, что соответствует массовому содержанию 0 0007 % от поступающей нефти. Полученные данные показывают, что коэффициент уноса газа с жидкостью из обследованных аппаратов находится в пределах и ниже нормативной величины, численное значение которой составляет 20 - 103см3 / м3 ( 20 л / м3) при рабочих параметрах процесса. [57]

Страницы: 1 2 3 4