Влагомеры сырой нефти

Способы вычисления влажности углеводородов. Измерение содержания воды в сырой или переработанной нефти в процентном соотношении. Принцип работы поточных влагомеров. Методы определения содержания водяных паров в газах. Назначение измерителя точки росы.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 18.05.2023
Размер файла 1,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://allbest.ru

Министерство науки и высшего образования Российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Казанский национальный исследовательский технологический университет»

Институт управления автоматизации и информационных технологий

Кафедра «Системы автоматизации и управления технологическими процессами»

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему: «Влагомеры сырой нефти»

Выполнил: магистр группы Габбасова А.Р.

Проверил: доцент, кандидат технических наук Кузьмин В.В.

Казань 2019

Содержание

Введение

1. Поточные влагомеры

2. Измерение влагосодержания природного газа

3. Методы определения влагосодержания нефти

4. Влагомеры сырой нефти

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Влагомером нефти называют измерительный прибор, назначение которого состоит в измерении содержания воды в сырой или переработанной нефти в процентном соотношении. Влагомеры нашли свое применение во всех областях нефтяной промышленности, включая и добычу, и переработку, и транспортировку нефти и её производных. Влагомеры нефти способны непрерывно определять отношение объема воды в нефти к общему объему этой нефти. Это позволяет вычислять среднюю влажность сырья. Если же, влагомер нефти используется совместно со счетчиком-расходомером для определения объемов исходного нефтесырья, то, путем несложных расчетов, можно узнать объем чистой нефти в исходном сырье.

Влагомеры нефти производят замеры комплексного сопротивления водной эмульсии нефти, которая протекает по датчику. Само значение комплексного сопротивления находится в неразрывной связи от количества воды. Эту взаимосвязь рассчитывает специальный контроллер и выдает результат.

Нефть сырая - сырой нефтью называют маслянистую горючую жидкость природного характера, находящуюся в осадочной оболочке Земли. Состав ее отличается большим разнообразием строения содержащихся в ней смеси углеводородов. Их молекулы, в свою очередь, это короткие цепи углеводородных атомов, в большинстве своем многокольчатых или в виде разветвленных и замкнутых колец. С помощью перегонки из сырьевой нефти получают бензин и мазут, дизельное и реактивное топливо или осветительный керосин.

В состав нефти также входит небольшой процент сернистых и кислородных соединений и совсем мало азотистых. Нефть сырая немного легче воды и почти не растворяется в ней, а за счет содержащихся различных по свойствам углеводородов лишена точной точки кипения. Цвет нефти может варьироваться от светло-коричневого и бесцветного до почти черного и темно-бурого. Сырая нефть отличается и разными показателями плотности, для легкой это 0,65-0,70 г/см кубических, тяжелой - 0,98-1,05 г/см кубических. Растворяет нефть органика, что невозможно для воды, которая может образовывать с нефтью стойкие эмульсии.

Основные компоненты сырой нефти - асфальтосмолистые, углеводородные и зольные соединения. В ее состав входит и сера, и порфирины. На выходе из нефтяного пласта сырую нефть отличает содержание воды, твердых частиц горных пород, газа и соли, причем, две последние составляющие - в растворенном виде. Все перечисленные примеси подвергают оборудование коррозии, что негативно влияет на переработку и транспортирование сырой нефти. Поэтому когда необходимо ее доставлять в отдаленные местности или экспортировать, прибегают к обработке сырой нефти, которая предполагает удаление воды, соли, твердых углеводородов и механических примесей. Так как к ценным продуктам относят газ и некоторые легкие углеводороды, то их выделяют из сырой нефти.

1. Поточные влагомеры

Поточные влагомеры нефти - предназначаются для использования при подготовке нефтесырья перед переработкой, а также в системах последующего контроля качества. Работа поточных влагомеров строится на измерении сопротивления эмульсии нефти, проходящей через прибор. Сопротивление при этом зависит, непосредственно, от содержания воды в нефти и нефтепродуктах. Поточный влагомер предназначается для постоянного проведения измерений в автоматическом режиме, без участия человека.

Примером поточного влагомера является влагомер сырой нефти серии ВСН-2 и полнопоточный влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП. Также поточным является влагомер УДВН-1ПМ, который можно было бы отнести к лабораторным, из-за высокой точности получаемых результатов.

Рисунок 1 - Автоматический поточный микроволновый влагомер товарной нефти МВН-1

Предназначен для установки как на узлах коммерческого учета нефти, так и для контроля влагосодержания на объектах подготовки транспорта нефти и газового конденсата.

Рисунок 2 - Влагомер сырой нефти ВСН-2-50 и BCH-2-80 (прямоточная конфигурация ПИП)

Предназначены для использования в составе ИУ и СИКНС в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005.

Влагомер ВСН-2:

· измеряют мгновенные значения влагосодержания;

· рассчитывают среднее значение влагосодержания и количество чистой нефти пропорционально расходу контролируемой жидкости за заданный временной интервал;

· выдают сигнал о достижении предельного значения влагосодержания.

Кроме того влагомеры ВСН-2:

· помогут организовать внутри и межпромысловый учет нефти (на узлах оперативного учета нефти);

· оптимизируют процесс подготовки нефти, сэкономят электроэнергию и химреагент (на установках подготовки нефти);

· при использовании на автоматизированных замерных групповых установках (АГЗУ) определят дебит скважин по чистой нефти как для целей учета, так и для оптимизации эксплуатации месторождений (модификации, адаптированные к работе в составе АГЗУ).

Рисунок 3 - Влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП полнопоточный

Предназначены для использования в составе ИУ и СИКНС в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005.

Преимущества полнопоточной модификации:

· высокая достоверность результатов измерений за счет непрерывного контроля среза нефти по сечению трубопровода;

· не требуется врезка через пробозаборное устройство

Рисунок 4 - Влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-01 и ВСН-2-80-01 (конфигурация ПИП - угловая)

Предназначены для использования в составе ИУ и СИКНС в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005.

Влагомеры ВСН-2:

· измеряют мгновенные значения влагосодержания;

· рассчитывают среднее значение влагосодержания и количество чистой нефти пропорционально расходу контролируемой жидкости за заданный временной интервал;

· выдают сигнал о достижении предельного значения влагосодержания.

Кроме того влагомеры ВСН-2:

· помогут организовать внутри и межпромысловый учет нефти (на узлах оперативного учета нефти);

· оптимизируют процесс подготовки нефти, сэкономят электроэнергию и химреагент (на установках подготовки нефти);

· при использовании на автоматизированных замерных групповых установках (АГЗУ) определят дебит скважин по чистой нефти как для целей учета, так и для оптимизации эксплуатации месторождений (модификации, адаптированные к работе в составе АГЗУ).

Рисунок 5 - Влагомеры сырой нефти ВСН-2-КМ-50 и ВСН-2-КМ-80 (комбинированный метод измерения)

Предназначены для использования в составе ИУ и СИКНС в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005.

Высокие требования к точности определения массы нетто нефти, предъявляемые ГОСТР8.815, учтены при создании модификаций влагомеров ВСН-2 -- ВСН-2-КМ-50 и ВСН-2-КМ-80.

В основу работы этих влагомеров заложен комбинированный метод измерения влагосодержания: определяется полное комплексное сопротивление и оптическое поглощение водо-нефтяной смеси. Благодаря применению метода оптического поглощения повышена точность измерения влагосодержания при малых содержаниях нефти.

2. Измерение влагосодержания природного газа

Газ в пластовых условиях насыщен парами влаги до равновесного содержания. При добыче газа в технологических схемах промысловой обработки происходит изменение термодинамических условий (давление, температура), при которых конденсируются пары влаги.

Выпавшая капельная влага вызывает осложнения как в технологических элементах установок промысловой подготовки газа, так и при транспортировании его по магистральным газопроводам. Основное осложнение - образование гидратных пробок, которые приводят к созданию аварийных ситуаций.

Поэтому перед подачей природного газа в магистральные газопроводы или на глубокую низкотемпературную переработку газ осушают.

Влагосодержанием газа называется отношение массового количества влаги, содержащейся во влажном газе, к массовому количеству сухого газа.

Абсолютная влажность - величина парциального давления водяного пара (рп) во влажном газе. Иногда абсолютной влажностью называют массу водяного пара, содержащегося в 1 м3 влажного газа, выраженного в граммах. Численно эти две величины - парциальное давление водяного пара в миллиметрах ртутного столба и масса водяного пара в граммах на 1 м3 влажного газа - почти равны друг другу, а при температуре 16,5 °С строго равны друг другу.

Относительной влажностью газа называется отношение массы водяного пара (проценты или доли), фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного пара, который мог бы быть в данном объеме при той же температуре.

Относительную влажность ц можно также выразить в виде отношения парциального давления водяного пара рп, содержащегося во влажном газе, к давлению насыщения водяного пара ps при данной температуре (т. е. к максимально возможному парциальному давлению водяного пара при этой температуре):

.

Величина ц обычно выражается в процентах. Поскольку 0? рп? рs, то 0? ц ?100%. Для абсолютно сухого газа ц = 0, для насыщенного газа ц = 100%.

Температура, при которой в данной газовой смеси происходит образование капель воды, называется точкой росы.

Влажность углеводородных газов выше, чем воздуха, но с повышением температуры эта разница уменьшается.

Величина влажности газа зависит от углеводородного состава его: чем больше в газе тяжелых углеводородов, тем ниже его влажность. Наличие в природном газе H2S и CО2 увеличивает его влажность, а азота - уменьшает ее.

Для определения содержания паров воды в газах используется ряд экспериментальных и аналитических методов. К экспериментальным относятся следующие методы:

1. визуальное определение точки росы, т.е. температуры, при которой начинается процесс конденсации паров при заданном давлении;

2. применение твердых сорбентов;

3. использование жидких сорбентов с последующим их титрованием;

4. вымораживание;

5. спектроскопические методы;

6. электрогигрометрический метод.

Среди многочисленных анализаторов, используемых для лабораторного анализа влажности газа, лишь считанные единицы способны работать на потоке. Можно выделить четыре основных типа таких анализаторов.

· Анализатор, измеряющий температуру конденсации паров воды на охлаждаемом зеркале. Это единственный анализатор, осуществляющий измерения в единицах температуры точки росы.

· Анализатор с электролитической ячейкой на основе пятиокиси фосфора, также реализующий первый принцип - закон электролиза Фарадея (связывающий количество электричества с массой поглощенной Р2О5 воды). Измерение осуществляется в абсолютных единицах, пересчет в единицы температуры точки росы производится по таблицам ASTM или ГОСТ.

· Анализаторы, использующие емкостные датчики Al2O3 или SiO2. Эти датчики проградуированы в единицах температуры точки росы, но измеряют не эту температуру, а парциальное давление паров воды в газе. Емкость конденсатора, образованного двумя электродами и диэлектриком Al2O3/SiO2 изменяется при изменении давления паров воды. Результаты измерения преобразуются в единицы температуры точки росы.

· Анализатор, реализующий принцип микровесов на основе пьезокристалла со специальным покрытием. Вода, поглощаясь в порах полимерного покрытия кварцевого резонатора, изменяет его массу, а, следовательно, и его частоту. Анализатор измеряет абсолютную влажность, и для преобразования в температуру точки росы используются таблицы ASTM или ГОСТ.

Температура точки росы является температурой (при определенном атмосферном давлении), при которой воздух полностью насыщен водой. Если температура воздуха падает ниже температуры точки росы, вода начинает конденсироваться. Температура точки росы не зависит от текущей температуры.

С помощью измерителя точки росы вы можете определить температуру точки росы и температуру воздуха, так что вы всегда будете в курсе условий окружающей среды и сможете предотвратить нежелательную конденсацию, которая может привести к травмам или повреждению электрических устройств.

Измеритель точки росы также может использоваться для прогнозирования погоды до определенной степени. Если известны температура точки росы и температура воздуха, во многих случаях можно предсказать метеорологические явления, такие как туман, роса или дождь.

Одним из возможных вариантов для измерения температуры точки росы это дать металлу остыть, пока на его поверхности не образуется конденсация водяного пара. Температура металла в таком состоянии представляет собой температуру точки росы.

3. Методы определения влагосодержания нефти

Определение влажности нефтей и нефтепродуктов производится в огромном количестве различных предприятий. Очень часто весьма важно иметь возможность быстро определить влажность с достаточной для практических целей точностью. ?

Перед определением влажности нефти с определенной диэлектрической характеристикой влагомер должен быть настроен на измеряемую нефть в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора. ?

При определении влажности нефти данным способом процесс обезвоживания идет слишком медленно вследствие плохого контакта гидрида с нефтью представляющей собой вязкую жидкость. Гораздо лучше помещать гидрид кальция в пары исследуемого вещества, при этом время анализа сокращается до нескольких минут. Поверхность гидрида в данном случае всегда остается доступной, так как не покрывается слоем вязкой жидкости.

Вопрос об определении влажности нефтей и нефтепродуктов экспресс-методом имеет большое практическое значение. ?

Таким образом, метод определения влажностей нефтей, основанный на принципе диэлектрического коэффициента, по степени точности не уступает стандартному методу Дина и Старка и вместе с тем имеет ряд существенных преимуществ.

В настоящей книжке описывается быстрый способ определения влажности нефтей и мазутов, основанный на принципе измерения диэлектрического коэффициента. ?

Существующий в настоящее время стандартный метод определения влажности нефтей по Дину и Старку громоздок и требует длительного времени.

На определение одной пробы нефти на влажность требуется более одного часа, а иногда и двух, в зависимости от содержания воды. Количество проб нефтей, подлежащих определению на влагу, велико как на нефтепромыслах, так и на нефтезаводах.?

4. Влагомеры сырой нефти

Влагомеры сырой нефти лабораторные ВСН-Л предназначены для измерения объёмного влагосодержания в нефти в процентах.

Принцип действия влагомеров сырой нефти лабораторных ВСН-Л основан на диэлькометрическом и оптическом методе измерения объёмного влагосодержания нефти.

Диэлькометрический метод представляет собой метод измерения полного комплексного сопротивления первичного преобразователя при протекании через него водонефтяной смеси, служащего параметром для определения влагосодержания нефти. Конструктивно первичный преобразователь (диэлькометрический датчик) выполнен в виде цилиндрического конденсатора, между электродами которого прокачивается проба нефти.

Оптический метод основан на поглощении водонефтяной смесью инфракрасного излучения, которое измеряется и служит параметром для определения влагосодержания нефти. Оптический датчик состоит из источника света и фотоприемника, между которыми прокачивается водонефтяная смесь.

Влагомеры сырой нефти лабораторные ВСН-Л выпускаются в трёх модификациях:

влагомеры сырой нефти лабораторные ВСН-Л-01 - предназначены для градуировки и поверки влагомеров сырой нефти ВСН-2 на месте эксплуатации (без демонтажа). Используется диэлькометрический и оптический метод;

влагомеры сырой нефти лабораторные ВСН-Л-02 - предназначены для измерения объёмного содержания воды в пробах нефти в диапазоне от 0 % до 100 %. Используется диэлькометрический и оптический метод;

влагомеры сырой нефти лабораторные ВСН-Л-03 - предназначены для измерения объёмного содержания воды в пробах нефти в диапазоне от 0 % до 100 %, при этом, пробы с содержанием воды свыше 60% разбавляются «сухой» нефтью этого же сорта. Используется только диэлькометрический метод. влагомер нефть газ вода

Влагомеры сырой нефти лабораторные ВСН-Л состоят из блоков измерительных и блоков пробоподготовки.

В состав блока пробоподготовки входят: насос, двигатель, диэлькометрический датчик, оптический датчик. У влагомеров сырой нефти лабораторных с модификацией ВСН-Л-03 в составе блока пробоподготовки оптический датчик отсутствует. Блок измерительный конструктивно состоит из корпуса, внутри которого установлена плата питания и связи с датчиком, плата индикации с кнопками управления.

Влагомеры сырой нефти лабораторные ВСН-Л применяются в нефтяной, нефтехимической и других областях промышленности для обеспечения измерительных операций при эксплуатации во взрывобезопасных помещениях.

Рисунок 6 - Общий вид влагомеров сырой нефти лабораторных ВСН-Л-01 и ВСН-Л-02

Рисунок 7 - Общий вид влагомеров сырой нефти лабораторных ВСН-Л-03

Рисунок 8 - Схема пломбировки влагомеров

Программное обеспечение является встроенным. Функция встроенного программного обеспечения - расчет объёмного влагосодержания нефти по данным оптического и диэлькометрического датчиков. Преобразование измеряемых величин и обработка измерительных данных выполняется с использованием микроконтроллера с встроенной памятью программ.

Программное обеспечение исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя.

Программное обеспечение защищено пломбированием корпуса блока измерительного от проникновения пломбировочной наклейкой.

Заключение

В первой части моей курсовой работы мною были определены понятия влагомера и сырой нефти, а также рассмотрены поточные влагомеры:а втоматический поточный микроволновый влагомер товарной нефти МВН-1, влагомер сырой нефти ВСН-2-50 и BCH-2-80 (прямоточная конфигурация ПИП), влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП полнопоточный, влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-01 и ВСН-2-80-01 (конфигурация ПИП - угловая), влагомеры сырой нефти ВСН-2-КМ-50 и ВСН-2-КМ-80 (комбинированный метод измерения).

Далее были рассмотрены измерения влагосодержания природного газа. Было дано определение понятиям влагосодержания газа, абсолютной влажности, относительной влажности, точки росы.

Выделены методы определения влагосодержания нефти, такие как диэлькометрический метод, оптический метод,

Во второй части курсовой работы были рассмотрены влагомеры сырой нефти ВСН-Л в трех модификациях (ВСН-Л-01, ВСН-Л-02. ВСН-Л-03).

Итак, (влагомер сырой нефти) служит для постоянных измерений объёмного содержания влаги в нефти, после того как была произведена сепарация свободного газа.

Среда измерений влагомера ВСН-ПИК - это сырая нефть прошедшая сепарацию от свободного газа. Причём содержание свободных газов в остатке не должно превышать одного процента от объёмной доли.

Влагомеры данного типа применяют для коммерческого учёта нефти при технологическом процессе её добычи и подготовки на предприятиях нефтегазодобывающего сектора.

Список использованной литературы

1. И.В. Лебедев. Техника и приборы СВЧ, «Высшая школа», М. 1970 г.

2. ГОСТ 2477-65. Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды.

3. Научно-производственное предприятие«Нефтесервисприбор» https://nsp-sar.ru/

4. Истомин В.А., Смирнов В.В. и др. Анализ нормативных документов по расчетам влагосодержания и точки росы природного газа / Газовая промышленность. - 2008. - № 12. - С. 22-26.

5. Родионов В.Д., Терехов В.А., Яковлев В.Б. Технические средства АСУТП: Учеб. пособие для вузов по спец. «Автом. и управл. в технич. сист.»/Под ред. В.Б. Яковлева. - М.: Высш. шк., 1989. - 263 с.: ил.

6. Андреев Е.Б., Попадько В.Е. Технические средства систем управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности: Учебное пособие. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 272 с.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

  • Назначение, структурная схема и принцип работы системы измерения количества и показателей качества нефти. Вычисления, выполняемые в автоматическом режиме с ее помощью. Процедура определения массы нефти с применением СИКН. Достоинства и недостатки системы.

    реферат [230,9 K], добавлен 11.05.2014

  • Изучение истории происхождения нефти. Исследование физических свойств и химического состава. Схема современной нефтеперегонной установки. Фракции после разгонки сырой нефти. Анализ добычи, транспортировки, переработки, хранения. Продукты нефтепереработки.

    презентация [2,8 M], добавлен 11.03.2014

  • Сущность понятий "калибровка" и "регулировка" в метрологии. Импедансный датчик точки росы, его предназначение. Калибровочная схема соподчинения эталонов. Образцовые генераторы влажности. Блок-схема калибровочной системы точки росы и генератора влажности.

    презентация [3,4 M], добавлен 07.10.2012

  • Понятие, сущность и основные особенности спирометрии. Применение удельного веса для суждения о процентном содержании. Прибор для отгонки спирта из спиртовых жидкостей. Способ определения процентного содержания алкоголя и определения температуры кипения.

    реферат [942,9 K], добавлен 16.02.2009

  • Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.

    курсовая работа [125,9 K], добавлен 12.05.2011

  • Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.

    дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017

  • Методика подготовки нефти к переработке на промыслах. Способы разрушения водонефтяных эмульсий. Конструкция и принцип действия горизонтального электродегидратора. Технология обезвоживания и обессоливания нефти на электрообессоливающих установках.

    курсовая работа [886,5 K], добавлен 23.11.2011

  • Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.

    презентация [2,5 M], добавлен 26.06.2014

  • Основные метрологические показатели системы измерений количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления. Проведение исследования функциональной схемы автоматизации. Характеристика радиоизотопных измерителей содержания газа в нефти.

    дипломная работа [3,6 M], добавлен 05.08.2019

  • Подготовка нефти к транспортировке. Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти. Боновые заграждения как основные средства локализации разливов нефтепродуктов. Механический метод ликвидации разлива нефти.

    реферат [29,6 K], добавлен 05.05.2009

  • Общие сведения о процессе обессоливания нефти. Подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минеральных солей и механических примесей. Анализ коррозирующего действия соляной кислоты. Применение магнитных полей в процессе обессоливания.

    реферат [494,4 K], добавлен 14.11.2012

  • Проектирование пьезоэлектрического измерителя влажности для контроля технологических сред: разработка структурной, функциональной и принципиальной схем. Рассмотрение методов формирования тонкопленочных структур. Описание производства измерителя.

    дипломная работа [364,1 K], добавлен 27.03.2010

  • Средства, методы и погрешности измерений. Классификация приборов контроля технологических процессов добычи нефти и газа; показатели качества автоматического регулирования. Устройство и принцип действия термометров сопротивления и глубинного манометра.

    контрольная работа [136,3 K], добавлен 18.03.2015

  • Способы регулирования температурного режима по высоте колонны первичной переработки нефти. Схема работы парциального конденсатора и циркуляционного неиспаряющегося орошения. Варианты подачи орошения в сложной ректификационной колонне по переработке нефти.

    презентация [1,8 M], добавлен 26.06.2014

  • Кулинарные изделия из морепродуктов. Экспериментальный метод исследования рыбы и рыбных продуктов. Определение размера и массы рыбы. Физические и химические методы. Методы определения содержания воды, содержания жира по Сокслету (арбитражный метод).

    курс лекций [140,2 K], добавлен 20.02.2010

  • Краткий обзор вредных примесей в нефти: механические примеси, кристаллы солей и вода, в которой растворены соли. Требования к нефти, поступающей на перегонку. Нефти, поставляемые на нефтеперерабатывающие заводы, в соответствии с нормативами ГОСТ 9965-76.

    презентация [430,3 K], добавлен 21.01.2015

  • Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. Принцип работы установки подготовки нефти "Хитер-Тритер". Материальный баланс ступеней сепарации и общий материальный баланс установки.

    курсовая работа [660,9 K], добавлен 12.12.2011

  • Физико-химические, эксплуатационные свойства нефти. Абсолютная плотность газов при нормальных условиях. Методы определения плотности и молекулярной массы. Важный показатель вязкости. Предельная температура фильтруемости, застывания и плавления нефти.

    презентация [1,1 M], добавлен 21.01.2015

  • Первичная и вторичная перегонка нефти. Особенности перегонки с постепенным и многократным испарением. Принцип работы дефлегматора. Перегонка в присутствии испаряющего агента, который вводят в низ колонны для создания требуемого парового орошения фракций.

    презентация [593,0 K], добавлен 26.06.2014

  • Характеристика процесса замедленного коксования; его назначение. Химизм газофазного термолиза различных классов углеводородов. Термические превращения высокомолекулярных компонентов нефти в жидкой фазе. Устройство и принцип работы шатровых печей.

    курсовая работа [902,2 K], добавлен 14.04.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.