2.2. Закрывается подача газа на печи ПТБ-10 №3-4.

2.3. Останавливаются электродегидраторы ЭГ3-ЭГ4.

2.4. Жидкость переводится через электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2.

2.5. Открывается сброс жидости из змеевиков печей ПТБ-10 №3-4 в подземную емкость ЕП-9.

2.6. Открывается сброс жидкости из электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4 в ЕП-11.

3.6. Мероприятия по охране окружающей среды

С целью максимального сокращения вредных выбросов в окружающую среду на установке предусмотрены следующие мероприятия:

1. Технологическая схема подготовки нефти на установке предусматривает замкнутый цикл, отсутствие сбросов нефти, пластовой воды и газов в окружающую среду.

2. Все технологические аппараты установки герметически закрыты.

3. Сброс подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 производится в технологические резервуары РВС-10000 № 2,4.

4. Подтоварная вода с резервуаров РВС-10000 № 2,4 внутрипарковыми насосами ЦНС 180х170 через задвижку откачивается в РВС-5000 на УПСВ”Б” на подготовку.

5. Газ из сепараторов С1-С3 и С4-С6 поступает на газокомпрессорную УВСИНГ. В случае остановок газокомпрессорной станции предусмотрен сброс газа на факел ФНД.

6. Сброс с предохранительных клапанов сепараторов С1-С3 и С4-С6 осуществляется через “сепаратор-расширитель” С-8, на факел низкого давления (ФНД).

7. Сброс с предохранительных клапанов буферных емкостей БЕ1-БЕ4, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 осуществляется в газосепараторы ГС1, ГС2. Газ с газосепараторов, через “сепаратор-расширитель” С-7, поступает на факел высокого давления (ФВД).

8. Для предотвращения попадания на факелы ФНД и ФВД газового конденсата и капельной жидкости на газопроводах установлены “сепараторы-расширители” С-7 и С-8. Отделившиеся в “сепараторах-расширителях” газовый конденсат и капельная жидкость дренируются в подземные емкости ЕП-6 и ЕП-7, откуда погружными насосами откачиваются в технологические резервуары РВС-10000 №1-4.

9. Сточные воды промышленно-ливневой канализации площадок печей ПТБ-10 №1-4, буферных емкостей БЕ1-БЕ4, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4, сепараторов С1-С3 и С4-С6, резервуаров РВС-10000 №1-4 поступают в подземные емкости ЕП14, ЕП15, откуда погружными насосами откачиваются в технологические резервуары РВС-10000 №1-4.

10. Во избежание переливов технологические резервуары оборудованы приборами предельного уровня жидкости СУС-И, сигнал от которого выведен на световое табло щита операторной. При загорании светового табло срабатывает звуковая сигнализация.

11. С целью максимального сокращения вредных выбросов в атмосферу дымовых газов печей ПТБ-10 работа печей ведется в оптимальном технологическом режиме.

3.6.1. Выбросы в атмосферу дымовых газов, потери от испарения факельных выбросов

Выбросы на установке подготовки нефти. Таблица 8

4. Расчет электродегидратора

4.1. Условия расчета

Рассчитать и сконструировать горизонтальный электродегидратор со следующими технологическими параметрами:

· производительность по жидкости 350 кг/час;

· рабочее давление 0,8 Мпа

Определить следующие технологические параметры:

· расход реагента-деэмульгатора (дипроксамин);

· оптимальную температуру нагрева нефти;

· необходимую напряженность электрического поля.

4.2. Расчет электродегидратора

В основе расчета элетродегидратора лежит выражение определяющее скорость движения капель в электрическом поле

, где

x - электрическая постоянная определяющая заряд движущейся капли; Е – градиент электрического поля, В/м; Dп – диэлектрическая проницаемость среды; n - кинематическая вязкость, м2/с.

Для лучшего отстаивания нефти в эмульсию нефть-вода добавляют деэмульгатор, который способствует более быстрому укрупнению капель и, тем самым ускоряет процесс отстаивания. На УПН «Быстринскнефть» используется дипроксамин, как импортного, так и российского производства. Количество ПАВ рассчитывают по следующей формуле [8, с. 148]

, где

Предельную концентрацию молекул ПАВ определяют на основе уравнения Лэнгмюра [8, с. 117]

, где

с0 – начальная концентрация осаждаемого вещества (вода); a - постоянная Лэнгмюра.