КУРСОВОЙ ПРОЕКТ САВИНА

1
РЕФЕРАТ
Курсовой проект 59 с., 7 рисунков, 18 таблиц, 7 использованных источников, один лист графической части формата А1.
Ключевые слова: нефть, промышленность, эмульсия, пласт, подготовка, получение, материальный баланс.
Объектом исследования является технологический процесс подготовки
нефти.
Цель работы – составление проекта установки подготовки нефти мощностью 2,4 млн т/год.
В процессе работы проведены расчеты материальных балансов для
различных установок переработки нефти, а также подобраны оптимальные
аппараты и их количество.
В результате проделанной работы, спроектирована установка подготовки нефти, которая имела индивидуальные параметры такие как температура пласта, вязкости нефти и пластовой воды при 20°С, обводненность и т.д.
Добываемая нефть должна пройти через такие стадии как: первая ступень сепарации при температуре пластовой нефти, предварительное обезвоживание
в отстойнике при температуре пластовой нефти, нагрев в печи до 50°С, глубокое обезвоживание в отстойнике и конечная сепарация. На основании начальных данных был рассчитан материальный баланс установок и по нему
выбраны аппараты обеспечивающие наименьшие затраты и наибольшую
производительность, составлена технологическая схема данной установки.
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Разраб.
Савина А.А.
Провер.
Савченков А.Л.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.
Подпись
Дата
Лит.
Реферат
Лист
Листов
1
1
ТИУ ИПТИ
гр. ХТб-16-1
2
СОДЕРЖАНИЕ
РЕФЕРАТ ................................................................................................................. 1
СОДЕРЖАНИЕ ....................................................................................................... 2
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ..................................... 4
ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 5
1. Литературный обзор ........................................................................................... 7
1.1. Подготовка нефти ......................................................................................... 7
1.2. Сепарация нефти от газа ............................................................................ 10
1.2.1. Сепарационное оборудование ............................................................. 11
1.3. Обезвоживание нефти................................................................................. 14
1.3.1. Внутритрубная деэмульсация нефти .................................................. 15
1.3.2. Гравитационный метод ........................................................................ 16
1.3.3. Термохимический метод ...................................................................... 16
1.3.4. Термоэлектрохимический метод ......................................................... 17
1.3.5. Основное оборудование для обезвоживания ..................................... 18
2. Технологическая часть ..................................................................................... 23
2.1.Описание технологической схемы установки .......................................... 23
2.2.Материальный баланс установки .............................................................. 24
2.2.1. Материальный баланс первой ступени сепарации ............................ 24
2.2.2. Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти .... 27
2.2.3. Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти ................. 30
2.2.4. Материальный баланс конечной ступени сепарации ....................... 32
2.2.5. Материальный баланс установки подготовки нефти ........................ 35
2.3. Расчет технологического оборудования .................................................. 42
2.3.1. Расчет сепаратора первой ступени сепарации ................................... 42
2.3.2. Расчет отстойника предварительного обезвоживания ..................... 44
2.3.3. Расчет отстойника глубокого обезвоживания ................................... 48
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Разраб.
Савина А.А.
Провер.
Савченков А.Л.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.
Подпись
Дата
Лит.
Содержание
Лист
Листов
2
2
ТИУ ИПТИ
гр. ХТб-16-1
3
2.3.4. Расчет сепаратора конечной ступени сепарации............................... 51
2.3.5. Расчет трубчатой печи.......................................................................... 52
2.3.6. Расчет резервуара для товарной нефти .............................................. 54
2.3.7. Расчет насоса для товарной нефти ...................................................... 55
2.3.8. Расчет насоса для откачки пластовой воды ....................................... 56
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..................................................................................................... 58
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ........................................... 59
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
2
4
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
В настоящем курсовом проекте применяют следующие обозначения с
соответствующими определениями:
ДНС – дожимная насосная станция;
КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматика;
КСП – комплексный сборный пункт;
НГВРП – нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом;
ОГ – отстойник горизонатльный;
ПТБ – печь трубчатая блочная;
РВС – резервуар вертикальный стальной;
УДО – установка деэмульсационная огневая
УКПН – установка комплексной подготовки нефти;
УПН – установка подготовки нефти;
ЦППН – центральный пункт подготовки нефти;
ЦПС – центральный пункт сбора;
ЭГ – электродегидратор горизонтальный.
Условные обозначения величин:
µ – динамическая вязкость, Па*с;
ν – кинематическая вязкость, сСт
ρ – плотность, кг/м3
t – температура, °С;
T – температура, К;
J – энтальпия, кДж/кг;
P – давление, МПа;
Х – массовая доля;
G – массовый расход, кг/ч;
V – объемный расход, м3/ч.
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Разраб.
Савина А.А.
Провер.
Савченков А.Л.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.
Подпись
Дата
Определения,
обозначения и сокращения
Лит.
Лист
Листов
1
1
ТИУ ИПТИ
гр. ХТб-16-1
5
ВВЕДЕНИЕ
Современный мир трудно представить без нефтепродуктов, так как они
окружают нас повсеместно. Нефть – является неотъемлемой частью жизни
человека. Нефть проходит огромный путь от скважины до наших домов.
Трудно представить, но ведь когда-то наши современные мобильные телефоны и компьютеры были всего лишь залежью в пластах. Наша одежда, дома и
даже некоторые продукты питания – это все продукты нефтяной промышленности.
Проблема переработки нефти является актуальной и по сей день, потому что от глубины переработки зависит напрямую количество и качество получаемых нефтепродуктов.
Промысловая подготовка нефти осуществляется непосредственно после ее добычи с целью удаления из сырой нефти примесей перед дальнейшей
транспортировкой. Чем больше негативных примесей мы удалим из нефти,
тем легче будет ее транспортировать для дальнейшей переработки.
Сейчас усовершенствование процессов подготовки нефти не стоит на
месте. Все устарелое оборудование на месторождениях заменяют на новые.
Новый комплекс позволит готовить и отправлять на ЦППН практически готовую нефть. Уменьшается диаметр трубопроводов, увеличивается срок их
эксплуатации, снимается нагрузка с цеха подготовки, происходит значительная экономия электроэнергии. По сравнению с устаревшими технологиями,
новое оборудование позволяет нагревать жидкость за счет своего газа, идет
одновременное разделение нефти, воды и газа. Таким образом, на новой ДНС
будут производиться отделение и откачка на газоперерабатывающий завод
газа, отделение и откачка пластовой воды в систему поддержания пластового
давления, отделение и откачка нефти на ЦППН. Территориально компактно,
практично и экономично.
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Разраб.
Савина А.А.
Провер.
Савченков А.Л.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.
Подпись
Дата
Лит.
Введение
Лист
Листов
1
2
ТИУ ИПТИ
гр. ХТб-16-1
6
Основная цель курсового проектирования заключается в закреплении и
расширении теоретических знаний студентов, в приобретении ими навыков
по решению инженерных задач. Выполнение данного курсового проекта
служит базой для курсовых и дипломных проектов по специальности.
К важнейшим задачам можно отнести:
 сбор и систематизация теоретических данных, необходимых для решения
поставленной проблемы;
 применение к решению технологических задач навыков, приобретенных
на теоретических занятиях;
 приобретение новых знаний, а также умение их использовать на практике;
 прогнозирование дальнейшей модернизации исследуемых процессов.
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
2
7
1. Литературный обзор
1.1. Подготовка нефти
Нефть, которую добывают из земли, является смесью, состоящей из
множества компонентов, некоторые из которых оказывает негативное влияние на свойства нефти, что делает её непригодной для транспортировки и переработки на предприятии.
Промысловая подготовка нефти необходима не только для обеспечения
определенных показателей качества сырья для переработки на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях, но и для создания таких условий при которых влияние вредных компонентов в нефти не будет оказывать серьезного отрицательного влияния на срок службы
Подготовка нефти включает в себя много этапов: сепарацию, дегидратацию, стабилизацию сырья и прочие другие. Как правило, подобные операции проводят на промыслах (первая стадия) и на отраслевых перерабатывающих заводах (вторая).
Необходимость обезвоживания нефти объясняется следующими причинами:
1. Вода является балластом, содержание которого может доходить до
90% и более на завершающих стадиях разработки месторождений. Это приводит к увеличению затрат на транспорт нефти.
2. Вода с нефтью образует эмульсию, вязкость которой обычно выше
вязкости чистой нефти. Так, увеличение содержания воды в нефти с 5 до 20%
приводит к повышению вязкости эмульсии почти два раза. Это также
приводит к увеличению энергозатрат на транспорт более вязкой нефти. В
среднем, увеличение содержания воды на 1% приводит к повышению
транспортных расходов на 3…5%.
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Разраб.
Савина А.А.
Провер.
Савченков А.Л.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.
Подпись
Дата
Лит.
Литературный
обзор
Лист
Листов
1
16
ТИУ ИПТИ
гр. ХТб-16-1
8
3. Вода может явиться причиной повышенной коррозии
нефтетранспортной системы. При низких температурах и высоком содержании воды в трубопроводах могут образоваться ледяные пробки, осложняющие транспорт нефти.
Необходимость обессоливания нефти связана с двумя причинами:
1. Соли способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, а чем
устойчивее эмульсия, тем больше затраты на обессоливание и обезвоживание
нефти.
2. Хлориды щелочноземельных металлов являются причиной высокой
кислотной коррозии оборудования, механизм которой заключается в следующем.
В любой нефти есть какое-то количество сероводорода Н2S, но значительно больше его образуется при нагреве (особенно сернистой нефти) за
счет разложения меркаптанов и сульфидов. Нагрев нефти – одна из обычных
стадий технологии подготовки нефти. Сероводород вступает в реакцию
взаимодействия с поверхностным слоем железа нефтепромыслового оборудования:
H2S + Fe = FeS + H2
Если хлористых солей в нефти мало или совсем нет, то коррозия на
этом останавливается, так как сульфид железа FeS – нерастворимая в промысловой воде соль и образует защитную пленку на поверхности металла, предохраняя оборудование от более глубокого взаимодействия со средой.
Но в любой нефти имеются хлориды металлов, которые подвергаются
гидролизу с образованием хлорида водорода НСl. Хлорид кальция СаCl2 может гидролизоваться до 10%, хлорид магния МgCl2 гидролизуется на 90%
даже при низких температурах:
МgCl2 + H2O = MgOHCl + HCl
При нагреве нефти процесс гидролиза ускоряется. Хлорид водорода
далее взаимодействует с сульфидом железа с образованием растворимой соли хлорида железа:
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
2
9
FeS + 2HCl = FeCl2 + H2S
Хлорид железа растворяется в пластовой воде, оголяя новый поверхностный слой металла для взаимодействия с сероводородом. Так происходит
цепная реакция кислотной коррозии оборудования.
Необходимость удаления механических примесей при подготовке нефти объясняется следующим:
1. Механические примеси (частицы песка, глины, известняка, другой
породы) способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, что затрудняет обезвоживание нефти.
2. Механические примеси при транспорте нефти оказывают абразивное
воздействие на внутренние стенки труб, что приводит к преждевременному
их износу. Особенно высоким абразивным воздействием обладают частицы
песка, в состав которого входит оксид кремния SiO2.
Одна из основных технологических стадий при промысловой подготовке нефти – это отделение попутного газа. Процесс разгазирования нефти
называется сепарацией.
Необходимость стабилизации нефти связана со следующими причинами:
1. При транспорте нестабильной нефти происходит образование газовых пробок (или газовых мешков) в нефтепроводе. Это приводит к разрыву
сплошности потока, неравномерной подаче, пульсирующей работе нефтепровода. Для передавливания газового мешка приходится создавать дополнительное давление, которое может привести к разрыву трубопровода из-за
вибрации, нарушению режима работы контрольноизмерительных приборов,
временному прекращению фонтанирования скважин. Кроме этого, попадание
газовых пробок на всас центробежных насосов вызывает их кавитацию и
возможный выход из строя.
2. При хранении нестабильных нефтей происходит самопроизвольное
выделение газов из резервуаров. Испаряясь, эти газы захватывают с собой
лѐгкие углеводороды бензиновых фракций, что приводит к потерям бензина
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
3
10
до 5%. Кроме этого, возникает высокая загазованность, повышенная пожарои взрывоопасность товарных парков.
1.2. Сепарация нефти от газа
При подъеме нефти из пласта происходит постепенное снижается давления, в результате чего из нефти начинает выделяться газ. Чем сильнее снижается давление, тем больше увеличивается объем газа и поток нефти становится двухфазным или нефтегазовым. В случае расслоения воды и нефти поток может быть трёхфазным.
При нормальных условиях объем газа обычно в несколько десятков раз
больше объёма жидкости, поэтому экономически целесообразно отделить газ
от нефти и транспортировать их отдельно.
Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в
котором это происходит, называется нефтегазовым сепаратором, или двухфазным сепаратором. Если в сепараторе производится ещё и отделение пластовой воды – это трёхфазный сепаратор.
Отвод отсепарированного газа осуществляется на ДНС и УПН ступенчато, постепенно, с понижением давления. Ступеней сепарации может быть
несколько, и окончательное отделение газа происходит в концевых сепараторах или резервуарах при давлении, близким к атмосферному. Чем больше
ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и
того же количества пластовой жидкости. Но при этом увеличиваются капитальные затраты. Первую ступень сепарации осуществляют на ДНС при давлении 0,6 МПа. Сепараторы на первой ступени называются сепараторами высокого давления. В них отделяется в основном метан и этан – это так называемый сухой газ. Он может транспортироваться на ГПЗ под собственным
давлением без сжатия компрессорами. Следующие ступени сепарации осуществляются на УПН в сепараторах среднего и низкого давления.
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
4
11
1.2.1. Сепарационное оборудование
В установках подготовки нефти наиболее распространены горизонтальные сепараторы (рис.1.1.а). Их устанавливают как на первых, так и на
конечных ступенях сепарации. Основное преимущество горизонтальных цилиндрических сепараторов состоит в том, что они могут быть большой единичной мощности. Эти сепараторы предназначены для разделения газожидкостной смеси с высоким содержанием жидкости или для разделения жидкостей, склонных к пенообразованию. Недостатком является трудность вывода
из сепаратора твердых примесей и большая занимаемая площадь.
Известно, что в газонефтяной смеси, поступающей на ЦПС, содержится значительное количество механических примесей. В этих условиях наиболее рационально применение вертикальных сепараторов, имеющих хороший
естественный сток (рис.1.1.б). Эллиптическое днище этих сепараторов обеспечивает сток жидкости и твердых примесей в нижнюю часть аппарата и их
отвод в дренажную систему. Кроме того в вертикальных сепараторах удобно
регулировать уровень жидкости. Такие сепараторы требуют мало места для
установки, однако значительная высота создает трудности при монтаже и
эксплуатации.
Рис.1.1. Горизонтальный (а) и вертикальный (б) сепараторы
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
5
12
Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных
сепараторах используют гидроциклонные устройства.
Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа состоит из технологической емкости нескольких одноточных гидроциклонов. Конструктивно одноточный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок и секция перетока. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение
вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке
циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в
центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с
вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую
емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник, распределительные
решетки и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам стекает в
нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора.
Рис.1.2. Схема горизонтального газонефтяного сепаратора гидроциклонного типа:
1 – емкость; 2 – гидроциклон; 3 – направляющий патрубок; 4 – секция пеЛист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
6
13
ретока; 5 – каплеотбойник; 6 – распределительные решетки; 7 – наклонные
полки; 8 – регулятор уровня.
Сепараторы, как правило, состоят из четырех секций, каждая из которых выполняет определенные функции.
Основная сепарационная секция служит для основного разделения
продукции скважины на газ и жидкость. Ввод сырья в секцию осуществляется тангенциально или нормально, но с применением специальных конструкций газоотбойника (дефлектора). Секция ввода газожидкостных смесей обеспечивает максимальное отделение крупнодисперсной фазы, особенно при
высоком начальном содержании жидкой фазы, а также равномерный ввод газожидкостной смеси в аппарат, в том числе в секцию окончательной очистки
газа от капель жидкости.
Газ, выделившийся из продукции скважины, а также дополнительно
под влиянием центробежной силы и в результате изменения направления
движения потока жидкости, поднимается вверх и выводится из сепаратора,
отделившаяся жидкость опускается вниз.
Осадительная секция. В ней происходит дополнительное выделение
пузырьков газа, содержащихся в нефти в состоянии окклюзии, т.е. поглощенные ею или не успевшие из нее выделится. В осадительной секции происходит выделение газа из нефти, которое усиливается, если нефть будет
стекать по одной или нескольким наклонно расположенным плоскостям, называемым дефлекторами, и плавно без брызг сливаться в слой, расположенный в нижней части сепаратора.
Секция сбора жидкости служит для сбора жидкости, из которой почти
полностью выделился газ при давлении и температуре, поддерживаемых в
сепараторе. Однако некоторое количество окклюдированного газа в ней еще
имеется. Эта секция может быть разделена на две: первая – верхняя предназначена для нефти, нижняя – для воды, обе имеют самостоятельные выводы
из сепаратора.
Влагоуловительная секция расположена в верхней части сепаратора. Ее
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
7
14
назначение улавливать частицы жидкости, увлекаемые потоком газа. Конструктивно может быть различной, и работа её может основываться на одном
или нескольких принципах, например:

столкновение потока газа с различного рода препятствиями: при-
липание капель жидкости, силы адгезии;

изменение направления потока: силы инерции;

изменение скорости потока;

использование центробежной силы;

использование коалесцирующей набивки (металлические сетки)
для слияния мелких капель жидкости в более крупные.
1.3. Обезвоживание нефти
Нефть, добытая из скважин, представляет собой эмульсию. Эмульсия это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся или малосмешивающихся жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул) диаметром, превышающим 0,1 мкм.
Различают следующие типы нефтяных эмульсий: нефть в воде (гидрофильная или эмульсия прямого вида) и вода в нефти (гидрофобная или
эмульсия обратного типа). В первом случае капли нефти распределены в
водной дисперсионной среде, во втором - дисперсию сразу образуют капли
воды, а дисперсионной средой является нефть.
В основе процесса обезвоживания лежит разрушение нефтяной эмульсии, которая образуется при смешении с пресной водой нефти, эмульсия далее подвергается расслаиванию. При обессоливании обезвоженную нефть
смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой
соленостью), которую затем разрушают. Вода очищается на установке и снова закачивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения
нефти. В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием технологических установок и широким применением каталитических процессов
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
8
15
требования к содержанию хлоридов металлов в нефтях, поступающих на переработку, неуклонно повышаются. При снижении содержания хлоридов до
5 мг/дм3 из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо,
кальций, магний, натрий и соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается более чем в два раза, что исключительно важно с точки зрения качества реактивных и газотурбинных топлив, нефтяных коксов и других нефтепродуктов. На современных отечественных НПЗ считается вполне достаточным обессоливание нефтей до содержания хлоридов от 3 до 5 мг/дм3 и воды
до 0,1 % мас.
Эмульсии подвергают различным воздействиям, направленным на укрупнение капель воды, увеличение разности плотностей (движущая сила расслоения), снижение вязкости нефти.
Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие
технологические процессы, применяемые в промышленных масштабах:
1) введение в неё деэмульгатора (химическая обработка);
2) гравитационный отстой нефти;
3) термохимический метод;
4) термоэлектрохимический метод.
1.3.1. Внутритрубная деэмульсация нефти
Деэмульгаторы – это искусственно синтезированные поверхностноактивные вещества, способные разрушать нефтяные эмульсии. Разрушение
нефтяных эмульсий как первого, так и второго рода можно достичь введением с систему такого поверхностно-активного вещества, которое способно вытеснить из адсорбционного слоя природный эмульгатор и не способного стабилизировать вновь эмульсию любого типа. Для успешного разрушения стабилизированной эмульсии синтетический деэмульгатор по эффективности
всегда должен быть намного выше, чем природный эмульгатор.
Этот метод был разработан довольно давно. Принцип внутритрубной
деэмульсации самый простой и состоит в следующем. В межтрубное проЛист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
9
16
странство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом (в количестве 15 – 20 г на тонну нефтяной эмульсии)
подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с эмульсией в процессе её движения от забоя до УПН и разрушает её.
Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от, например,
эффективности самого деэмульгатора, интенсивности и длительности перемешивания эмульсии с деэмульгаторами, количества воды, содержащейся в
эмульсии, и температуры смешивания транспортируемой эмульсии.
1.3.2. Гравитационный метод
Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом
случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время
(48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель
воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести
оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти.
1.3.3. Термохимический метод
Этот способ применяется для большинства нефтей, так как внутритрубной деэмульсацией и холодным отстоем не удается достигнуть требуемого качества нефти по содержанию воды и солей, особенно для тяжелых,
парафино-смолистых и вязких нефтей. Поэтому для повышения эффективности разрушения эмульсии ее предварительно нагревают в присутствии деэмульгатора и только затем подвергают отстою.
Нагрев эмульсии, конечно, сопряжен с дополнительными энергозатратами. Кроме этого, требуется установка дополнительного оборудования – нагревательных печей типа ПТБ-10 или таких аппаратов, в которых одновременно производится нагрев эмульсии и отстой – подогревателейЛист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
10
17
деэмульсаторов типа Тайфун, УДО или НГВРП.
1.3.4. Термоэлектрохимический метод
Этот способ применяется для разрушения наиболее стойких эмульсий
тяжелых (880…940 кг/м3) и вязких (25…50 сП) нефтей. Кроме этого, этот
метод применяют для глубокого обезвоживания нефтей (до содержания воды
менее 0,1 % масс.) на всех нефтеперерабатывающих заводах перед атмосферной перегонкой.
Суть метода заключается в следующем. Эмульсия после предварительного обезвоживания холодным отстоем или термохимическим методом нагревается и подается с электродегидратор, в котором она подвергается воздействию переменного электрического поля высокого напряжения.
Воздействие электрического поля высокой напряженности также может способствовать разрушению водонефтяной эмульсии, особенно в случае
обратной эмульсии, когда вода диспергирована в нефти. Это обусловлено
значительной разницей между электропроводностью нефти и воды с растворенными в ней солями со значительным перевесом в сторону последней. По
этой причине данный метод с успехом может применять как часть процесса
обессоливания нефти на этапе отделения промывной воды.
Находясь в электрическом поле постоянного напряжения, капли воды
стремятся выстроиться в цепочки вдоль силовых линий, и в свою очередь
между отдельными цепочками возникают свои электрические поля, что в конечном итоге приводит к пробою электронов и разрыву защитных оболочек
дисперсных частиц с их последующим слиянием. Тем самым достигается
разрушение эмульсии. Если же электрическое поле является переменным, то
процесс деэмульсации ускоряется в несколько раз, что обусловлено облегчением разрыва оболочек вследствие возникающих в них перенапряжений, а
также увеличением числа столкновений капель.
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
11
18
1.3.5. Основное оборудование для обезвоживания
Самым простым аппаратом для обезвоживания водонефтяной эмульсии
является – резервуар-отстойник. Резервуары-отстойники для обезвоживания
нефти производят на базе типовых вертикальных резервуаров РВС. Они
должны работать с постоянным уровнем нефти (чтобы исключить большие
«дыхания») и оборудоваться специальным распределительным устройством,
обеспечивающим равномерность подъѐма нефтеводяной смеси по всему сечению аппарата.
Рис.1.3. Схема резервуара-отстойника:
I – нефтяная эмульсия; II – отстоявшаяся нефть; III – пластовая вода; 1 – подводящий трубопровод; 2 – лучевые отводы с отверстиями; 3 – общая ёмкость;
4 – цилиндрическая ёмкость для сбора и вывода нефти; 5 – трубопровод для
вывода нефти; 6 – водосборная труба; 7 – восходящая труба гидрозатвора; 8 –
нисходящая труба гидрозатвора; 9 – регулирующий шток; 10 – подвижный
цилиндр (местное сопротивление); 11 – уровень воды; 12 – уровень нефти; 13
– задвижка для опорожнения резервуара.
Нефтяная эмульсия поступает по трубопроводу 1 в емкость 2. К емкости 3 для равномерного распределения эмульсии по сечению резервуара подсоединены веером шестнадцать лучевых отводов 2 с отверстиями. Отводы
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
12
19
имеют с нижней части отверстия с постепенным увеличением их диаметра от
центра к периферии. Нефтяная эмульсия через отверстия в отводах поступает
равномерно под слой дренажной воды, служащей своеобразным «гидрофильным фильтром», где происходят процессы дополнительной деэмульсации и очистка отделившейся от нефти воды. Более легкая нефть поднимается
наверх, стекает в ѐмкость 4 и по трубе 5 отводится из резервуара. Пластовая
вода через трубу 6 поднимается по восходящей трубе гидрозатвора 7, затем
проходит кольцевое пространство между цилиндром 10 и внутренней
стенкой восходящей трубы, испытывая местное гидравлическое сопротивление. Далее вода переливается в нисходящую трубу гидрозатвора 8 и отводится из аппарата. С помощью гидрозатвора регулируется уровень воды 11 путем изменения величины местного гидравлического сопротивления перемещением вверх или вниз цилиндра 10 с помощью штока 9.
Для отстоя нефтяных эмульсий после нагрева их в блочных или стационарных печах применяются отстойники. Наибольшее распространение
получили отстойники с нижним распределенным вводом эмульсии (ОГ-200,
ОГ-200С, ОВД-200) и отстойники с радиальным и горизонтальным вводом
сырья (ОБН).
Горизонтальный отстойник применяется для очистки жидкостных сред
от коагулированных и некоагулированных взвесей. Взвесь коагулированную
необходимо удалять на водопроводных станциях, производящих её до 50000
м3/сутки. Удаление некоагулированной взвеси требуется на станциях с любой производительностью. Горизонтальные отстойники оснащены, как правило, перфорированными коробами или расположенными под днищем трубами, посредством которых происходит удаление взвесей.
Отстойники вертикальной формы предназначены для удаления коагулированного осадка на очистных сооружениях, общий объем производительности которых – до 3000 м3/сутки. Отстойники вертикальной формы характеризуются простотой устройства и эксплуатации. Агрегаты радиального типа применяются для предварительной очистки сильно замутненных вод на
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
13
20
крупных водоочистных сооружениях. Отстойники также используют в системах промышленного водоснабжения в целях осветления воды. Для обеспечения непрерывного процесса удаления выпавшего осадка они оснащаются
специальными скребками.
Горизонтальный отстойник ОГ-200С (ОГ-200) предназначен для отстоя
нефтяных эмульсий с целью разделения последних на составляющие их
нефть и пластовую воду. Допускается применение установки для подготовки
легких и средних нефтей, не содержащих сероводород и другие коррозионноактивные компоненты.
Отстойник ОГ-200С (рис.1.4.) представляет собой горизонтальную
стальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими
днищами.
Рис.1.4. Схема отстойника ОГ-2000С:
I – сепарационный отсек; II – отстойный отсек; 1 – штуцер входа эмульсии;
2 – сепаратор газа; 3 – перегородка; 4 – сборник нефти; 5 – штуцер для вывода нефти; 6 – штуцер для вывода пластовой воды; 7 – распределители эмульсии; 8 – стальные трубы; 9 – люк-лаз; 11 – штуцер для отвода газа.
Подогретая нефтяная эмульсия через штуцер 1 поступает в распределитель, расположенный в верхней части сепарационного отсека. При этом из
обводненной нефти выделяется часть газа, находящегося в ней как в свободном, так и в растворенном состоянии. Отделившийся газ через штуцер 11
сбрасывается в сборную сеть. Уровень жидкости в сепарационном отсеке регулируется при помощи регулятора межфазного уровня, поплавковый механизм которого врезается в люк 9. Дегазированная нефть из сепарационного
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
14
21
отсека попадает в два коллектора 8, находящихся в отстойном отсеке. Над
коллекторами находятся распределители эмульсии 7. Из коллекторов нефть
поступает под коробчатые распределители и через отверстия, просверленные
в их боковых поверхностях, вытекает тонкими струйками под уровень пластовой воды в отсеке. Благодаря наличию коробчатых распределителей
нефть приобретает вертикальное движение по значительной площади аппарата. Обезвоженная нефть всплывает вверх и попадает в сборник 4, расположенный в верхней части отстойного отсека, и через штуцер 5 выводится из
аппарата. Отделившаяся от нефти пластовая вода поступает в правую часть
отстойника и через штуцер 6 с помощью поплавкового регулятора межфазного уровня сбрасывается в систему подготовки промысловых сточных вод.
Основная черта, которой отличается вертикальный электродегидратор
(применение которого сравнительно редко) - это высокая напряженность неоднородного электрического поля внутри конструкции и расположение электродов (друг напротив друга - заземленных внизу и высокопотенциальных
сверху), что позволяет произвести процесс отделения даже в очень стойких
эмульсиях. Сам же аппарат представляет собой конструкцию цилиндрической формы. В этом типе конструкций сырье вводится в резервуар через расположенную в центре трубу, а затем, поднимаясь вверх, проходит через распределитель. Отделенная вода с растворенными в ней солями непрерывным
потоком выходит из спускного патрубка, расположенного в нижней части
электродегидратора. Обессоленная и обезвоженная нефть выходит через
верхние штуцеры, откуда уже поступает в резервуары для хранения.
Горизонтальные электродегидраторы наиболее распространены, что
обусловлено их высокой производительностью, способностью работать при
высоких давлениях и температурах, меньшей стоимостью при эксплуатации
и простотой используемых в нем электрических схем.
Горизонтальный электродегидратор (рис.1.5.) представляет собой цилиндрический аппарат, устанавливаемый на двух седловых опорах, оснащенный штуцерами для входа эмульсии, выхода нефти, выхода воды, необходиЛист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
15
22
мыми технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА, предназначенный для обессоливания нефти.
Нефть с поданной в нее промывочной водой вводят в аппарат через
штуцер. Она проходит по коллектору и отводам, истекая из отверстий. По
мере подъема нефти из нее оседают капли воды; количество и размер оставшихся в нефти капель уменьшаются по высоте аппарата. До уровня нижней
решетки электродной системы доходят только мелкие капли воды; поскольку
под этой решеткой, находящейся под высоким напряжением, существует
электрическое поле, в его объеме происходит коалесценция капель воды, их
укрупнение и осаждение. Однако напряженности электрического поля под
нижней решеткой недостаточно для коалесценции наиболее мелких капель
воды, которые заносятся потоком нефти в область сильного электрического
поля, создаваемого в объеме между прутками электродной системы. Нефть,
проходя через электродную систему, окончательно обезвоживается. Вместе с
водой из нефти удаляются и содержащиеся в ней соли.
Рис.1.5. Схема горизонтального электродегидратора 2ЭГ 160-2:
1 – корпус; 2 – сборник обессоленной нети; 3 – штуцер для предохранительного клапана; 4,5,6 – электроды; 7 – дренажный коллектор; 8 – распределитель сырой нефти; 9 – штуцер для межфазного регулятора уровня; 10 –
изоляторы; 11 – трансформаторы; 12 – катушки реактивные.
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
16
23
2. Технологическая часть
2.1. Описание технологической схемы установки
Рисунок 2.1 Технологическая схема установки подготовки нефти
Пластовая нефть попадает в сепаратор первой ступени (С-1), где происходит отделение попутного нефтяного газа от нефтяной эмульсии. После
эмульсия попадает на стадию предварительного обезвоживания в отстойники
(О-1-12), вода с предварительного обезвоживания идет на насосы перекачки
пластовой воды (Н-4-5), а нефть направляется в трубчатую печь (П-1), где
нагревается до 50°С. Нагретая нефть идет в отстойники (О-13-14), в которых
происходит стадия глубокого обезвоживания. Вода с отстойников также как
идет на насосы перекачки воды, а обезвоженная нефть направляется в сепаратор (С-2) на конечную сепарацию, где отделяется оставшийся газ. Прошедшая сепаратор нефть, попадает в резервуары (РВС-1-2), откуда товарная
нефть перекачивается с помощью насосов для товарной нефти (Н-1-3).
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Разраб.
Савина А.А.
Провер.
Савченков А.Л.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.
Подпись
Дата
Лит.
Технологическая
часть
Лист
Листов
23
35
ТИУ ИПТИ
гр. ХТб-16-1
24
2.2. Материальный баланс установки
2.2.1.Материальный баланс первой ступени сепарации
Путём интерполяции определяем значения констант при рабочих условиях сепарации.
Таблица 2.1
Значение константы фазового равновесия компонентов
при рабочих условиях первой ступени сепарации (0,5 МПа)
Компонент
10°С
20°С
19°С
N2
130
144
142,6
CO2
12,8
14,5
14,33
CH4
33
35
34,8
C2H4
5
6
5,9
C3H8
1,3
1,7
1,66
изо-C4H10
0,45
0,6
0,585
н-С4H10
0,35
0,45
0,44
изо-С5H12
0,11
0,17
0,164
н-C5H12
0,09
0,13
0,126
C6H14 и т.д
-
-
0,0001
Мольная доля отгона е' определяется методом последовательного приближения путём подбора такого значения, при котором будет выполняться
условие : Σ =
=1
Z'i – мольная доля компонента в пластовой нефти;
Ki – константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на данной ступени сепарации.
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
2
25
Расчёт путём последовательного приближения показывает, что мольная
доля отгона равна: е' = 0,3074
Примем следующие условные обозначения:
Мi – молекулярная масса компонента, кг/моль;
z'i – мольная доля компонента в нефти;
y'i – мольная доля компонента в газовой фазе;
х'i – мольная доля компонента в жидкой фазе;
yi – массовая доля компонента в газовой фазе;
xi – массовая доля компонента в жидкой фазе.
Таблица 2.2
Мольный состав фаз первой ступени сепарации
Компонент
N2
CO2
CH4
C2H4
C3H8
изо-C4H10
н-С4H10
изо-С5H12
н-C5H12
C6H14 и т.д
Сумма
Mi
z'i
Ki
y'i
xi
28
44
16
30
44
58
58
72
72
264
0,0110
0,0120
0,2250
0,0400
0,0450
0,0500
0,0550
0,0600
0,0650
0,4370
1,0000
142,6
14,33
34,8
5,9
1,66
0,585
0,44
0,164
0,126
0,0001
0,0352
0,0337
0,6874
0,0942
0,0621
0,0335
0,0292
0,0132
0,0112
0,0001
0,9999
0,0002
0,0024
0,0198
0,0160
0,0374
0,0573
0,0664
0,0808
0,0889
0,6309
1,0000
Молекулярную массу компонента “С6 и выше” находим из уравнения
аддитивности, зная молекулярную массу пластовой нефти Мпл :
Σ(z'i*Мi) = Мпл = 138
0,011*28+0,012*44+0,225*16+0,04*30+0,045*44+0,05*58+0,055*58+
+0,06*72+0,065*72+0,437*МС6 =138
МС6+ = 264
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
3
26
Таблица 2.3
Массовый состав газовой фазы первой ступени сепарации
Компонент
N2
CO2
CH4
C2H4
C3H8
изо-C4H10
н-С4H10
изо-С5H12
н-C5H12
C6H14 и т.д
Сумма
Mi
28
44
16
30
44
58
58
72
72
264
yi'
0,0352
0,0337
0,6874
0,0942
0,0621
0,0335
0,0292
0,0132
0,0112
0,0001
0,9999
yi'*Mi
0,9864
1,4843
10,9990
2,8249
2,7324
1,9446
1,6955
0,9535
0,8063
0,0167
24,4435
yi
0,0404
0,0607
0,4500
0,1156
0,1118
0,0796
0,0694
0,0390
0,0330
0,0007
1,0000
yi*100
4,0353
6,0722
44,9976
11,5570
11,1786
7,9554
6,9363
3,9009
3,2987
0,0681
100,0000
Массовая доля отгона равна:
e=е’*(Мгср/Мпл)= 0,3074*(24,4435/138)= 0,05445
Плотность газа при нормальных условиях:
рн.у.г = Мгср/22,4=24,4435/22,4 = 1,0912 кг/м3
Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации:
рг = рн.у.г
1,0912*(273*0,5/((273+19)*0,1))= 5,1011кг/м3
Таблица 2.4
Массовый состав жидкой фазы первой ступени сепарации
Компонент Mi
x’i
x’i*Mi
xi
xi*100
N2
28 0,0002
0,0069
0,00004
0,0037
CO2
44 0,0024
0,1036
0,00055
0,0549
CH4
16 0,0198
0,3161
0,00168
0,1677
C2H6
30 0,0160
0,4788
0,00254
0,2540
C3H8
44 0,0374
1,6460
0,00873
0,8732
изо-C4H10
58 0,0573
3,3241
0,01763
1,7634
н-С4H10
58 0,0664
3,8533
0,02044
2,0441
изо-С5H12
72 0,0808
5,8142
0,03084
3,0843
н-C5H12
72 0,0889
6,3993
0,03395
3,3947
C6H14 и т.д 264 0,6309 166,5649
0,88360
88,3600
Сумма
1,0000 188,5072
1,0000
100,0000
Составляем материальный баланс первой ступени сепарации на 1млн т
в год по пластовой нефти, которая имеет обводнённость 29% масс. Примем
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
4
27
350 рабочих дней в году, или 8400 часов.
Массовый расход пластовой нефти на входе:
G= 1000*106/8400=119047,62 кг/ч
Количество безводной нефти на входе :
Gн(вх) = 0,71*G= 0,71*119047,62 = 84523,81кг/ч
Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:
Gг = е*Gн = 0,05445*84523,81= 4602,22 кг/ч
Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой нефти Gн(вых) и по эмульсии Gэм соответственно:
Gн(вых) = Gн(вх) – Gг = 84523,81- 4602,22=79921,59 кг/ч
Gэм = Gн(вых) + G*0,29 = 79921,59+119047,62*0.29=114445,40 кг/ч
Правильность расчёта материального баланса определяется выполнением условия:
G = Gэм + Gг
119047,62 = 114445,40+4602,22 кг/ч
Условие выполняется.
Таблица 2.5
Материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой
нефти
Приход
Расход
%
%
тыс.
Поток
кг/ч
тыс.т/год
Поток
кг/ч
масс
масс
т/год
Пластовая
Эмульсия
жидкость
100,00 119047,62 1000,00
в том
96,13 114445,40 961,34
в том чисчисле:
ле:
-нефть
71,00 84523,81
710,00
-нефть
69,83 79921,59 671,34
-вода
29,00 34523,81
290,00
-вода
30,17 34523,81 290,00
Газ
3,87
4602,22
38,66
Итого
100,00 119047,62 1000,00
Итого
100,00 119047,62 1000,00
2.2.2. Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти
Эмульсия из сепаратора первой ступени поступает в отстойник, где
разделяется на два потока – нефть (эмульсию с меньшим содержанием воды)
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
5
28
и пластовую воду. Основные исходные данные для расчёта получены в материальном балансе первой ступени сепарации.
Gэм = 114445,40 кг/ч – массовый расход эмульсии на входе в отстойник;
Хнэм = 0,6983– массовая доля нефти в поступающей эмульсии;
Xвэм = 0,3017 – массовая доля воды в поступающей эмульсии;
Gн – массовый расход нефти на выходе из отстойника, кг/ч;
Хнн – массовая доля чистой нефти в потоке нефти на выходе из отстойника;
Хвн – массовая доля чистой нефти в потоке нефти на выходе из отстойника;
Gв – массовый расход пластовой воды на выходе из отстойника, кг/ч;
Xнв – массовая доля чистой нефти в пластовой воде на выходе из отстойника;
Xвв – массовая доля чистой воды в потоке пластовой воды на выходе из
отстойника.
Составляем систему уравнений:
Gэм· Xнэм = Gн∙ Xнн + Gв∙ Xнв
Gэм∙ Xвэм = GН∙ Xвн + Gв∙Хвв
Выражаем массовые расходы потоков на выходе из отстойника:
Определяем долю воды в нефти и долю нефти в воде на выходе из отстойника. Так как эти данные могут быть получены только экспериментальным путем, примем на основании производственных данных:
Хвн = 0,05
Xнв =0,001
Тогда:
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
6
29
Хнн = 1 – 0,05 = 0,95
Xвв = 1 – 0,001 = 0,999
Массовый расход нефти на выходе из отстойника:
= 84091,44 кг/ч
GН = 114445,40∙
Массовый расход пластовой воды на выходе из отстойника:
= 30353,96 кг/ч
GB =
При верном расчете выполняется условие:
Gн + Gв = Gэм
84091,44 + 30353,96 = 114445,40 кг/ч
Условие выполняется.
Для составления материального баланса определяем составы потоков
на выходе из отстойника:
Количество чистой нефти в нефтяном потоке из отстойника:
GН* Хнн = 84091,44*0,95 = 79886,87 кг/ч
Количество воды в нефтяном потоке из отстойника:
GН* Хвн = 84091,44*0,05 = 4204,57 кг/ч
Количество чистой нефти в пластовой воде из отстойника:
GВ* Xнв = 30353,96*0,001 = 30,35 кг/ч
Количество чистой воды в пластовой воде из отстойника:
GВ* Xвв = 30353,96*0,999 = 30323,61 кг/ч
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
7
30
Таблица 2.6
Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти на 1 млн т в
год по пластовой нефти
Приход
Расход
%
тыс.
%
тыс.
Поток
кг/ч
Поток
кг/ч
масс
т/г
масс
т/г
Эмульсия
Эмульсия
в том
100,00 114445,40 961,34
в том
73,48
84091,44 706,37
числе:
числе:
-нефть
69,83 79917,22 671,34
-нефть
95,00 79886,87 671,05
-вода
30,17 34528,18 290,00
-вода
5,00
4204,57
35,32
Пластовая
вода в том 26,52 30353,96 254,97
числе:
-вода
99,90 30323,61 254,72
-нефть
0,10
30,35
0,25
Итого
100,00 114445,40 961,34
Итого
100,00 114445,40 961,34
2.2.3. Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти
Глубокое обезвоживание нефти производится в отстойнике. Эмульсия
из отстойника предварительного обезвоживания поступает в отстойник, где
разделяется на два потока – обезвоженную нефть и пластовую воду.
Gэм = 84091,44 – массовый расход эмульсии на входе в отстойник;
Хнэм = 0,95 – массовая доля нефти в поступающей эмульсии;
Хвэм = 0,05 – массовая доля воды в поступающей эмульсии;
Gн – массовый расход нефти на выходе из отстойника, кг/ч;
Хнн – массовая доля чистой нефти в потоке нефти на выходе из отстойника;
Хвн - массовая доля воды в нефтяном потоке на выходе из отстойника;
Gв – массовый расход пластовой воды на выходе из отстойника, кг/ч;
Хнв – массовая доля чистой нефти в пластовой воде на выходе из отстойника;
Хвв – массовая доля чистой воды в потоке пластовой воды на выходе из
отстойника.
После отстойника остаточная доля воды в обезвоженной нефти, соЛист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
8
31
гласно исходным данным должна составлять:
Хвн = 0,005
Поэтому доля чистой нефти в нефтяном потоке из:
Хнн = 1 – 0,005 = 0,995
Примем на основании производственных данных долю нефти в пластовой воде на выходе из отстойника:
Хнв = 0,001
Тогда доля чистой воды в потоке пластовой воды составит:
Хвв = 1 – 0,001 = 0,999
Составляем систему уравнений:
Gэм∙ Хнэм = Gн ∙ Хнн + Gн ∙ Хнв
Gэм ∙ Хвэм = Gн ∙ Хвн + Gв ∙ Хвв
При решении системы уравнений определяем массовый расход обезвоженной нефти на выходе из отстойника:
Gн = 84091,44 ∙
= 80284,48 кг/ч
Массовый расход пластовой воды на выходе из отстойника:
= 3806,96 кг/ч
Gв =
При верном расчёте должно выполняться условие:
Gн + Gв = Gэм
80284,48 + 3806,96 = 84091,44 кг/ч
Условие выполняется.
Для составления материального баланса определяем составы потоков
на выходе из отстойника.
Количество чистой нефти в нефтяном потоке из отстойника:
Gн * Хнн = 80284,48 * 0,995 = 79883,06 кг/ч
Количество воды в нефтяном потоке из отстойника:
Gн * Хвн = 80284,48 * 0,005= 401,42 кг/ч
Количество чистой нефти в пластовой воде из отстойника:
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
9
32
Gв * Хнв = 3806,96 * 0,001 = 3,81 кг/ч
Количество чистой воды в пластовой воде из отстойника:
Gв * Хвв = 3806,96 * 0,999 = 3803,15 кг/ч
Таблица 2.7
Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти на 1 млн т в год по
пластовой нефти
Приход
Расход
%
тыс.
%
тыс.
Поток
кг/ч
Поток
кг/ч
масс
т/г
масс
т/г
Эмульсия
Нефть
в том
100,00 84091,44 706,37
в том
95,47 80284,48 674,39
числе:
числе:
-нефть
95,00 79886,87 671,05
-нефть
99,50 79883,06 671,02
-вода
5,00
4204,57 35,32
-вода
0,50
401,42
3,37
Пластовая
вода в том 4,53
3806,96 31,98
числе:
-вода
99,90 3803,15 31,95
-нефть
0,10
3,81
0,03
Итого
100,00 84091,44 706,37
Итого
100,00 84091,44 706,37
2.2.4. Материальный баланс конечной ступени сепарации нефти
Расчёт конечной ступени сепарации нефти производиться при температуре 38°С и давлении 0,168 МПа.
Расчёт путём последовательного приближения показывает, что мольная
доля отгона равна: е' = 0,08096
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
10
33
Таблица 2.8
Значение константы фазового равновесия
компонентов при рабочих условиях первой ступени
сепарации (38°С)
Компонент
0,1 МПа
0,2 МПа
0,168 МПа
N2
CO2
CH4
C2H4
C3H8
изо-C4H10
н-С4H10
изо-С5H12
н-C5H12
C6H14 и т.д
709,80
85,60
188,80
39,00
12,00
4,76
3,16
1,34
1,09
-
370,80
43,00
94,00
19,40
5,78
2,40
1,72
0,66
0,57
-
479,28
56,63
124,34
25,67
7,77
3,16
2,18
0,88
0,74
0,0001
Таблица 2.9
Мольный состав фаз конечной ступени сепарации
Компонент
N2
CO2
CH4
C2H4
C3H8
изо-C4H10
н-С4H10
изо-С5H12
н-C5H12
C6H14 и т.д
Сумма
Mi
z'i
Ki
y'i
x'i
28
44
16
30
44
58
58
72
72
264
0,0002
0,0024
0,0198
0,0160
0,0374
0,0573
0,0664
0,0808
0,0889
0,6309
1,0000
479,28
56,63
124,34
25,67
7,77
3,16
2,18
0,88
0,74
0,0001
-
0,0030
0,0242
0,2236
0,1367
0,1878
0,1540
0,1322
0,0716
0,0669
0,00007
1,0000
0,0000062
0,00043
0,0018
0,0053
0,0242
0,0488
0,0606
0,0816
0,0908
0,6865
1,0000
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
11
34
Таблица 2.10
Массовый состав газовой фазы конечной ступени сепарации
Компонент
N2
CO2
CH4
C2H4
C3H8
изо-C4H10
н-С4H10
изо-С5H12
н-C5H12
C6H14 и т.д
Сумма
Mi
28
44
16
30
44
58
58
72
72
264
yi'
0,0030
0,0242
0,2236
0,1367
0,1878
0,1540
0,1322
0,0716
0,0669
0,00007
1,0000
yi'*Mi
0,0835
1,0657
3,5773
4,1008
8,2618
8,9299
7,6701
5,1536
4,8152
0,0181
43,6760
yi
0,0019
0,0244
0,0819
0,0939
0,1892
0,2045
0,1756
0,1180
0,1102
0,0004
1,0000
yi*100
0,1911
2,4401
8,1906
9,3890
18,9162
20,4458
17,5613
11,7996
11,0248
0,0415
100,0000
Таблица 2.11
Массовый состав жидкой фазы конечной ступени сепарации
Компонент Mi
x’i
x’i*Mi
xi
xi*100
N2
28 0,0000062 0,00017
0,00000
0,0001
CO2
44
0,00043
0,0188
0,00009
0,0094
CH4
16
0,0018
0,0288
0,00014
0,0143
C2H6
30
0,0053
0,1597
0,00079
0,0794
C3H8
44
0,0242
1,0632
0,00528
0,5283
изо-C4H10
58
0,0488
2,8302
0,01406
1,4062
н-С4H10
58
0,0606
3,5171
0,01747
1,7475
изо-С5H12
72
0,0816
5,8724
0,02918
2,9177
н-C5H12
72
0,0908
6,5388
0,03249
3,2489
C6H14 и т.д 264
0,6865
181,2364
0,90048
90,0484
Сумма
1,0000
201,2656
1,0000
100,0000
Массовая доля отгона равна:
e=е' *(Мсрг/Мн)= 0,08096 *(43,68/189)= 0,01871
Плотность газа при нормальных условиях:
рн.у.г = 43,68/22,4 = 1,95 кг/м3
Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации:
рг = 1,95 * (273*0,168/((273+38)*0,1))= 2,876 кг/м3
Количество нестабильной нефти:
G = 80284,48 кг/ч
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
12
35
Количество безводной нефти на входе:
Gн(вх) = 79883,06 кг/ч
Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:
Gг = е*Gн =0,01871 * 79883,06 = 1494,67 кг/ч
Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой нефти Gтов и по эмульсии Gн(вых) соответственно:
Gн(вых) = Gн(вх) – Gг = 79883,06 – 1494,67 = 78388,39 кг/ч
Gтов = Gн(вых) + Gв = 78388,39 + 401,42 = 78789,81кг/ч
Правильность расчёта материального баланса определяется выполнением условия:
G = Gтов + Gг
80284,48 = 78789,81 + 1494,67
Условие выполняется.
Таблица 2.12
Материальный баланс конечной ступени сепарации на 1 млн т в год по
пластовой нефти
Приход
Расход
%
тыс.
%.
тыс.
Поток
кг/ч
Поток
кг/ч
масс
т/г
Масс
т/г
Нестаб.
Товарная
нефть
нефть в
100,00 80284,48 674,39
98,14 78789,81 661,83
в том
том чисчисле:
ле
-нефть 99,50 79883,06 671,02
нефть
99,49 78388,39 658,46
-вода
0,50
401,42
3,37
вода
0,51
401,42
3,37
Газ
1,86
1494,67 12,56
Итого 100,00 80284,48 674,39
Итого
100,00 80284,48 674,39
2.2.5. Материальный баланс установки подготовки нефти
Производим корректировку материальных балансов всех стадий на заданную расчетную производительность 2,4 млн т в год по товарной нефти.
Составляем материальный баланс конечной ступени сепарации на 2,4
млн т в год по товарной нефти.
Перерасчет расхода в кг/ч:
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
13
36
2400*106/8400 = 285714,29 кг/ч
Массовое соотношение товарной нефти и газа на выходе из сепаратора
известно: 98,14% и 1,86% соответственно.
Определяем по пропорции количество газа, которое образуется при заданно расходе товарной нефти:
1,86*285714,29 /98,14 = 5420,11 кг/ч
Из массового соотношения в товарной нефти чистой нефти и воды
(99,49% и 0,51%) по пропорции рассчитываем расходы чистой нефти и воды:
99,49 * 285714,29/100 = 284258,61кг/ч
Количество воды:
0,51*285714,29/100 = 1455,67 кг/ч
Общий расход товарной нефти и газа:
285714,29 + 5420,11= 291134,39 кг/ч
Количество чистой нефти на входе в сепаратор:
291134,39 - 1455,67 = 289678,72кг/ч
Таблица 2.13
Материальный баланс конечной ступени сепарации на 2,4 млн т в год по товарной нефти
Приход
Расход
%.
%.
Поток
кг/ч
тыс. т/г Поток
кг/ч
тыс. т/г
Масс
Масс
Нестаб.
Товарная
нефть
нефть
100,00 291134,39 2445,53
98,14 285714,29 2400,00
в том
в том
числе:
числе:
-нефть 99,50 289678,72 2433,30 -нефть
99,49 284258,61 2387,77
-вода
0,50
1455,67
12,23
-вода
0,51
1455,67
12,23
Газ
1,86
5420,11
45,53
Итого 100,00 291134,39 2445,53 Итого
100,00 291134,39 2445,53
Производим корректировку материального баланса стадии глубокого
обезвоживания нефти на 2,4 млн т в год по товарной нефти.
Расход пластовой воды:
4,53*291134,39/95,47 = 13805,11 кг/ч
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
14
37
Количество чистой воды и нефти в потоке пластовой воды, соответственно:
99,9*13805,11/100 = 13791,30 кг/ч
0,1*13805,11/100 = 13,81 кг/ч
Общий расход нефти и пластовой воды из отстойника:
291134,39 + 13805,11 = 304939,50 кг/ч
Количество чистой воды на входе и выходе не изменяется. Поэтому на
входе в отстойник поступает вода в количестве:
13791,30 + 1455,67 = 15246,98 кг/ч
Количество чистой нефти на входе:
304939,50 - 15246,98= 289692,53 кг/ч
При верном расчете количество чистой нефти на входе должно быть
равно суммарному количеству чистой нефти в нефтяном и водном потоке на
выходе:
289692,53 = 289678,72 + 13,81 кг/ч
Условие выполняется.
Таблица 2.14
Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти на 2,4 млн т в год по
пластовой нефти
Приход
Расход
%
%
Поток
кг/ч
тыс. т/г
Поток
кг/ч
тыс. т/г
масс
масс
Эмульсия
Нефть
в том
100,00 304939,50 2561,49
в том
95,47 291134,39 2445,53
числе:
числе:
-нефть
95,00 289692,53 2433,42
-нефть
99,50 289678,72 2433,30
-вода
5,00
15246,98 128,07
-вода
0,50
1455,67
12,23
Пластовая
вода в том 4,53
13805,11 115,96
числе:
-вода
99,90
13791,3
115,85
-нефть
0,10
13,81
0,12
Итого
100,00 304939,50 2561,49
Итого
100,00 304939,50 2561,49
Корректируем материальный баланс предварительного обезвоживания
нефти. Статьи прихода из материального баланса глубокого обезвоживания
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
15
38
(количество эмульсии 304939,50 кг/ч, содержание в ней нефти и воды
289692,53 кг/ч и 15246,98 кг/ч соответственно) переносим в соответствующие статьи расхода.
Таблица 2.15
Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти на 2,4 млн т в год
по пластовой нефти
Приход
Расход
%
%
Поток
кг/ч
тыс. т/г
Поток
кг/ч
тыс. т/г
масс
масс
Эмульсия
Эмульсия
в том
100,00 414996,60 3485,97 в том чис- 73,48 304939,50 2561,49
числе:
ле:
-нефть
69,83 289802,58 2434,34
-нефть
95,00 289692,53 2433,42
-вода
30,17 125194,02 1051,63
-вода
5,00
15246,98 128,07
Пластовая
вода в том 26,52 110057,10 924,48
числе:
-вода
99,90 109947,04 923,56
-нефть
0,10
110,06
0,92
Итого
100,00 414996,60 3485,97
100,00 414996,60 3485,97
Соотношение эмульсии и пластовой воды (73,48% и 26,52%) на выходе
из отстойника остаётся неизменным. Поэтому расход пластовой воды будет
составлять:
26,52*304939,50/73,48= 110057,10 кг/ч
Количество чистой воды в этом потоке:
99,9*110057,10/100 = 109947,04 кг/ч
Количество нефти в пластовой воде:
0,1*110057,10 /100 = 110,06 кг/ч
Общий расход эмульсии и пластовой воды на выходе из отстойника:
304939,50 + 110057,10 = 414996,60 кг/ч
Расход чистой воды на входе и выходе не изменяется, поэтому находим
количество воды в эмульсии на входе:
15246,98 + 109947,04 = 125194,02 кг/ч
Количество чистой нефти на входе:
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
16
39
414996,60 - 125194,02 = 289802,58 кг/ч
Находим массовое соотношение этих потоков:
*100% = 30,17% масс.
*100% = 69,83% масс.
Корректируем материальный баланс первой ступени сепарации.
Таблица 2.16
Материальный баланс первой ступени сепарации на 2,4 млн т в год по пластовой
нефти
Приход
Расход
%
%
тыс.
Поток
кг/ч
тыс.т/год
Поток
кг/ч
масс
масс
т/год
Пластовая
Эмульсия
жидкость
100,00 431703,53 3626,31
в том
96,13 414996,60 3485,97
в том чисчисле:
ле:
-нефть
71,00 306509,51 2574,68
-нефть
69,83 289802,58 2434,34
-вода
29,00 125194,02 1051,63
-вода
30,17 125194,02 1051,63
Газ
3,87
16706,93 140,34
Итого
100,00 431703,53 3626,31
Итого
100,00 431703,53 3626,31
Расход газа составит:
3,87*414996,60/96,13 = 16706,93 кг/ч
Общий расход эмульсии и газа на выходе из сепаратора:
414996,60 + 16706,93 = 431703,53 кг/ч
Это количество равно расходу пластовой нефти на входе. Так как количество воды на входе и выходе не изменяется, находим расход чистой нефти
на входе:
431703,53 – 125194,02 = 306509,51 кг/ч
Массовое соотношение нефти и воды на входе соответственно:
*100% = 71,00 % масс.
*100% = 29,00 % масс.
По данным материальных балансов всех стадий составляем суммарный
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
17
40
материальный баланс всей установки подготовки нефти на 2,4 млн т в
год по товарной нефти.
Общее количество попутного газа, отделяемого на двух ступенях сепарации:
Gг = 16706,93 + 5420,11 = 22127,03 кг/ч
Общее количество пластовой воды, удаляемой на стадиях предварительного и глубокого обезвоживания:
Gп.в. = 110057,10 + 13805,11 = 123862,21 кг/ч
В этой пластовой воде количество чистой воды будет составлять:
Gв = 109947,04 + 13791,30 = 123738,34 кг/ч
Количество чистой нефти в пластовой воде:
Gн = 110,06 + 13,81 = 123,86 кг/ч
Таким образом, с установки подготовки нефти будет уходить следующие потоки:
- товарная нефть Gтов = 285714,29 кг/ч
- попутный газ Gг = 22127,03 кг/ч
- пластовая вода Gп.в. = 123862,21 кг/ч
Суммарный расход этих потоков:
Gтов+Gг+Gп.в. = 285714,29+22127,03+123862,21 = 431703,53 кг/ч
Количество поступающей пластовой нефти: G = 431703,53
При верном расчете должно выполняться условие: G = Gтов+Gг+Gп.в.
Условие выполняется.
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
18
41
Таблица 2.17
Материальный баланс установки подготовки нефти на 2,4 млн т в год по товарной нефти
Приход
Расход
Поток
%масс
кг/ч
тыс. т/г
Поток
%масс
кг/ч
тыс. т/г
Пластовая
Товарная
нефть
нефть
100,00 431703,53 3626,31
66,18 285714,29 2400,00
в том
в том
числе:
числе:
-нефть
71,00 306509,51 2574,68
-нефть
99,49 284258,61 2387,77
-вода
29,00 125194,02 1051,63
-вода
0,51
1455,67
12,23
Газ
5,13
22127,03 185,87
Пластовая
вода
28,69 123862,21 1040,44
в том
числе:
-вода
99,90 123738,34 1039,40
-нефть
0,10
123,86
1,04
Итого
100,00 431703,53 3626,31
Итого
100,00 431703,53 3626,31
Проверяем баланс по воде:
1455,67 + 123738,34 = 125194,02 кг/ч
Полученный расход должен соответствовать количеству воды в пластовой нефти. Условие выполняется.
Проверяем баланс по нефти:
284258,61 + 22127,03 + 123,86 = 306509,51 кг/ч
Полученный расход должен быть равен количеству чистой нефти в потоке пластовой нефти на входе в сепаратор первой ступени. Условие выполняется.
Выход товарной нефти составит:
*100% = 66,18 % масс.
Выход попутного газа:
*100% = 5,13 % масс.
Выход пластовой воды:
*100 = 28,69 % масс.
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
19
42
По результатам материальных балансов всех стадий, составим схему
материальных потоков установки подготовки нефти.
Рис. 2.2 Схема материальных потоков установки подготовки нефти
2.3. Технологический расчет оборудования
2.3.1. Расчёт сепаратора первой ступени сепарации
В сепаратор поступает пластовая нефть в количестве: Gж = 431703,53
кг/ч, из сепаратора выходит газ в количестве: Gг = 16706,93 кг/ч.
Объемный расход жидкости: Vж = Gж/ρ19эм
Предварительно рассчитаем плотность эмульсии при 20°С:
ρ20эм =
=
= 881,54 кг/м3
Относительную плотность эмульсии при 19°С определим по уравнению:
ρt4 = ρ204 – α*(t-20)
α = 0,001838 – 0,00132*ρ204 = 0,001838 – 0,00132* 0,88154= 0,000674
ρ194 = 0,88154 – 0,000674*(19-20) = 0,88221
Абсолютная плотность эмульсии:
ρ19эм = 882,21 кг/м3
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
20
43
Объемный расход жидкости:
Vж = 431703,53/882,21 = 489,34 м3/ч
Объемный расход газа при нормальных условиях:
Vг = Gг/ρнуг = 16706,93/1,0912 = 15310,20 м3/ч
Принимаем к установке горизонтальный сепаратор типа НГС-0,6-2400,
со следующими характеристиками:
-объем V = 50 м3
-внутренний диаметр Dв = 2,4 м
-длина L = 11,06 м
-производительность по жидкости 160-800 м3/ч
-производительность по газу 82900 м3/ч
Определяем максимальную пропускную способность этого сепаратора
по пластовой нефти (эмульсии):
Vmaxж =
* 3600, м3/ч
Для упрощения расчетов примем площадь зеркала F равной 95% от
максимального значения: F = 0,95*Dв*L = 0,95*2,4*11,06 = 25,22 м2
d – диаметр пузырьков газа, который не должен превышать 1…2 мм.
Примем d = 1,55*10-3 м.
ρг = 5,10 кг/м3.
ν20 = 24 сСт = 24*10-6 м2/с
ν50 = 12 сСт = 12*10-6 м2/с
Динамическая вязкость нефти при 20°С:
μ20 = ν20 * ρ20 = 24*10-6 * 838 = 20,11 мПа*с
Для определения динамической вязкости нефти при 50°С находим сначала относительную плотность нефти при 50°С:
α = 0,001838 – 0,00132*ρ204 = 0,001838 – 0,00132* 0,838= 0,000732
ρ504 = 0,838 – 0,000732*(50-20) = 0,81604кг/м3
Абсолютная плотность нефти при 50°С:
ρ50 = 816,04 кг/м3
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
21
44
Динамическая вязкость нефти при 50°С:
μ50 = 12*10-6 * 816,04 = 9,79 мПа*с
Динамическую вязкость нефти при 19°С определяем из уравнения:
lgμ19 = lgμ20 *
μ
μ
lgμ19 = lg 20,11 *
= 1,315421922
μ19 = 20,67 мПа*с = 20,67*10-3 Па*с
μэм =
μ
= 48,67*10-3 Па*с
=
Максимальная пропускная способность сепаратора по жидкости:
Vmaxж =
* 3600 = 2142,05 м3/ч
Таким образом, расчет показывает, что максимальная пропускная способность выбранного сепаратора по жидкости превышает реальный расход
пластовой нефти на входе:
2142,05 м3/ч > 489,34 м3/ч
Следовательно, выбранный сепаратор обеспечит необходимые условия
первой ступени сепарации нефти.
2.3.2. Расчет отстойника предварительного обезвоживания
Для расчета необходимого количества отстойников необходимо определить минимальный диаметр аппарата и минимальную длину зоны отстоя.
Минимальный диаметр отстойника для обеспечения ламинарного течения эмульсии (Re ≤2320) определяется по формуле:
Dmin =
*
,м
где Vвх – объемный расход эмульсии на входе в отстойник, м3/с;
ρэм – плотность эмульсии, кг/м3;
μэм – динамическая вязкость эмульсии, Па*с;
f (ε) – функция относительной высоты водяной подушки в зоне отстоя:
f (ε) = 0,5π + (1 – ε ) *
+ arcsin(1- ε ),
где ε = hв/R – относительная высота водяной подушки,м;
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
22
45
hв – высота водяной подушки, м;
R – радиус отстойника, м.
Установлено, что пропускная способность отстойника максимальна
при ε = 0,46. Тогда f(ε) = 2,596.
Из материального баланса стадии предварительного обезвоживания
нефти следует, что в аппарат поступает эмульсия в количестве
Gж = 414996,60 кг/ч.
Плотность эмульсии ρэм = 882,21 кг/м3.
Объемный расход эмульсии:
Vвх = 414996,60 / 882,21 = 470,41м3/ч =0,131 м3/с
Вязкость эмульсии μэм = 48,67 *10-3 Па*с.
Минимальный диаметр отстойника будет составлять:
Dmin =
*
= 1,37 м
Расчет показал, что для обеспечения ламинарного движения эмульсии
необходим минимальный диаметр отстойника 1,37. Так как максимальный
диаметр стандартного отстойника составляет 3,4 м, то для обеспечения ламинарного режима не нужно разделять входящий поток.
Минимальная длина зоны отстоя для обеспечения необходимого времени осаждения капель воды: L =
,м
где hос – высота зоны отстоя, м;
ωср – средняя горизонтальная скорость движения эмульсии в аппарате,
м/с;
ωос – скорость стеснённого осаждения капель воды, м/с.
ε = hв/R = 0,46
При стандартном диаметре отстойника D = 3,4 м его радиус составит
R= 1,7м
Высота водяной подушки:
hв = ε*R = 0,46 * 1,7 = 0,782 м
Высота зоны отстоя:
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
23
46
hос = D – hв = 3,4 – 0,782 = 2,62 м
Средняя горизонтальная скорость движения эмульсии определяется как
среднее арифметическое скоростей на входе и выходе:
ωср =
ωвх = Vвх/S
ωвых = Vвых/S
где Vвх и Vвых – объемный расход эмульсии на входе в аппарат и выходе из него, м3/с;
S – площадь поперечного сечения для прохода эмульсии в аппарате, м2.
Из материального баланса стадии предварительного обезвоживания
следует, что суммарный массовый расход эмульсии на выходе составляет
Gвых = 304939,50 кг/ч.
Для определения объемного расхода эмульсии определяем плотность
эмульсии на выходе, состоящей из 95% нефти и 5% воды:
ρ20эм =
= 845,20 кг/м3
α = 0,00072234
ρ194 = 0,83356 – 0,00072234*(19-20) = 0,84592
Абсолютная плотность эмульсии на выходе при 19°С:
ρ19эм = 845,92 кг/м3
Объемный расход эмульсии на выходе:
Vвых = 304939,50 /845,92 = 360,48 м3/ч = 0,100 м3/с
Площадь поперечного сечения для прохода эмульсии:
S=
Диаметр отстойника D и эквивалентный диаметр Dэкв связаны соотношением:
D = Dэкв
При f(ε) = 2,596 и D = 3,4м:
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
24
47
= 3,09 м
=
Dэкв =
= 7,5 м2
S=
ωвх = 0,131/7,5 = 0,0174 м/с
ωвых = 0,100/7,5 = 0,0133 м/с
ωср =
= 0,0154 м/с
Скорость стеснённого осаждения капель воды рассчитывается на основе уравнения Стокса:
ωос =
где (1 – В )4,7 – коэффициент, учитывающий стеснённость осаждения
капель воды;
B – массовая доля воды в эмульсии;
d = 300*10-6 – диаметр капель воды, м;
ρв и ρн – плотность воды и нефти, кг/м3;
μн – динамическая вязкость нефть, Па*с.
Содержание воды в эмульсии на входе в отстойник составляет 30,17 %
масс., на выходе 5% масс. Среднее значение содержания воды в эмульсии в
аппарате будет составлять: Wср =
= 17,858 % масс.
Или средняя доля воды В = 0,17858
Определяем относительную плотность нефти при 19°С:
α = 0,001838 – 0,00132 * 0,838 = 0,000732
ρ194 = 0,838 – 0,000732*(19-20) = 0,83873
Абсолютная плотность нефти ρ19н = 838,73 кг/м3
Динамическая вязкость нефти при 19°С: μн = 20,67 * 10-3 Па*с
Скорость осаждения капель воды:
ωос =
= 0,000164 м/с
Минимальная длина зоны отстоя:
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
25
48
= 245,95 м
L=
Примем к установке отстойник типа ОГ-200 с характеристиками:
- объем V = 200 м3;
- внутренний диаметр Dв = 3,4 м;
- внутренняя длина Lотс = 22,04 м.
Необходимое число аппаратов для обеспечения минимальной длины
зоны отстоя:
n = L/Lотс = 245,95/22,04 = 11,159
Количество отстойников составит 12 штук.
При параллельном подключении всех отстойников в каждый будет поступать следующее количество эмульсии:
Vотс = Vвх/n = 0,131/12 = 0,0109 м3/с
Проверяем максимально возможную пропускную способность одного
отстойника для обеспечения ламинарного режима:
Vmax =
= 0,308 м3/с
=
Так как 0,0109 м3/с < 0,308 м3/с, т.е. Vотс < Vmax , следовательно, ламинарный режим движения эмульсии в отстойниках обеспечен.
2.3.3. Расчет отстойника глубокого обезвоживания
В отстойник поступает эмульсия в количестве Gж = 304939,50 кг/ч.
Рассчитаем относительную плотность нефти после нагрева в печи:
α = 0,001838 – 0,00132*ρ204 = 0,001838 – 0,00132* 0,838= 0,000732
ρ504 = 0,838 – 0,000732*(50-20) = 0,81604
Абсолютная плотность нефти при 50°С:
ρ50 = 816,04 кг/м3
В отстойник поступает эмульсия с содержанием воды 5% масс. Находим плотность эмульсии на входе в отстойник (пренебрегаем незначительными изменениями плотность пластовой воды).
ρ50эм =
= 823,96 кг/м3
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
26
49
Объемный расход эмульсии:
Vж = Gж/ρ50эм = 304939,50/823,96 = 370,09 м3/ч = 0,103 м3/с
Динамическая вязкость нефти при 50°С:
μ50 = 12*10-6 * 816,04 = 9,79 мПа*с
Динамическая вязкость эмульсии при 50°С:
μ
μэм =
= 11,13*10-3 Па*с
=
Минимальный диаметр отстойника будет составлять:
Dmin =
*
= 4,63 м
Расчет показал, что для обеспечения ламинарного движения эмульсии
необходим минимальный диаметр отстойника 4,63. Но максимальный диаметр стандартного отстойника составляет 3,4 м, поэтому для обеспечения
ламинарного режима необходимо разделить входящий поток на два параллельных потока. Тогда расход эмульсии для одного потока будет составлять:
V1вх = 0,103/2= 0,0514 м3/с
Высота водяной подушки:
hв = ε*R = 0,46 * 1,7 = 0,782 м
Высота зоны отстоя:
hос = D – hв = 3,4 – 0,782 = 2,62 м
Из материального баланса стадии глубокого обезвоживания следует,
что суммарный массовый расход эмульсии на выходе составляет
Gвых = 291134,39 кг/ч
Для одного параллельного потока:
G1вых = 291134,39/2 = 145567,20 кг/ч
Для определения объемного расхода эмульсии определяем плотность
эмульсии на выходе, состоящей из 99,5% нефти и 0,5% воды:
ρ50эм =
= 816,83 кг/м3
Объемный расход эмульсии для одного потока на выходе:
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
27
50
V1вых = 145567,20/816,83 = 178,21 м3/ч = 0,0495 м3/с
Площадь поперечного сечения для прохода эмульсии:
= 7,5 м2
S=
ωвх = 0,0514/7,5 = 0,0069 м/с
ωвых = 0,0495/7,5 = 0,0066 м/с
ωср =
= 0,0067 м/с
Скорость стеснённого осаждения капель воды рассчитывается на основе уравнения Стокса:
ωос =
Содержание воды в эмульсии на входе в отстойник составляет 5,0 %
масс., на выходе 0,5% масс. Среднее значение содержания воды в эмульсии в
аппарате будет составлять: Wср =
= 2,75 % масс.
Или средняя доля воды В = 0,0275
Скорость осаждения капель воды:
ωос =
= 0,000852 м/с
Минимальная длина зоны отстоя:
= 20,68 м
L=
Примем к установке отстойник типа ОГ-200 с характеристиками:
- объем V = 200 м3;
- внутренний диаметр Dв = 3,4 м;
- внутренняя длина Lотс = 22,04 м.
Необходимое число аппаратов для обеспечения минимальной длины
зоны отстоя:
n = L/Lотс = 20,68/22,04 = 0,9384
Так как предварительно поток эмульсии был разбит на два, то общее
количество необходимых отстойников составит:
n = 0,9384*2 = 1,877 ≈ 2 штуки
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
28
51
При параллельном подключении всех отстойников в каждый будет поступать следующее количество эмульсии:
Vотс = Vвх/n = 0,103/2= 0,0514 м3/с
Проверяем максимально возможную пропускную способность одного
отстойника для обеспечения ламинарного режима:
Vmax =
= 0,0754 м3/с
=
Так как 0,0514 м3/с < 0,0754 м3/с, т.е. Vотс < Vmax , следовательно, ламинарный режим движения эмульсии в отстойниках обеспечен.
2.3.4. Расчет сепаратора конечной ступени сепарации
Из материального баланса конечно ступени сепарации следует, что в
сепаратор поступает нестабильная нефть в количестве Gж = 291134,39 кг/ч,
из сепаратора отходит газ в количестве Gг = 5420,11 кг/ч.
Рабочая температура в сепараторе 38°С. Плотность нефти при этой
температуре:
ρ204 = 0,838
α = 0,001838 – 0,00132*ρ204 = 0,001838 – 0,00132* 0,838= 0,000732
ρ384 = 0,838 – 0,000732*(38-20) = 0,82483
ρн38=824,83 кг/м3
В нефти, поступающей в сепаратор, содержится 0,5 %масс. воды. С
учетом этого, плотность нефти составляет:
ρн =
= 825,58 кг/м3
Объемный расход нефти на входе в сепаратор:
Vж = Gж/pн = 291134,39/825,58 = 352,64 м3/ч
Объемный расход газа при нормальных условиях:
Vг = Gг/pнуг = 5420,11/1,95 = 2779,54 м3/ч
По объемным расходам жидкости и газа выбираем сепаратор типа
НГС-0,6-2000 с характеристиками:
-объем V = 25 м3;
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
29
52
-внутренний диаметр Dв = 2 м;
-длина L = 7,96 м;
-производительность по жидкости 86-430 м3/ч;
-производительность по газу 62200 м3/ч.
Площадь зеркала нефти в сепараторе:
F = 0,95*Dв*L = 0,95*2*7,96 = 15,124 м2
Плотность газа при рабочих условиях в сепараторе:
ρг = 2,88 кг/м3
Динамическая вязкость нефти при 38°С:
lgμ38 = lgμ20 *
lgμ38 = lg 20,11 *
μ
μ
= 1,1057
μ38 = мПа*с = 12,76*10-3 Па*с
Динамическая вязкость нефти с содержанием 0,4% масс. воды:
μ
μн =
= 12,92*10-3 Па*с
=
Максимальная пропускная способность сепаратора по жидкости:
Vmaxж =
* 3600 =
* 3600 =
=4540,33 м3/ч
Таким образом, расчет показал, что максимальная пропускная способность выбранного сепаратора по жидкости превосходит реальный расход
нефти:
4540,33 м3/ч > 352,64 м3/ч
Следовательно, выбранный сепаратор обеспечит необходимые условия
конечно ступени сепарации нефти.
2.3.5. Расчет трубчатой печи
В трубчатую печь поступает эмульсия из отстойников, где нагревается
от 19°С до 50°С. Из материального баланса процесса предварительного обезвоживания нефти следует, что массовый расход эмульсии составляет
Курсовой проект
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
30
53
Gж = 304939,50 кг/ч или 84,71 кг/с.
Примем для установки печь типа ПТБ-10, с характеристиками:
Таблица 2.18
Единица
Значения
измерения
параметра
Площадь поверхности нагрева
м2
1150
Коэффициент теплопередачи
Вт/(м2*гр)
20
м
18
мм
152×8
Число труб
-
10
Число ходов
-
4
м3/ч
800
МПа
1,0
°С
50
°С
600
%
75
МВт
11,7
Параметр
Длина труб
Диаметр труб
Максимальная производительность по сырью
Максимальное абсолютное давление жидкости
на входе
Максимальная температура нагрева
Температура отходящих дымовых газов, не более
Коэффициент полезного действия, не ниже
Номинальная теплотворная способность
Необходимая площадь поверхности нагрева поступающей эмульсии:
F=
, м2
Количество передаваемого тепла эмульсии рассчитывается по уравнению:
Q = Gэм*(Jкон – Jнач)
Энтальпию нефтяной эмульсии можно рассчитать по формуле:
J=
* (0,0017*T2 + 0,762*T – 334,25), кДж/кг
ρ204 = 0,84520
Курсовой проект
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
31
54
α = 0,000722
ρ1515 = ρ204 + 5*α = 0,84520 + 5*0,000722 = 0,84881
Энтальпия эмульсии на входе в печь:
Jнач =
*[0,0017*(19+273)2+0,762*(19+273)–334,25] = 36,04кДж/кг
Энтальпия эмульсии на выходе из печи:
Jкон =
*[0,0017*(50+273)2+0,762*(50+273)–334,25] = 96,86кДж/кг
Полезная тепловая нагрузка печи:
Q = 84,71*(96,86-36,04) =5151,65 кВт = 5151650 Вт
Коэффициент теплопередачи известен из характеристики печи:
K=20
Средний температурный напор: ∆tср = t2ср - tэмср
За среднюю температуру дымовых газов можно принять 600°С – температуру уходящих газов (из характеристик печи).
∆tср = 600- (
= 565,5°С
Тогда необходимая площадь поверхности нагрева составит:
F=
= 455,5 м2
Сравниваем полученное значение с площадью поверхности стандартной печи. Так как 455,5 м2 < 1150 м2, следовательно, для нагрева эмульсии
достаточно одной печи типа ПТБ-10.
2.3.6. Расчет резервуара для товарной нефти
Из материального баланса установки следует, что в резервуар поступает товарная нефть в количестве Gн = 285714,29 кг/ч. Плотность товарной
нефти ρн = 838 кг/м3.
Объемный расход товарной нефти:
Vн=Gн/ρн= 285714,29/838 = 340,95 м3/ч
Согласно нормам технологического проектирования, запас нефти в товарном парке должен быть суточный: Vтов = 340,95*24 = 8182,75 м3
Примем к установке резервуар типа РВС-5000 с характеристиками:
Курсовой проект
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
32
55
-внутренний диаметр Dв = 20,92 м
-расчетная высота налива H = 15,0 м
Эффективный объем одного резервуара:
Vэф = S*H =
= 5153,3 м3
=
Необходимое количество резервуаров:
n=Vтов/Vэф = 8182,75/5153,3 = 1,59
Таким образом, для товарной нефти необходимо установить два резервуара типа РВС-5000.
2.3.7. Расчет насоса для товарной нефти
Исходные данные:
-давление на всасе Pвх = 0,15 МПа
-давление на выкиде Рвых = 1,7 МПа
-производительность Vн = 340,95 м3/ч = 0,095 м3/с
-плотность товарной нефти ρн = 838 кг/м3
Полный напор насоса:
H=
= 145,97 м
=
Полезная мощность насоса:
Nпол = Vн*р*g*H = 0,095*838*9,81*145,97=113649,2783 Вт = 113,65 кВт
Мощность на валу насоса:
NL = Nпол/ηн = 113,65/0,7 = 162,36 кВт
где ηн – к.п.д. насоса. Примем ηн = 0,7
Мощность, потребляемая электродвигателем насоса:
Nдв =
= 162,36/0,9 = 180,40 кВт
Примем ηпер*ηдв = 0,9
Установочная мощность двигателя:
Nуст = β*Nдв
где β – коэффициент запаса мощности. Для Nдв > 50кВт β = 1,1.
Nуст = 1,1*180,40 = 198,44 кВт
Курсовой проект
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
33
56
Для установки выбираем насоса ЦНСн 180-170 с характеристиками:
- номинальная производительность 180 м3/ч;
- номинальный напор 170 м;
- электродвигатель ВАО2-280M4;
- мощность электродвигателя 160 кВт;
- к.п.д. насоса – не менее 70%.
Для обеспечения необходимой производительности необходимо установить следующее количество параллельно работающих насосов:
n= 340,95/180 = 1,89
Таким образом, требуется два рабочих насоса 180-170 плюс один резервный.
2.3.8. Расчет насоса для откачки пластовой воды.
Исходные данные:
- давление на всасе Рвх = 0,1МПа;
- давление на выкиде Рвых = 1,0 МПа;
- производительность Gв = 123862,21 кг/ч;
- плотность воды ρв = 1010 кг/м3.
Объемная производительность насоса:
Vв = Gв/рв = 123862,21/1010 = 122,64 м3/ч = 0,0341 м3/с
Полный напор насоса:
H=
=
= 90,83 м
Полезная мощность насоса:
Nпол = Vв*р*g*H = 0,0341*1010*9,81*90,83 = 30658,96 Вт = 30,66 кВт
Мощность на валу насоса:
NL = Nпол/ηн = 30,66/0,7 = 43,80 кВт
Мощность, потребляемая электродвигателем насоса:
Nдв =
= 43,80/0,9 = 48,67 кВт
Установочная мощность двигателя:
Nуст = 1,1*48,67 = 53,53 кВт
Курсовой проект
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
34
57
Для установки выбираем насоса ЦНСн 180-128 с характеристиками:
- номинальная производительность 180 м3/ч;
- номинальный напор 128 м;
- электродвигатель BAO2-280S4;
- мощность электродвигателя 132 кВт;
- к.п.д. насоса – не менее 70%.
Для обеспечения необходимой производительности необходимо установить следующее количество параллельно работающих насосов:
n= 122,64/180 = 0,68
Таким образом, требуется один рабочий насос ЦНСн 180-128 плюс
один резервный.
Лист
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
35
58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Выполнив курсовой проект, мы обобщили все теоретические знания, получаемые при изучении дисциплины, а также применили при расчетах оборудования технологической схемы теорию курса «Технология промысловой подготовки нефти».
Проводя расчеты, мы закрепили знания по расчету и перерасчету физических величин, научились проектированию схем в определенных программах.
Рассчитав все материальные балансы, а также необходимое оборудование
по заданию, можно придти к выводу о том, что для построения данного проекта
заданной мощности по заданию – 2,4 тыс т/г необходимо следующее количество
оборудования:
1. Сепараторов первой ступени сепарации – 1 шт.
2. Отстойников предварительного обезвоживания – 12 шт.
3. Отстойников глубокого обезвоживания – 3 шт.
4. Сепараторов конечной ступени сепарации – 1 шт.
5. Трубчатых печей – 1 шт.
6. Резервуаров для товарной нефти – 2 шт.
7. Насосов для товарной нефти – 3 шт.
8. Насосов для откачки пластовой воды – 2 шт.
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Разраб.
Савина А.А.
Провер.
Савченков А.Л.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.
Подпись
Дата
Лит.
Заключение
Лист
Листов
58
1
ТИУ ИПТИ
гр. ХТб-16-1
59
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Савченков, А.Л. Химическая технология промысловой подготовки
нефти [Текст] : учебное пособие / А. Л. Савченков. – Тюмень: ТюмГНГУ,
2011. 41 – 43 с.
2. Эмирджанов, Р.Т. Основы технологических расчётов в нефтепереработке и нефтехимии [Текст] : учебное пособие для вузов / Р.Т. Эмирджанов,
Р.А.Лемберанский. – Москва: Химия, 1989. 191 – 192 с.
3. Вайншток, С.М. Трубопроводный транспорт нефти [Текст]: учебник
для ВУЗов/ Вайншток С.М. – Москва, 2002. 73 – 75 с.
4. Каплан, Л.С. Оператор по добыче нефти и попутного газа [Текст]:
учебное пособие для операторов/ Каплан Л.С. – Уфа, 2005. 424 – 426 с.
5. http://krebssd.narod.ru/Dehydration/Dehydration_chemical.html
6. https://poznayka.org/s46815t1.html
7. http://www.ngfr.ru/ngd.html?neft18
КП.18.03.01.338.2018.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Разраб.
Савина А.А.
Провер.
Савченков А.Л.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.
Подпись
Дата
Список использованных источников
Лит.
Лист
Листов
59
1
ТИУ ИПТИ
гр. ХТб-16-1