Проект установки подготовки нефти мощностью 4,5 млн т/год по товарной нефти

Из материального баланса предварительного обезвоживания (см. табл. 6) следует, что на вторую ступень сепарации поступает эмульсия в количестве:Количество безводной нефти на входе:Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой нефти Gн(вых) и по эмульсии Gэм соответственно:Правильность расчета материального баланса определяется выполнением условия: G = Gэм + Gг83241=69433,81+13807,19Условие выполняется. Составляем материальный баланс первой ступени сепарации (табл. 11).Таблица 11 - Материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефтиПриходРасходПоток %массКг/чТыс. т/гПоток %массКг/чТыс. т/гПластовая нефть, в том числе: -нефть -вода10095583341790794162578,42549,5028,920Эмульсия, в том числе: -нефть -вода83,3194,006,0069433,8165271,814162,00481,88452,9728,91Газ16,6913807,1996,54ИТОГО100,0083341100ИТОГО100,0083341578,422.4. Расчет материального баланс предварительного обезвоживания в отстойнике при нагреве в печи пластовой нефти до 450СПроизведем расчет при давлении 0,3 МПа и температуре 45оС. Расчет производим по такой же методике, что и для первой ступени сепарации. Мольная доля отгона е' определяется также методом последовательного приближения путем подбора такого значения, при котором будет выполняться условиегде Zi – мольная доля компонента в пластовой нефти; Ki – константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на данной ступени сепарации. В табл.12. приводятся справочные значения констант при температуре 45оС и давлении 0,3 МПа, а также значения констант при рабочих условиях сепарации, найденные методом интерполяции.Константу для компонента «С6и выше» примем равным 0,0001. Расчет путем последовательного приближения показывает, что мольная доля отгона равна: е'=0,0589.Таблица 7 - Значения констант фазового равновесия компонентов КомпонентЗначение константы фазового равновесияпри 45оС и 0,3 МПаN2256,00СО229,00CH464,00С2Н613,50C3H84,10i-C4H101,70n-C4H101,25i-C5H120,52n-C5H120,43C6+-Примем следующие условные обозначения: Мi – молекулярная масса компонента, кг/кмоль; 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; хi – массовая доля компонента в жидкой фазе; Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 13). Массовая доля отгона:Плотность газа при нормальных условиях:Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации:Таблица 13 - Мольный состав газовой и жидкой фаз первой ступени сепарацииКомпонентМiz'iKiN2280,0030256,000,04790,0002СО2440,001629,000,01750,0006CH4160,146564,001,99040,0311С2Н6300,012113,500,09410,0070C3H8440,02014,100,06970,0170i-C4H10580,01461,700,02380,0140n-C4H10580,01421,250,01750,0140i-C5H12720,01360,520,00730,0140n-C5H12720,01280,430,00570,0132C6+9,60,7615-0,00010,9955Сумма-1,0002,2741,107Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл. 14 и 15)Таблица 14 - Массовый состав газовой фазы первой ступени сепарацииКомпонентМiу'iу'i* МiN2280,04791,34240,03113,11СО2440,01750,77060,01781,78CH4161,990431,8460,737573,75С2Н6300,09412,82250,06546,54C3H8440,06973,06620,07107,10i-C4H10580,02381,38260,03203,20n-C4H10580,01751,01460,02352,35Продолжение таблицы 14i-C5H12720,00730,5240,01211,21n-C5H12720,00570,41010,00950,95C6+9,60,00010,0010,00000,00Сумма-2,27443,181,000100,000Таблица 15- Массовый состав жидкой фазы первой ступени сепарацииКомпонентМiх'iх'i* МiN2280,00020,00560,00040,038СО2440,00060,02640,00180,180CH4160,03110,49760,03403,402С2Н6300,00700,210,01441,436C3H8440,01700,7480,05115,114i-C4H10580,01400,8120,05555,551n-C4H10580,01400,8120,05555,551i-C5H12720,01401,0080,06896,891n-C5H12720,01320,95040,06506,498C6+9,60,99559,55680,653465,338Сумма-1,10714,6271100Составляем материальный баланс при нагреве нефти.Из материального баланса предварительного обезвоживания (см. табл. 6) следует, что на вторую ступень сепарации поступает эмульсия в количестве::Количество безводной нефти на входе:Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой нефти Gн(вых) и по эмульсии Gэм соответственно:Правильность расчета материального баланса определяется выполнением условия: G = Gэм + Gг83241=69433,81+13807,19Условие выполняется. Составляем материальный баланс первой ступени сепарации (табл. 16).Таблица 16 - Материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефтиПриходРасходПоток %массКг/чТыс. т/гПоток %массКг/чТыс. т/гПластовая нефть, в том числе: -нефть -вода10095583341790794162578,42549,5028,920Эмульсия, в том числе: -нефть -вода83,3194,006,0069433,8165271,814162,00481,88452,9728,91Газ16,6913807,1996,54ИТОГО100,0083341100ИТОГО100,0083341578,422.5. Материальный баланс глубокого обезвоживания нефтиГлубокое обезвоживание нефти производится в электродегидраторе. Эмульсия из сепаратора второй ступени поступает в электродегидратор, где разделяется на два потока – обезвоженную нефть и пластовую воду. Основные исходные данные для расчета получены в материальном балансе второй ступени сепарации. Gэм = 69433,81 кг/ч – массовый расход эмульсии на входе вэлектродегидратор; Хнэм = 0,94 – массовая доля нефти в поступающей эмульсии; Хвэм = 0,06 – массовая доля воды в поступающей эмульсии; Gн – массовый расход эмульсии на выходе из электродегидратора, кг/ч;Хвн = 0,002 – массовая доля воды в нефтяном потоке на выходе из электродегидратора (согласно исходным данным);Хнн = 1 – 0,002 = 0,998 – массовая доля чистой нефти в потоке нефти на выходе из электродегидратора; Gв – массовый расход пластовой воды на выходе из электродегидратора кг/ч; Хнв = 0,001 – массовая доля чистой нефти в пластовой воде на выходе из электродегидратора (принимаем на основании производственных данных); Хвв = 1 – 0,001 = 0,999 – массовая доля чистой воды в пластовой воде на выходе из электродегидратора.Определим массовый расход обезвоженной нефти на выходе из электродегидратора:Определим массовый расход воды на выходе из отстойникаПри правильном расчете выполняется условие:Gн = Gэм + Gв69433,81 = 65398,58 + 4035,23Для составления материального баланса определяем составы потоков на выходе из электродегидратора:Количество чистой нефти в нефтяном потоке из электродегидратора:Количество воды в нефтяном потоке из электродегидратора:Количество чистой нефти в пластовой воде из электродегидратора:Количество чистой воды в пластовой воде из электродегидратораСоставляем материальный баланс процесса глубокого обезвоживания нефти (табл. 17)Таблица 17 - Материальный баланс процесса глубокого обезвоживания нефти ПриходРасходПоток %массКг/чТыс. т/гПоток %массКг/чТыс. т/гЭмульсия,в том числе: -нефть -вода10094,06,069433,8165398,584035,23481,88452,9728,91Эмульсия, в том числе: -нефть -вода94,299,80,265398,5865267,78130,80453,93453,020,91Пластовая вода, в том числе: -нефть -вода5,80,199,94035,234,034031,227,952,8025,15ИТОГО100,0069433,81481,88ИТОГО100,0069433,81481,883.6. Материальный баланс конечной ступени сепарации нефтиКонечная сепарация нефти предназначена для окончательной стабилизации товарной нефти в соответствии с ГОСТ Р 51858, т.е. давление насыщенных паров нефти при температуре 38оС должно составлять не более 66,7 кПа. Этого можно добиться путем разгазирования нефти при абсолютном давлении Р: Р = 101,3 + 66,7 = 168 кПа = 0,168 МПаТаким образом, конечная сепарация нефти будет производиться при температуре 38о С и давлении 0,168 МПа. Расчет производится по такой же методике, что и для первой, и для второй ступеней сепарации. Для расчета материального баланса необходимо определить долю образовавшейся газовой фазы при принятых условиях сепарации, а также состав газовой и жидкой фазы. В табл. 18 приведены справочные значения констант фазового равновесия при температуре 38оС и давлениях 0,1 МПа и 0,2 МПа, а также значения констант при рабочих условиях сепарации, найденные методом интерполяции.Таблица 18 - Значения констант фазового равновесия компонентов КомпонентЗначение константы фазового равновесияпри 38оС и 0,1 МПапри 38оС и 0,2 МПапри 38оС и 0,168 МПаN2709,80379,80479,28СО285,6043,0056,63CH4188,8094,00124,34С2Н639,0019,4025,67C3H812,005,787,77i-C4H104,762,403,15n-C4H103,161,722,18i-C5H121,340,660,88n-C5H121,090,570,73C6+--0,0001Мольный состав нефти, поступающей на конечную ступень сепарации, соответствует составу жидкой фазы после второй ступени сепарацииРасчет показал, что мольная доля отгона равна: е' = 0,02858.Таблица 19 - Мольный состав газовой и жидкой фаз первой ступени сепарацииКомпонентМiz'iKiN2280,0030479,280,09800,0002СО2440,001656,630,03500,0006CH4160,1465124,344,02550,0324С2Н6300,012125,670,18220,0071C3H8440,02017,770,13090,0168i-C4H10580,01463,150,04330,0138n-C4H10580,01422,180,02990,0137i-C5H12720,01360,880,01200,0136n-C5H12720,01280,730,00940,0129C6+9,60,76150,00010,00010,9955Сумма-1,0004,5661,107Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл. 20 и 21)Таблица 20 - Массовый состав газовой фазы первой ступени сепарацииКомпонентМiу'iу'i* МiN2280,09802,7440,03203,20СО2440,03501,540,01801,80CH4164,025564,4080,751575,15С2Н6300,18225,4660,06386,38C3H8440,13095,75960,06726,72i-C4H10580,04332,51140,02932,93Продолжение таблицы 20 n-C4H10580,02991,73420,02022,02i-C5H12720,01200,8640,01011,01n-C5H12720,00940,67680,00790,79C6+9,60,00010,0010,00000,00Сумма-4,56685,7051,000100,000Таблица 21- Массовый состав жидкой фазы первой ступени сепарацииКомпонентМiх'iх'i* МiN2280,00020,00560,00040,038СО2440,00060,02640,00180,181CH4160,03240,51840,03563,560С2Н6300,00710,2130,01461,463C3H8440,01680,73920,05085,076i-C4H10580,01380,80040,05505,496n-C4H10580,01370,79460,05465,457i-C5H12720,01360,97920,06726,724n-C5H12720,01290,92880,06386,378C6+9,60,99559,55680,656365,627Сумма-1,10714,5621100Массовая доля отгона:Плотность газа при нормальных условиях:Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации:Составляем материальный баланс конечной ступени сепарации. Из материального баланса глубокого обезвоживания (см. табл. 2.14) следует, что на сепарацию поступает нестабильная нефть в количестве:Количество безводной нефти на входе:Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью:Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой нефти Gн(вых) и по эмульсии Gэм соответственно:Правильность расчета материального баланса определяется выполнением условия: G = Gтов + Gг65398,58=53336,8+12061,78Условие выполняется. Составляем материальный баланс первой ступени сепарации (табл. 22).Таблица 22 - Материальный баланс конечной ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефтиПриходРасходПоток %массКг/чТыс. т/гПоток %массКг/чТыс. т/гПластовая нефть, в том числе: -нефть -вода10099,80,265398,5865267,78130,8549,35548,251,10Товарная нефть,в том числе: -нефть -вода81,699,80,253336,853206,0130,8448,03447,130,9Газ18,412061,78101,32ИТОГО100,0065398,58549,35ИТОГО100,0065398,58549,35ЗаключениеТехнологическая схема установки подготовки нефти обеспечивает необходимое качество подготовки нефти. Выбранный комплексный методподготовки является наиболее рациональным, гарантирует стабильность работы и высокую производительность установки. По результатам расчётов для установки подготовки нефти мощностью 4,5 млн. тонн в год по товарной нефти необходимо следующее основноеоборудование: - на первой ступени сепарации – один НГС-0,6-2000; - в блоке отстоя – четыре отстойника ОГ – 200; - в блоке подогрева – одна печь ПТБ – 10; - на второй ступени сепарации – один НГС-0,6-2000; - в блоке электродегидраторов – три электродегидратора ЭГ – 160; - на концевой ступени сепарации – один НГС-0,6-2000. Список использованных источников1. Савченков А.Л. Химическая технология промысловой подготовки нефти [Текст]: учебное пособие / А. Л. Савченков. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. – 179с. 2. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти [Текст]: учебное пособие/ Тронов В.П., ред. Афанасьев А.И. – Казань: «Фэн», 2000. – 416 с. 3. Ковешников А.Е. Геология нефти и газа: учебное пособие /А.Е.Ковешников. –Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. –114 с. 4. Гуреев А.А., Абызгильдин А.Ю., Капустин В.М., Зацепин В.В. Разделение водонефтяных эмульсий: Учебное пособие. - М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002. - 95 с. 5. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии: Учебное пособие для вузов. - 11-е изд., стереотипное. - М.: ООО «РусМедиаКонсалт», 2004. - 576с. 6. Швецов В.Н., Юнусов А.А. Новая энергоэффективная технология и техника электродеэмульсации нефти на основе применения композитных электродов: научная статья /Швецов В.Н., Юнусов А.А. – Казань: ЗАО «Нефтех», 2018. – 8 с.