Проект установки подготовки нефти Ван-Ёганского месторождения

Такое технологическое решение обладает немало важными преимуществами:

оптимальное использование пространства технологических площадок месторождений;

повышения экономической эффективности.

процесс отстоя нефти всегда сопровождается сепарацией оставшегося газа в эмульсии нефти. В связи с этим в отстойниках необходимо создать условия для отделения газа из эмульсии и предусмотреть его отбор, а также отбор выделившейся воды.

Первичную сепарацию газа считаем первоочередной относительно всех последующих операций по подготовке, т.к. в результате этого процесса обычно отделяется основной объем газа, который может оказывать негативное влияние на проведение операций по обезвоживанию и обессоливанию.

С целью снижения потерь легких углеводородов на пункте сбора перед подачей товарной продукции в резервуары отделяют нефть от газа при минимальном избыточном давлении в так называемых концевых сепараторах.

Сущность процесса сепарации на концевой сепарационной установке КСУ заключается в снижении давления насыщенных паров нефти, чтобы обеспечить необходимые технологические параметры для последующего транспорта нефти.

В проекте предусмотрен блок электрообезвоживания и обессоливания, т.к. при использовании электрических методов достигается наиболее низкое остаточное содержание воды.

2.2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготавливаемой продукции

Сырьем установки является нефть, предварительно дегазированная и обезвоженная на ДНС.

Готовой продукцией УПН является товарная нефть, которая направляется в товарный парк, а затем сдается нефтепроводному управлению.

Для интенсивного процесса обезвоживания нефти применяются реагенты - деэмульгаторы.

Пластовая вода, отделившаяся на установке, поступает на очистные сооружения.

Нефтяной газ, выделившийся в процессе подготовки нефти, подается на вакуумную компрессорную станцию (ВКС), затем на газоперерабатывающий завод, а в аварийных случаях на факел низкого давления.

Таблица 2.1 0 Физико-химические свойства и фракционный состав дегазированной нефти Ван-Ёганского месторождения

Наименование	Ед.изм.	Значения
Плотность нефти	кг/м3	846
Вязкость нефти:	МПа·с
при 20 0 С		9,0
при 50 0 С		4,37
Температура застывания	°С	минус 12
Температура насыщения нефти парафином	°С	34,2
Содержание	% масс.
серы		0,5
смол силикагелевых		3,3
асфальтенов		0,4
парафина		4,7
Выход фракции:	% масс.
н. к. 100 0 С		5,0
до 150 0 С		15,0
до 200 0 С		24,0
до 250 0 С		34,0
до 300 0 С		43,5
Количество определений		1
Число скважин		1

Характеристика подготовленной нефти

Содержание воды менее, % масс.0,2;

Содержание хлористых солей не более, мг/л40;

Содержание механических примесей не более, %0,05;

Давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи,

не более, Па (мм. рт. ст.)66650(500);

Пластовая вода, отделившаяся от нефти и прошедшая очистку на очистных сооружениях, имеет остаточное содержание:

нефтепродуктовдо 20 мг/л;

механических примесейдо 10 мг/л.

Краткая характеристика реагентов

Основная цель процесса предварительного сброса воды и подготовки нефти - это сепарация нефти и отделение от нефти пластовой воды. Широко используется для отделения воды химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии. Для защиты змеевиков нагревателей используется ингибитор солеотложения.

Таблица 2.2 - Характеристика реагентов

Марка реагента	Химическое название реагента	Вязкость при 20°С, мПа·с	Плотность кг/м3	Температура вспышки, °С	Температура застывания, °С
1.Деэмульгатор Сепарол 5084	Высокомолекулярное соединение на основе окиси алкилена	1,9	930 - 950	17 - 20	ниже минус 50
2.Ингибитор солеотложения ПАФ-13	Водный раствор полиаминметилфос- фоновых кислот	7	1250	не горюч.	минус 30

Характеристика применяемых реагентов

Деэмульгатор. Основная цель процесса подготовки нефтяной эмульсии - это отделение воды от нефти. Широко используется для этой цели химический метод - обработка деэмульгаторами - веществами, которые ослабляют структурную прочность слоев, обволакивающих капли воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии.

В качестве реагента - деэмульгатора используется «Сепарол» из расчета 18 г/т нефти. Реагент подается в две точки в виде нефтереагентной эмульсии:

- перед первой ступенью обезвоживания (в сырую нефть на УПН);

- перед второй ступенью нагрева.

Компоненты берутся в соотношении согласно рекомендаций РД39-1-967-83

Товарная нефть на приготовление раствора деэмульгатора отбирается с входа нефти на насосы внешней перекачки из резервуаров.

Деэмульгатор «Сепарол» выпускается фирмой «БАСФ» Германия. Это высокомолекулярное соединение на основе окиси алкилена.

Ингибитор солеотложения. Для предотвращения отложения солей в змеевиках нагревателей, в поток нефтяной эмульсии на входе в установку вводится ингибитор солеотложения ПАФ-13 из расчета 10 г/т пластовой воды.

Подача ингибитора солеотложения производится с помощью дозировочных насосов.

По степени воздействия на организм человека ПАФ-13 относится к третьему классу опасности - умеренно опасное вещество; кожно-раздражающим действием не обладает; раздражает слизистую оболочку глаз.

Ингибитор коррозии. Для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопроводов применяется ингибитор коррозии «Тарин», который подается в трубопровод пластовой воды, идущей на очистку. Периодичность дозирования реагента и рабочие концентрации в каждом конкретном случае уточняются опытным путем.

Физико-химическая характеристика

Температура, С:

застыванияминус 28

вспышки 32

Плотность при 20 С, г/см30,90

Вязкость при 20 С, 4,8-7,5

Содержание основного вещества не менее, %22

По степени воздействия на организм человека «Тарин» относится к четвертому классу опасности (ГОСТ12.1007-76).

Ингибитор коррозии подается в количестве:

1500 г/м3 пластовой воды в течение 5-7 часов (ударная доза);

300 г/м3 пластовой воды в течение 72 часов, а затем 50 г/м3 пластовой воды в течение 5-7 суток (рабочая доза).

Обработка производится один раз в месяц.

Ингибитор коррозии вводится в трубопровод очищенной пластовой воды.

Бактерицид. Для предотвращения сульфат редукции и снижения воздействия сероводорода сточные воды обрабатываются бактерицидом марки СНПХ-1002 в трубопровод пластовой воды и в резервуары.

Бактерицид подается в количестве:

1500-2000 г/м3 пластовой воды в течение 5-7 часов (ударная доза);

200 г/м3 пластовой воды в течение 3 - 4 суток (рабочая доза).

Обработка производится 2 раза в год.

Физико-химическая характеристика

Температура, С:

застыванияминус 58

вспышки 90

Плотность при 20 С, г/см31,2

Вязкость при 20 С, 90

По степени воздействия на организм человека бактерицид относится к третьему классу опасности (ГОСТ12.1007-76).

2.3 Описание технологической схемы установки

В связи с большой мощностью установки подготовки нефти (УПН), вся нефтяная эмульсия, поступающая в цех первичной подготовки нефти (ЦППН), делится на два равных потока и подается соответственно на УПН-1, УПН-2, УПН-3, имеющих одинаковое технологическое оформление.

В Приложении 1 приведена технологическая схема установки подготовки нефти УПН-1, т.к. две другие установки подготовки нефти являются аналогичными первой.

В сырую нефть из блока реагентного хозяйства БРХ вводится деэмульгатор в количестве до 20 г/т, с целью увеличения интенсивности обезвоживания. Добавление деэмульгатора в сырую нефть дает возможность разрушить слои природных стабилизаторов нефтяной эмульсии, входящих в состав защитных оболочек глобул воды и способствует их переводу с границы раздела фаз в объем.

Далее, предварительно нагретая в печи П-1 до температуры 5°С, газожидкостная смесь с обводненностью до 30% поступает на первую ступень сепарации ТФС-1/7, на которой смонтированы трехфазные сепараторы для отделения основной массы воды и газа типа НГСВ I-0,6-3400 объемом 200м3 каждый. Обезвоженная нефть (до 5% обв.) с ТФС-1/7 поступает в блок нагрева П-2, в печи ПТБ-10. После нагрева до 50°С, некондиционная нефть поступает в блок сепарации второй ступени С-1, где установлены сепараторы типа НГС 0,6-2400 объемом 50 м3. Затем для более глубокого обезвоживания нефть поступает в электродегидраторы ЭГ-1/2, типа ЭГ-200 объемом 200 м3. После электрообезвоживания и обессоливания нефть направляется на концевую сепарационную установку КСУ для окончательной дегазации нефти, где используются нефтегазовые сепараторы типа НГС 0,6-2000 объемом 25 м3. С КСУ нефть с обводненностью до 0,2% поступает в резервуарный парк РВС-1/2. Далее насосами Н-1/3 нефть откачивается на НПС а затем в магистральный нефтепровод.

Подтоварная вода из трехфазных сепараторов ТФС-1/7 и электродегидраторов ЭГ-1/2 поступает на очистные сооружения для очистки и дальнейшей откачки на блок КНС в систему поддержания пластового давления. Отделившийся попутный газ из сепаратора С-1 направляется на установку подготовки газа (УПГ), далее часть - используется для нужд котельной, а остальной газ направляется на ГПЗ.

2.4 Расчет материального баланса установки подготовки нефти мощностью 1 млн. тонн в год по пластовой жидкости

Исходные данные для расчета

Годовая мощность установки по товарной нефти 6,2 млн.т/год (2 потока по 3,1 млн.т/год).

Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой нефти 30% масс.

Содержание воды в товарной нефти 0,2%масс.

Плотность товарной нефти 846 кг/м3.

Плотность пластовой воды 1014 кг/м3.

Таблица 2.3 - Химический состав нефти

Компонент	СО2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14+	Итого
% мольн.	0,72	0,38	26,87	5,26	7,25	1,36	3,66	1,34	2,18	50,98	100,00

Молекулярная масса пластовой нефти 139,3 г/моль.

2.4.1 Материальный баланс первой ступени сепарации со сбросом воды

Нефть на УПН поступает с температурой +5…+25 °С. Примем параметры работы трехфазного сепаратора (ТФС) следующими: Р = 0,6 МПа; t = 5°С.

Расчет материального баланса процесса сепарации

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.4.



Таблица 2.4 - Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (zi?)	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Константа фазового равновесия Кi
СО2	0,72	44	10,720
N2	0,38	28	114,850
СН4	26,87	16	28,410
С2Н6	5,26	30	4,050
С3Н8	7,25	44	1,045
i-C4H10	1,36	58	0,345
н-С4Н10	3,66	58	0,268
i-С5Н12	1,34	72	0,088
н-С5Н12	2,18	72	0,066
С6Н14+	50,98	243,95	0,0001
	100,00	-	-

Молекулярную массу С6Н14+ вычисляем по формуле:

где Мн - молекулярная масса нефти;

Мi - молекулярная масса компонента нефти;

хi - мольная доля компонента в нефти;

хост - мольная доля С6Н14+.

Значения констант фазового равновесия при разных температурах и давлениях приводятся в справочной литературе. Путем интерполяции определяем значение констант при рабочих условиях сепарации.

Компонент «C6Н14+» самый тяжелый в исходной смеси и будет в основном оставаться в жидкой фазе, поэтому примем значение константы фазового равновесия этого компонента равное 0,0001.

Мольная доля отгона N? определяется методом последовательного приближения путем подбора такого значения, при котором будет выполняться условие:

где zi? - мольная доля компонента в пластовой нефти;

Кi - константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на данной ступени сепарации.

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.

Путем подбора определим такую величину N?, при которой выполнится условие (2.2):

Подбор величины N? приводится в табл. 2.5.

Таблица 2.5 - Определение мольной доли отгона N?

Компонент смеси	N?= 31	N? = 33	N? = 32,705
CO2	0,0192	0,0183	0,0185
N2	0,0120	0,0113	0,0114
СН4	0,8038	0,7599	0,7661
С2Н6	0,1095	0,1062	0,1066
С3Н8	0,0747	0,0747	0,0747
i-C4H10	0,0059	0,0060	0,0059
н-С4Н10	0,0127	0,0129	0,0129
i-С5Н12	0,0016	0,0017	0,0017
н-С5Н12	0,0020	0,0021	0,0021
С6Н14+	0,0001	0,0001	0,0001
?Yi	1,0415	0,9932	1,0000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,705 моль газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 моль сырой нефти. Расчет приведен в табл. 2.6.



Таблица 2.6 - Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi?), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора (zi? - N0гi), моли	Мольный состав нефти из блока сепараторов xi?=( zi?- N0гi)·100, У(zi?- N0гi) %
		Молярная концентрация (yi?)	Моли
СO2	0,72	0,0185	0,604	0,116	0,172
N2	0,38	0,0114	0,373	0,007	0,010
СН4	26,87	0,7661	25,055	1,815	2,696
С2Н6	5,26	0,1066	3,488	1,772	2,633
С3Н8	7,25	0,0747	2,442	4,808	7,145
i-C4H10	1,36	0,0060	0,195	1,165	1,731
н-С4Н10	3,66	0,0129	0,422	3,238	4,812
i-С5Н12	1,34	0,0017	0,055	1,285	1,910
н-С5Н12	2,18	0,0021	0,068	2,112	3,139
С6Н14+	50,98	0,0001	0,003	50,977	75,752
Итого	100,00	1,000	32,705	67,295	100,000

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 2.7.

Таблица 2.7 - Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi?), %	Массовый состав сырой нефти Mic= zi?.Mi	Массовый состав газа из сепаратора Miг=N0гi·Mi	Массовый состав нефти из сепаратора Miн= Mic- Miг	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100·Miг/ Mic, %
CO2	0,72	31,680	26,578	5,102	83,897
N2	0,38	10,640	10,453	0,187	98,240
СН4	26,87	429,920	400,885	29,035	93,246
С2Н6	5,26	157,800	104,638	53,162	66,310
С3Н8	7,25	319,000	107,442	211,558	33,681
i-C4H10	1,36	78,880	11,327	67,553	14,359
н-С4Н10	3,66	212,280	24,463	187,817	11,524
i-С5Н12	1,34	96,480	3,957	92,523	4,101
н-С5Н12	2,18	156,960	4,878	152,082	3,108
С6Н14+	50,98	12436,360	0,604	12435,756	0,005
Итого	100,00	13930,000	695,225	13234,775	4,991

Rсмг=0,0499 - массовая доля отгона газа.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi,(2.3)

где Miг - молекулярная масса i-того компонента газа;

N0гi - количество i-того компонента газа

Mсрг = 21,258 кг/кмоль

Плотность газа при нормальных условиях:

Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации:

Таблица 2.8 - Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекуляр-ная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi]·Mi·100, % Mсрг	Содержание тяжелых углеводородов [N0гi/N0гi]Mi·ср·103, г/м3 Mсрг
CO2	0,0185	44	3,823	213,767
N2	0,0114	28	1,503	84,070
СН4	0,7661	16	57,663	3224,263
С2Н6	0,1066	30	15,051	841,587
С3Н8	0,0747	44	15,454	864,145
i-C4H10	0,0060	58	1,629	91,098
н-С4Н10	0,0129	58	3,519	196,749
i-С5Н12	0,0017	72	0,569	31,825
н-С5Н12	0,0021	72	0,702	39,234
С6Н14+	0,0001	243,95	0,087	4,861
Итого	1,0000	-	100,000	5591,599

Составим материальный баланс блока без сброса воды на 1 млн.тонн в год по пластовой жидкости. Сырая нефть имеет обводненность 30% масс. Производительность общего потока сырого продукта составляет Q=1000000000/8400 = 119047,619 кг/ч.

Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Qн = 0,70 · Q = 0,70 · 119047,619= 83333,333 кг/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг · Qн,(2.4)

где Rсмг - массовая доля отгона газа

Qн - количество безводной нефти в потоке

Qг = 0,0499 · 83333,333 = 4159,042 кг/ч.

Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:

Qнсеп = Qн - Qг = 83333,333 - 4159,042 = 79174,292 кг/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q · 0,30 = 79174,291 + 119047,619 · 0,30 = 114888,577 кг/ч.

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп; (2.5)



Qдо сеп = Q =119047,619 кг/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг =114888,577 + 4159,042= 119047,619 кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.9.

Таблица 2.9 - Материальный баланс сепарации первой ступени на 1 млн. тонн в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	%масс	кг/ч	тыс т/г		%масс	кг/ч	тыс т/г
Эмульсия в том числе:				Эмульсия в том числе:	96,51
нефть	70,00	83333,333	700,000	нефть	68,91	79174,292	665,064
вода	30,00	35714,286	300,000	вода	31,09	35714,285	300,000
				Итого	100,00	114888,577	965,064
				Газ	3,49	4159,042	34,936
ИТОГО	100,00	119047,619	1000,000	ИТОГО	100,00	119047,619	1000,000

Расчет материального баланса сброса воды

Поток сырой нефти производительностью Qсеп входит в ТФС с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

Rнсеп= 100 · (Qнсеп/ Qсеп),(2.6)

где Rнсеп - массовая доля нефти в сыром потоке;

Qнсеп - производительность потока по нефти;

Qсеп - общая производительность потока.

Rнсеп = 100 · (79174,292/114888,577) = 68,91 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 - 68,914 = 31,09%.

На выходе из ТФС поток разделяется на два, в частности:

- некондиционная нефть: вода - 5%; нефть - 95%;

- пластовая вода: нефть - 0,1%; вода - 99,9%.

Обозначим: Qнот = Н - количество некондиционной нефти из ТФС, кг/ч; Qвот = В - количество пластовой воды из ТФС, кг/ч.

Составим систему уравнений (2.7):

Qсеп · Rнсеп = 0,95·Н + 0,001·В(2.7)

Qсеп · Rвсеп = 0,05·Н + 0,999·В

Решая эту систему, получаем:

Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после ТФС, соответственно равны:

Qнот = 83308,113 кг/ч, в том числе:

- нефть - 0,95·Qнот= 0,95 · 83308,113 =79142,707 кг/ч;

- вода - 0,05·Qнот= 0,05 · 83308,113 = 4165,406 кг/ч.

Qвот = 31580,464 кг/ч, в том числе:

- вода - 0,999 ·Qвот = 0,999 · 31580,464 = 31548,884 кг/ч;

- нефть - 0,001 · Qвот=0,001 · 31580,464= 31,580 кг/ч.

Данные по расчету заносим в табл. 2.10



Таблица 2.10 - Материальный баланс блока сепарации первой ступени и сброса воды на 1 млн.т в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	тыс. т/г		% масс	кг/ч	тыс. т/г
Эмульсия в том числе:				Некондиц. нефть в том числе:	69,98
нефть	70,00	83333,333	700,000	нефть	95,00	79142,707	664,799
вода	30,00	35714,286	300,000	вода	5,00	4165,406	34,989
				Всего	100,00	83308,113	693,788
				Пластовая вода в том числе:	26,53
				вода	99,90	31548,884	265,011
				нефть	0,10	31,580	0,265
				Итого	100,00	31580,464	265,276
				Газ	3,49	4159,042	34,936
Итого	100,00	119047,619	1000,000	Итого	100,00	119047,619	1000,000

2.4.2 Материальный баланс второй ступени сепарации

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,3 МПа; t = 500С.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.11.

Таблица 2.11 - Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (zi?)	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,172	44	31,500
N2	0,010	28	252,500
СН4	2,696	16	67
С2Н6	2,633	30	15,250
С3Н8	7,145	44	4,950
i-C4H10	1,731	58	2,200
н-С4Н10	4,812	58	1,675
i-С5Н12	1,910	72	0,695
н-С5Н12	3,139	72	0,585
С6Н14+	75,752	243,95	0,0001
	100,000	-	-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.

Путем подбора определим такую величину N?, при которой выполнится условие:

Подбор величины N? приводится в табл. 2.12.



Таблица 2.12 - Определение мольной доли отгона N?

Компонент смеси	N? = 4	N? = 7	N? = 6,444
CO2	0,0244	0,0173	0,0183
N2	0,0023	0,0013	0,0015
СН4	0,4963	0,3215	0,3439
С2Н6	0,2558	0,2010	0,2093
С3Н8	0,3054	0,2771	0,2819
i-C4H10	0,0363	0,0351	0,0354
н-С4Н10	0,0785	0,0770	0,0772
i-С5Н12	0,0134	0,0136	0,0135
н-С5Н12	0,0187	0,0189	0,0189
С6Н14+	0,0001	0,0001	0,0001
?Yi	1,2313	0,9629	1,0000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 6,444 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в табл. 2.13.

Таблица 2.13 - Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi?), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора (zi? - N0гi), моли	Мольный состав нефти из блока сепараторов xi?=( zi?- N0гi)·100, У(zi?- N0гi) %
		Молярная концентрация (yi?)	Моли
CO2	0,172	0,0183	0,118	0,054	0,058
N2	0,010	0,0015	0,009	0,001	0,001
СН4	2,696	0,3439	2,216	0,48	0,513
С2Н6	2,633	0,2093	1,349	1,284	1,373
С3Н8	7,145	0,2819	1,816	5,329	5,695
i-C4H10	1,731	0,0354	0,228	1,503	1,607
н-С4Н10	4,812	0,0772	0,498	4,314	4,611
i-С5Н12	1,910	0,0135	0,087	1,823	1,948
н-С5Н12	3,139	0,0189	0,122	3,017	3,225
С6Н14+	75,752	0,0001	0,001	75,751	80,969
Итого	100,000	1,0000	6,444	93,556	100,000



Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 2.14.

Таблица 2.14 - Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi?), %	Массовый состав сырой нефти Mic= zi?·Mi	Массовый состав газа из сепаратора Miг=N0гi·Mi	Массовый состав нефти из сепаратора Miн= Mic- Miг	Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти Riг=100·Miг/ Mic, %
CO2	0,172	7,581	5,189	2,392	68,451
N2	0,010	0,278	0,263	0,015	94,563
СН4	2,696	43,145	35,461	7,684	82,190
С2Н6	2,633	78,998	40,470	38,528	51,229
С3Н8	7,145	314,372	79,932	234,440	25,426
i-C4H10	1,731	100,384	13,210	87,174	13,159
н-С4Н10	4,812	279,095	28,869	250,226	10,344
i-С5Н12	1,910	137,488	6,281	131,207	4,568
н-С5Н12	3,139	225,992	8,754	217,239	3,873
С6Н14+	75,752	18479,394	0,127	18479,266	0,001
Итого	100,000	19666,727	218,556	19448,171	1,111

Rсмг=0,0111- массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг= Miг/ N0гi

Mсрг = 33,916 кг/кмоль

Плотность газа:

сср= 5,0408 кг/м3



Таблица 2.15 - Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация N0гi/N0гi	Молекуляр-ная масса (Mi)	Массовый состав [N0гi/N0гi]·Mi·100 , % Mсрг	Содержание тяжелых углеводородов [N0гi/N0гi]·Mi·ср·103, г/м3 Mсрг
CO2	0,0183	44	2,374	119,684
N2	0,0015	28	0,121	6,069
СН4	0,3439	16	16,225	817,880
С2Н6	0,2093	30	18,517	933,406
С3Н8	0,2819	44	36,573	1843,563
i-C4H10	0,0353	58	6,044	304,671
н-С4Н10	0,0772	58	13,209	665,837
i-С5Н12	0,0135	72	2,874	144,865
н-С5Н12	0,0189	72	4,005	201,890
С6Н14+	0,0001	243,95	0,058	2,936
Итого	1,000	-	100,000	5040,801

Составим материальный баланс блока сепарации второй ступени.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг · Qн

Qг = 0,0111·79142,707= 879,511 кг/ч

Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Qнсеп по нефти и общей производительностью Qсеп, соответственно:

Qнсеп = Qн - Qг = 79142,707- 879,511 = 78263,196 кг/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q · 0,05 = 78263,196 + 83308,113·0,05 = 82 428,602 кг/ч.

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдо сеп = Q =83308,113 кг/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 82 428,602 + 879,511 = 83308,113 кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в табл. 2.16.

Таблица 2.16 - Материальный баланс сепарации второй ступени на 1 млн.т в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	%масс	кг/ч	тыс т/г		%масс	кг/ч	тыс т/г
Некондиц. нефть в том числе:				Некондиц. нефть в том числе:	98,94
нефть	95,00	79142,707	664,799	нефть	94,95	78263,196	657,411
вода	5,00	4165,406	34,989	вода	5,05	4165,406	34,989
				Итого	100,00	82428,602	692,400
				Газ	1,06	879,511	7,388
ИТОГО	100,00	83308,113	699,788	ИТОГО	100,00	83308,113	699,788

2.4.3 Блок электродегидраторов

В блок электродегидраторов поступает некондиционная нефть в количестве:

Qн = 82428,602 кг/ч, в том числе:

- нефть - 0,9495· Qн= 0,94947· 82 428,602 = 78263,196 кг/ч;

- вода - 0,0505·Qн= 0,05053·82 428,602 = 4165,406 кг/ч.

После процесса обессоливания и окончательного обезвоживания состав потока на выходе из блока электродегидраторов должен соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

Примем:

товарная нефть: вода - 0,2%; нефть - 99,8%;

пластовая вода: нефть - 0,1%; вода - 99,9%.

Принимаем:

Qндег = Н1 - количество товарной нефти из блока электродегидраторов, кг/ч;

Qвдег = В1 - количество пластовой воды из блока электродегидраторов, кг/ч.

Составим систему уравнений:

0,9495·Qн = 0,998·Н1 + 0,001·В1

0,0505·Qн = 0,999·В1 + 0,002·Н1

Решая эту систему, получаем:

Таким образом, получили следующее массовое распределение потоков на выходе из блока электродегидраторов:

товарная нефть: Qндег =78416,016 кг/ч, в том числе:

- нефть - 0,998·Qндег = 0,998·78416,016 = 78259,184 кг/ч

- вода - 0,002·Qндег = 0,002·78416,016 = 156,832 кг/ч.

пластовая вода: Qвдег=4012,586 кг/ч, в том числе:

- вода - 0,999·Qвдег = 0,999·4012,586 = 4008,573 кг/ч;

- нефть - 0,001· Qвдег = 0,001· 4012,586 = 4,013 кг/ч.

Расчет материального баланса электродегидраторов выполнен правильно при соблюдении равенства:

Qiдо дег = Qiпосле дег

Qiдо дег=Qнот= 82428,602 кг/ч;

Qiпосле дег=Qндег+Qвдег

Qндег+Qвдег = 78416,016 +4012,586 = 82428,602 кг/ч.

Равенство соблюдается. Данные заносим в табл. 2.17.

Таблица 2.17 - Материальный баланс блока электродегидраторов на 1 млн.т в год по пластовой жидкости

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	тыс т/г		% масс	кг/ч	тыс т/г
Некондиц. нефть в том числе:				Некондиц. нефть в том числе:	95,13
нефть	94,95	78263,196	657,411	нефть	99,80	78259,184	657,377
вода	5,05	4165,406	34,989	вода	0,20	156,832	1,317
				Итого	100,00	78416,016	658,694
				Пластовая вода в том числе:	4,87
				вода	99,90	4008,573	33,672
				нефть	0,10	4,013	0,034
				Итого	100,00	4012,586	33,706
ИТОГО	100,00	82428,602	692,400	ИТОГО	100,00	82428,602	692,400

2.4.4 Сепаратор КСУ

Конечная сепарационная установка предназначена для окончательной стабилизации товарной нефти до такого состояния, при котором будут соблюдаться условия норм товарного продукта. В частности: избыточное давление насыщенных паров нефти при температуре 38°С должно быть:

Рs38 = 500 мм рт. ст. = 66708 Па.

Этого можно добиться путем разгазирования нефти при абсолютном давлении Р и температуре t, соответственно:

Р = 101300 + 66708 = 168008 Па = 1,66 атм; t = 38°С.

Проведем расчет сепарации газа от нефти для этих термодинамических условий. Результаты расчета представлены в таблицах.

Таблица 2.18 - Состав нефти, поступающей на сепаратор КСУ

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти, (zi?)	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,058	44	53,248
N2	0,001	28	464,880
СН4	0,513	16	121,144
С2Н6	1,373	30	23,488
С3Н8	5,695	44	6,842
i-C4H10	1,607	58	2,721
н-С4Н10	4,611	58	1,883
i-С5Н12	1,948	72	0,738
н-С5Н12	3,225	72	0,602
С6Н14+	80,969	243,95	0,0001
Итого	100,000	-	-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе:

Подбор величины N? представлен в табл. 2.19.

Таблица 2.19 - Определение числа молей выделившегося газа N

Компонент смеси	N=1	N=2	N=1,508
CO2	0,0203	0,0151	0,0173
N2	0,0005	0,0003	0,0003
СН4	0,2825	0,1827	0,2212
С2Н6	0,2632	0,2224	0,2408
С3Н8	0,3681	0,3489	0,3581
i-C4H10	0,0430	0,0422	0,0426
н-С4Н10	0,0861	0,0853	0,0857
i-С5Н12	0,0144	0,0145	0,0144
н-С5Н12	0,0195	0,0196	0,0195
С6Н14+	0,0001	0,0001	0,0001
?	1,0977	0,9311	1,0000

Расчеты показали, что в сепараторе КСУ из 100 молей нефти при указанных условиях выделяется 1,508 молей газа. Составим материальный баланс в молях на 100 молей смеси.

Таблица 2.20 - Мольный баланс процесса сепарации на КСУ

<...

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (zi?), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора (zi? - N0гi), моли	Мольный состав нефти из блока сепараторов N0гi)·100, У(zi?- N0гi) %
		Молярная концентрация (yi?)	Моли
CO2	0,058	0,0173	0,0261	0,0320	0,0325
N2	0,001	0,0003	0,0005	0,0001	0,0001
СН4	0,513	0,2212	0,3335	0,1798	0,1826
С2Н6	1,373	0,2408	0,3631	1,0096	1,0251
С3Н8	5,695	0,3581	0,5400	5,1552	5,2341
i-C4H10	1,607	0,0426	0,0642	1,5423	1,5659

Подобные документы

• Расчет материального баланса установки подготовки нефти

  Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. Принцип работы установки подготовки нефти "Хитер-Тритер". Материальный баланс ступеней сепарации и общий материальный баланс установки.
  
  курсовая работа [660,9 K], добавлен 12.12.2011
  

• Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"

  Физико-химические свойства нефтяных эмульсий и их классификация. Теоретические основы обезвоживания нефти. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов. Описание технологической схемы с автоматизацией и материальный баланс установки.
  
  дипломная работа [150,0 K], добавлен 21.05.2009
  

• Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

  Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017
  

• Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

  Ознакомление с процессом подготовки нефти к переработке. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти. Проектирование технологической схемы установки перегонки. Расчет основной нефтеперегонной колонны К-2; определение ее геометрических размеров.
  
  курсовая работа [418,8 K], добавлен 20.05.2015
  

• Проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти

  Промысловая подготовка аномально высоковязкой нефти до высшей группы качества путем научно обоснованного оснащения оборудованием технологической схемы и усовершенствования конструктивных элементов аппаратов. Исследование физико-химических свойств нефти.
  
  курсовая работа [599,9 K], добавлен 03.01.2016
  

• Проект установки ЭЛОУ-АВТ

  Характеристика нефти и обоснование ассортимента получаемых из нее фракций. Краткое описание технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ, ее оборудование и условия эксплуатации. Материальный и тепловой баланс блока ЭЛОУ-АВТ и атмосферных колонн К-1 и К-2.
  
  курсовая работа [429,6 K], добавлен 30.11.2009
  

• Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки

  Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.
  
  курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Расчет материального баланса установки предварительного сброса воды

  Технологические установки, входящие в состав системы сбора и подготовки продукции нефтяной скважины. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ). Общий материальный баланс УПСВ, расчет его показателей.
  
  курсовая работа [390,0 K], добавлен 04.08.2015
  

• Установка атмосферно-вакуумных трубчатых установок для переработки ашировской нефти

  Характеристика перерабатываемой смеси. Построение кривых разгонки нефти. Выбор и обоснование технологической схемы установки. Технологический расчет основной атмосферной колонны. Расчет доли отгона сырья на входе и конденсатора воздушного охлаждения.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 18.09.2013
  

• Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 5 млн.т/год валанской нефти

  Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 07.09.2012
  

• Установка АВТ мощностью 5 млн.тонн Медынской нефти в год

  Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Медынской нефти и их применение. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти. Расчет состава и количества паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 16.03.2014
  

• Разработка поточной схемы и расчет товарного баланса нефтеперерабатывающего завода

  Современный состав технологических процессов нефтепереработки в РФ. Характеристика исходного сырья и готовой продукции предприятия. Выбор и обоснование варианта переработки нефти. Материальные балансы технологических установок. Сводный товарный баланс.
  
  курсовая работа [61,1 K], добавлен 14.05.2011
  

• Расчет материальных балансов процессов переработки танатарской нефти

  Разработка поточной схемы завода по переработке нефти. Физико-химическая характеристика сырья. Шифр танатарской нефти согласно технологической классификации. Характеристика бензиновых фракций. Принципы расчета материальных балансов, разработка программы.
  
  курсовая работа [290,6 K], добавлен 09.06.2014
  

• Расчет материальных балансов процессов по переработке нефти марки Ekofisk

  Поточная схема завода по переработке нефти Ekofisk. Характеристика нефти и нефтепродуктов. Материальные балансы отдельных процессов и завода в целом, программа для их расчета. Технологический расчет установки. Доля отгона сырья на входе в колонну.
  
  курсовая работа [384,9 K], добавлен 09.06.2013
  

• Ректификационная переработка нефти и продукции из нее

  Характеристика сырья, продукции и вспомогательных материалов при переработке нефти. Описание технологической схемы. Оборудование, контрольно-измерительные приборы и автоматизация. Расчет капитальных затрат проекта, численности песонала и оплаты труда.
  
  дипломная работа [351,9 K], добавлен 01.06.2012
  

• Материальные балансы технологических процессов НПЗ

  Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.
  
  лабораторная работа [98,4 K], добавлен 14.11.2010
  

• Схема глубокой переработки нефти и установка гидроочистки

  Характеристика нефти и ее основных фракций. Выбор поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет реакторного блока, сепараторов, блока стабилизации, теплообменников подогрева сырья. Материальный баланс установок. Охрана окружающей среды на установке.
  
  курсовая работа [446,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Маслоблок нефтеперерабатывающего завода мощностью 400 тыс. т/год базовых масел из самотлорской нефти

  Обоснование выбора нефти для производства базовых масел. Групповой состав и физико-химические свойства масляных погонов. Особенности поточной схемы маслоблока и технологической схемы установки. Расчет испарительных колонн по экстрактному раствору.
  
  курсовая работа [292,1 K], добавлен 05.11.2013
  

• Производство азотной кислоты

  Обзор современных методов производства азотной кислоты. Описание технологической схемы установки, конструкция основного аппарата и вспомогательного оборудования. Характеристика исходного сырья и готовой продукции, побочные продукты и отходы производства.
  
  дипломная работа [652,9 K], добавлен 01.11.2013
  

• Теплообменный аппарат блока наружной установки газоразделения установки низкотемпературной конденсации

  Обоснование и выбор исходных данных для расчета теплообменного аппарата. Подбор и обоснование выбора типа фланцевого соединения. Выбор конструктивных параметров некоторых элементов теплообменных аппаратов. Расчет толщины стенки корпуса и трубной решетки.
  
  курсовая работа [812,6 K], добавлен 11.12.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам