d= 300-350 мкм.

Процесс обезвоживания происходит при температуре и давлении, равных соответственно:

t = 5°С, Р = 0,6 МПа.

Эффективное разделение фаз в гравитационном отстойнике происходит при условии соблюдения в зоне отстоя ламинарного режима течения эмульсии,

т.е. при 10^-4 < Re < 0,4.В этом случае, скорость осаждения капель воды wос определяется по формуле Стокса:



где g - коэффициент ускорения свободного падения, м²/с;

с_дф - плотность дисперсной фазы, кг/м³;

с_с - плотность дисперсионной среды, кг/м³;

d_доп - диаметр шарообразной частицы (капли воды), м;

м_с - динамический коэффициент вязкости среды, Па·с

Найдем динамическую вязкость нефти при температуре t = 10°С по формуле:

где м₅₀ - динамическая вязкость нефти при 50°С, мПа•с;

м₂₀ - динамическая вязкость нефти при 20°С, мПа•с.

Известно, что ₂₀= 15 мПа·с, ₅₀= 8 мПа·с.

отсюда мн₁₀=12,17 мПа?с;

Теперь найдем вязкость эмульсии при этой температуре:

м_эм5=,

где В - обводненность нефти.

МПа*с

w_ос=

Проверим правильность принятого режима осаждения капель и найдем значение критерия Рейнольдса:



где w_ос - скорость осаждения капель воды, м/с

с_н - плотность нефти, кг/м³

d_доп - диаметр капель воды, м

м_н - динамический коэффициент вязкости, Па·с

Re = 0,00056•300•10^-6•820/ 12,17·10^-3=0,0113

0,0001 < 0,0113 < 0,4.

Действительно, режим был принят правильно.

В качестве сепаратора со сбросом воды примем сепаратор НГСВ I-0,6-3400-2, имеющий следующие характеристики:

объем V= 200 м³;

внутренний диаметр D = 3,4 м;

длина аппарата L= 22,04 м;

объемная производительность Q= 210 - 560 м³/ч.

Для эффективного разделения эмульсии на нефть и воду должно соблюдаться условие:

,

где ф - время пребывания нефти в аппарате.

,

где - скорость движения нефти в аппарате, м/с;

- время, необходимое для осаждения капель воды, с;

L - длина зоны отстоя, м;

h - высота зоны отстоя, м;

- скорость стесненного осаждения капель воды диаметром d_i, м/с. Для предельного случая, когда

,

длина зоны отстоя составит:

где Q_эм - объемная производительность нефти на входе;

- объемная производительность нефти на выходе.

Таблица 2.5 Состав эмульсии

На входе	На выходе
	% масс.		% масс.
Эмульсия, в том числе: нефть вода	70 30	Некондиционная нефть, в том числе: нефть вода	95 5

Плотность углеводородной смеси составит - 820 кг/м³.

Плотность пластовой воды составляет св= 1010 кг/м³ (производственные данные).

Тогда плотность нефтяной эмульсии на входе в блок отстоя (с_эм) и на выходе из него с_эм1 рассчитаем по правилу аддитивности:

Для пересчета плотности эмульсии на рабочую температуру 10°С удобно воспользоваться формулой:

_t = _н.у - ·(t - 20)

где - средняя температурная поправка. В нашем случае = 0,653 и 0,702.

_эм5 = 890,249- 0,653· (10-20) = 900,042 кг/м³

_эм15 = 853,067 - 0,702· (10-20) = 863,596 кг/м³.

Объемная производительность эмульсии на входе и нефти на выходе составит:

=561784,089/900,042=624,175 м³/ч

=393129,846/863,596=455,224 м³/ч.

Высота зоны отстоя рассчитывается по формуле:

где е - относительная высота водяной подушки в отстойнике.

Экспериментально установлено, что пропускная способность гравитационного отстойника максимальна при е=0,46.

Скорость осаждения капель воды определяется по формуле Стокса:



\где 0,5 - коэффициент, учитывающий стесненность осаждения частиц в движущейся среде.

Длина зоны отстоя составит:

В соответствии с рассчитанной длиной зоны отстоя принимаем 7 аппаратов НГСВ I -0,6- 3400-2 диаметром 3,4 м и длиной 22,04 м, работающих параллельно. При таком включении снижается скорость движения эмульсии wср в сепараторе и пропорционально этому уменьшается требуемая длина зоны отстоя одного аппарата.

2.3.2 Сепаратор второй ступени сепарации

Для проведения расчета необходимо знать плотность нефтяной эмульсии. Плотность принимаем на основе производственных данных для нефти при нормальных условиях (820 кг/м³).

Таблица 2.6 Массовая доля и плотность компонентов нефти

Компонент смеси	Массовый состав нефти из сепаратора	Массовая доля
CO2	2,392	0,000123
N2	0,015	0,000001
СН4	7,684	0,000395
С2Н6	38,528	0,001981
С3Н8	234,440	0,012055
i-C4H10	87,174	0,004482
н-С4Н10	250,226	0,012866
i-С5Н12	131,207	0,006747
н-С5Н12	217,239	0,011170
С6Н14+	18479,266	0,950180
Итого	19448,171	1,000000



_эм50 = 853,067 - 0,702· (50-20) = 832,008 кг/м³

Плотность отделяющегося в сепараторе газа:

_срг = 5,0408 кг/м³.

Для гравитационных сепараторов необходимым условием эффективного отделения нефти от газа является следующее соотношение:

_н < _г,

где _н - скорость подъема уровня нефти, м/с;

_г - скорость всплывания пузырьков газа в нефти, м/с.

При этом соотношении пропускная способность по жидкости для горизонтальных сепараторов будет определяться формулой:

Q < 47000 · F · d² (_эм - _срг) / эм, м³/сутки

где F - площадь зеркала нефти, м2;

d - диаметр пузырьков газа, м;

эм - динамическая вязкость эмульсии, кг/(м·с).

Принимая во внимание наихудшие условия эксплуатации сепараторов, целесообразно принять диаметр пузырьков газа равным 1,55·10^-3 м.

Зная динамическую вязкость нефти при 50°С, найдем динамическую вязкость водонефтяной эмульсии по формуле:



где в - обводненность нефти на входе, 5%;

_н - динамическая вязкость нефти, кг/(м·с);

м_эм50=

Объемный расход эмульсии через блок сепараторов второй ступени и объемный расход газа, соответственно равны:

Q_v = Q /_э,

Q_vг = Q_г / _срг

Q_v = 393129,846 / 832,008= 472,507 м³/ч (11340,171 м³/сутки).

Q_vг =4150,400/5,0408=823,361м³/ч.

Принимаем к рассмотрению сепаратор НГС 0,6 - 2400 со следующими характеристиками:

объем V = 50 м³;

внутренний диаметр D = 2,4 м;

длина аппарата L = 11,058 м;

объемная производительность по нефти 160-800 м³/ч; по газу - 82900 м3/ч.

Максимальный объем эмульсии, находящейся в сепараторе можно определить по формуле:

V_max = V·f·k,

где f - 0,7 степень заполнения;

k - 0,98 коэффициент запаса;

V - объем сепаратора, м³. V_max = 50·0,7·0,98 = 34,3 м³.

Полученной величине Vmax соответствует площадь поперечного сечения, определяемая по формуле:



S = V_max/L

S = 34,3 / 11,058 = 3,102 м².

Необходимо определить площадь зеркала нефти F. Целесообразно определять минимально возможную величину F, которая будет иметь место в процессе эксплуатации сепаратора. Применительно к данному случаю минимальное значение F будет соответствовать максимально заполненному сепаратору.

Тогда, искомой величиной будет являться хорда b, (рисунок 2.1.). Площадь зеркала нефти равна:

F = b·L

Площадь поперечного сечения (S) объема нефти в сепараторе с учетом несложных геометрических преобразований можно представить следующей зависимостью:

где r - радиус сепаратора: r = D/2, м;

a - угол, град.

Из геометрии также известно, что:

,.



Или

Для рассматриваемого случая, при S = 3,102 м2, r = 1,2 м, это уравнение примет вид:

Решая уравнение методом подбора, определили угол , который составляет 22°. Тогда хорда b равна 0,98 м.

м2,

Для соблюдения условия эффективной работы данного сепаратора его объемная производительность по жидкости должна быть:

Qvсеп < 203694,789 м³/сутки.

Так как объемный расход эмульсии через блок сепаратора составляет 113400,171м³/сут, то необходимо принять в эксплуатацию 1 сепаратор выбранного ранее типа НГС 0,6 - 2400.

2.3.3 Блок электродегидраторов

Целью расчета является нахождение максимальной производительности электродегидратора и определение количества аппаратов.

Основным аппаратом обезвоживания и обессоливания нефти считается электродегидратор. В отличии от отстойника он позволяет получать с содержанием воды до сотых долей процента. На современных установках используется наиболее эффективные горизонтальные электродегидраторы.

В качестве электродегидратора примем горизонтальный цилиндрический аппарат ЭГ-200.

Исходные данные для расчета:

производительность G=154762 кг/ч;

температура электрообезвоживания t=40°С;

плотность нефти при 45°С с_н=820 кг/м³;

плотность воды при 45°С с_в=1006 кг/м³;

наименьший диаметр осаждающихся капель воды d=2,2·10^-4 (принимаем).

Найдем кинематическую вязкость при 45°С:

м45=4,965 мПа?с,

м²/с

Максимальная поверхность осаждения в выбранном аппарате составит:

S=D·L

где D - внутренний диаметр аппарата, м;

L - длина аппарата, м.

S = 3,4·23,45 = 79,73 м²;

Предположим, что Re< 0,4, при таком значении критерия Рейнольдса скорость осаждения капель воды в неподвижной среде определяется по формуле Стокса:



,

где g - ускорение свободного падения, м/с;

=(2,2·10^-4)2·9,81·(1012,215 - 828,218)/(18·5,940·10^-6·828,218)= 0,00099 м/с;

При использовании необходимо проверить значения Рейнольдса Re по формуле:

Re = ·d/ Vн

Re = 0,00099·2,2·10^-4·(5,940·10^-6) = 0,0365;

Критерий Re<0,4, следовательно, использование формулы Стокса справедливо.

В качестве электродегидратора примем аппарат типа ЭГ-200 c характеристиками, представленными в табл. 2.7.

Таблица 2.7 Характеристика электродегидратора ЭГ-200

Показатель	Ед. изм.	Значение
Эффективный объем V	м3	200
Диаметр D	мм	3400
Длина L	мм	23450
Расчетное давление Р	МПа	1
Рабочая производительность Q	м3/час	50-350
Номинальное расстояние от дна электродегидратора до границы раздела фаз h1	м	1

Скорость движения нефти U_н в электродегидраторе при нижней ее подаче определяется по формуле:

U_н= h_э/ф,



где h_э - высота слоя эмульсии, м;

h_э=0,5·D- h₁ ,

где h₁ - расстояние от дна электродегидратора до поверхности раздела фаз. Примем h₁ - 1м, а время отстоя ф = 1час. Тогда:

U_н= (0,5·3,4 - 1)/1= 0,7 м/ч = 0,00019 м/с;

Фактическая скорость осаждения капель воды в потоке поднимающейся нефти составит:

U_факт= U_пок - U_н;

U_факт=0,00099 - 0,00019 = 0,00080 м/с;

Максимальная производительность электродегидратора при данном режиме составит:

Q_макс = U_факт·S =0,00080·79,73= 0,0648 м3/с = 233,28м3/ч.

Необходимое число параллельно работающих электродегидраторов определим по формуле:

n = Q_эм /Q_макс;

Q_эм = G/с_эм=388979,446 /835,815=465,390 м³/ч

n= 465,390/233,28 = 1,995

Принимаем 2 стандартных горизонтальных электродегидратора типа ЭГ-200.

Тепловой расчет электродегидратора

Целью расчета является определение количества тепла, уходящего в окружающую среду.

В аппарате не протекают основные химические реакции с поглощением или выделением тепла. На установке 2 электродегидратора, следовательно поток эмульсии через аппарат будет равен:

G_эг=G/n= 388979,446/2 = 194489,723кг/ч в том числе:

- нефть - G_н= 0,9495·194489,723= 184661,477 кг/ч

- вода - G_в= 0,0505·194489,723= 9828,246 кг/ч

Температуру эмульсии подаваемой на обезвоживание и обессоливание примем равной 40°С, температуру товарной нефти на выходе из электродегидратора 35°С, температура выходящей пластовой воды 40°С.

Определим количество тепла входящего в аппарат:

Аналогично найдем количество тепла, уносимого из аппарата с товарной нефтью и водой.

где - энтальпии нефти в жидком состоянии на входе и выходе из электродегидратора;

- энтальпии воды в жидком состоянии на входе и выходе из электродегидратора.

Q_вых.н= 0,998·184661,477·75,464+0,002·184661,477·167,45=13969266,24 кДж/ч

Q_вых.в= 0,999·9828,246·167,45+0,001·9828,246·75,464= 1644835,76 кДж/ч

Потери тепла в окружающую среду:



Q_пот =17463354,74- 13969266,24- 1644835,76=1849252,74 кДж/ч

Результаты расчета сводим в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 Тепловой баланс электродегидратора

Приход (кДж/ч)	Расход (кДж/ч)
Тепло, приходящее с нагретой эмульсией	17463354,74	Тепло, уходящее с товарной нефтью	13969266,24
		Тепло, уходящее с водой	1644835,76
		Потери тепла в окр.среду	1849252,74
Итого	17463354,74	Итого	17463354,74

Расчет штуцеров электродегидратора

Диаметр штуцеров рассчитываем по уравнению расхода:

,

где - скорость продукта, принимается 1-3 м/с;

V- объемный расход продукта, м³/с.

Расчет штуцера входа эмульсии в электродегидратор.

Расход эмульсии составляет:

V = Q_нотс/(n·3600·с_эм)= 388979,446 /(2·3600·835,815) = 0,0646 м³/с,

где n - количество электродегидраторов.

Скорость эмульсии принимаем 1 м/с.

Принимаем D_у = 300 мм.

Расчет штуцера выхода воды.

Расход воды составляет:

Принимаем скорость воды = 0,6 м/с.

м.

Принимаем D_у = 80 мм.

Расчет диаметра штуцера выхода товарной нефти.

Расход товарной нефти составляет:

Принимаем скорость товарной нефти = 1,5 м/с.

Принимаем D_у = 250 мм.

2.4 Технологический расчет вспомогательного оборудования

2.4.1 Расчет и подбор насоса

Целью расчета является определение необходимого типа и количества насосов. Исходными данными для расчета являются абсолютное давление на входе в насос, абсолютное давление на выходе из насоса, объемная производительность насоса, плотность перекачиваемой жидкости, равные соответственно:

- Р_вхнас = 0,15 МПа;- Р_выхнас = 0,7 МПа;



Q_нас = = 369047,619 /820= 436,082 м³/ч = 0,121 м³/с;

= 820 кг/м³.

Полный или дифференциальный напор развиваемый рабочим колесом насоса Нп представляет собой фактическую разность гидродинамических напоров жидкости на выходе и на приеме насоса и определяется выражением:

Н_п = (Р_выхнас - Р_вхнас) / (· g)

Н_п = (0,7 - 0,15)·106 / (846,280 · 9,81) = 66,249 м.

Полезную гидравлическую мощность N_пол (кВт) определим по формуле:

N_пол = Q_нас · · g · Н_п

N_пол = 0,121·812·9,81· 66,249 = 66623,632 Вт = 66,624 кВт;

Необходимая мощность насоса:

N_н = N_пол /_нас,

где _нас - полный к.п.д. насоса, принимаем 0,7;

N_н =66,624/0,7 = 95,177 кВт.

Необходимая мощность, потребляемая электродвигателем:

N_дв = N_н /_дв,



где _дв - к.п.д. электродвигателя, принимаем 0,9;

N_дв =95,177/ 0,9 = 105,752 кВт.

Требуемый напор, который должен развивать насос:

Н_нас = Р_выхнас/ (·g),

Н_нас = 0,7 . 106/ (812 . 9,81) = 84,317 м.

Из всех наиболее часто использующихся марок центробежных насосов, в данном случае наиболее оптимальным является многоступенчатый секционный агрегат марки ЦНСн -300-120. Этот насос имеет следующие характеристики:

- подача - 300 м³/ч;

- напор - 120 м;

- мощность электродвигателя - 200 кВт;

Для обеспечения необходимой производительности потребуется количество насосов: n = 436,082/ 300 = 1,45 2.

Таким образом, должно быть установлено 2 рабочих насоса и один резервный.

Аналогично производим расчет для насоса, подающего воду на КНС.

- Р_вхнас = 0,15 МПа;

- Р_выхнас = 0,7 МПа;

- Q_нас = = 167963,121/1014= 165,644 м3/ч = 0,046 м³/с;

- = 1010 кг/м³.

Н_п = (0,7 - 0,15) · 106 / (1014 · 9,81) = 55,291 м.

N_пол = 0,046 · 1014 · 9,81 · 55,291 = 25306,738 Вт = 25,307 кВт;

N_н =25,307/ 0,7 = 36,152 кВт.

N_дв =36,152 / 0,9 = 40,169 кВт.

Н_нас = 0,7 · 106/ (1014 . 9,81) = 70,37 м.

Наиболее оптимальным является насос марки ЦНСн-180-85.

Характеристики ЦНСн-180-85.

- подача - 180 м3/ч;

- напор - 85 м;

- мощность электродвигателя - 200 кВт;

Для обеспечения необходимой производительности потребуется количество насосов: n=165,644/180=0,92? 1

Следовательно, необходимо установить один рабочий насос и один резервный.

2.4.2 Резервуар РВС

Резервуар РВС предназначен для сбора товарной нефти.

Первоначально рассчитаем объемный расход товарного продукта после КСУ, если массовый расход составляет : Q_КСУ = 226190 кг/ч.

Плотность нефти составит:

= 820 кг/м³.

Пересчитаем плотности на рабочую температуру в сепараторе 40°С:

= 820- 0,711 · (40 - 20) = 797,78 кг/м³,

Объемный расход товарной нефти после КСУ составит:

Qv_КСУ = Q_КСУ /_см38 =226190 /797,78= 283,52 м³/ч = 6804,58 м³/сутки.

Резервуарный парк должен вмещать в себя объем, равный производительности установки за двое суток, т.е.:

V = 2 · Qv_КСУ =2 · 6804,58 = 13609,16 м³.



В качестве резервуаров товарного парка примем к рассмотрению аппараты типа РВС - 15000.

Технологией эксплуатации установлены следующие нормы:

- минимальный остаток - 1,0 м;

- максимальная скорость наполнения-опорожнения - 1000 м³/ч.

Для обеспечения нормальной работы установки необходимо 2 рабочих резервуара РВС - 15000.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В рамках курсовой работы «Проект установки подготовки нефти мощностью 1,5 млн в год по товарной нефти» были произведены основные расчеты материальных потоков, основного и вспомогательного оборудования.

На основе данных материальных балансов УПН был произведен подбор основного и вспомогательного оборудования:

Первая ступень сепарации со сбросом воды - сепаратор НГСВ I-0,6-3400-2 - 7 шт.;

Вторая ступень сепарации - сепаратор НГС 0,6-2400 - 1 шт.;

Блок глубокого обезвоживания и обессоливания - электродегидратор ЭГ-200 - 2 шт.;

Концевая сепарационная установка - сепаратор НГС 0,6-2000 - 1шт.;

Первая ступень подогрева - печь ПТБ-10 - 1 шт.;

Вторая ступень подогрева - печь ПТБ-10 - 1 шт.

Насосы для подачи нефти на НПС ЦНСн-300-120 - 3шт.;

Насосы для подачи воды на КНС ЦНСн-180-85 - 2шт.

Резервуары РВС-10000 - 2шт.

Данный проект соответствует всем нормам и требованиям поставленной задачи.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ахметов, С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. [Текст] / С.А. Ахметов. - Уфа: «Гилем», 2002. - 672 с.

2. Эрих, В.Н. Химия и технология нефти и газа: Учеб. для техникумов. [Текст] / В.Н. Эрих, М.Г. Расина, М.Г. Рудин. - 3-е изд., перераб. - Л. : «Химия», 1985. - 408 с.

3. Мановян, А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. [Текст] / А.К. Мановян. - М. : «Химия», 2001. - 586 с.

4. Суханов, В.П. Переработка нефти. [Текст] / В.П. Суханов. - М. : «Высшая школа», 1979. - 335 с.

5. Судо, М.М. Нефть и горючие газы в современном мире. [Текст] / М.М. Судо. - М. : «Недра», 1984. - 347 с.

6. Савченков, А.Л. Химическая технология промысловой подготовки нефти: Учебное пособие. [Текст] / А.Л. Савченков. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - 180 с.

7. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. [Текст] / Г.С. Лутошкин. - М. : Недра, 1972. - 324 с.

8. Савченков, А.Л. Графическая часть курсового и дипломного проекта: Методические указания для студентов специальностей 250100 - «Химическая технология органических веществ» и 170500 - «Машины и аппараты химических производств» очной и заочной форм обучения. [Текст] / А.Л. Савченков. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 31 с.



ПРИЛОЖЕНИЕ А

Технологическая схема установки подготовки нефти

Размещено на Allbest.ru

...