Стабилизация нефти на промыслах

Министерство образования и науки Российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Ярославский государственный технический университет»

Кафедра «Химическая технология органических веществ»

 

 

Работа защищена

с оценкой ______________

Преподаватель

ст. преподаватель

___________ Л. М. Соболева

«___»___________2014г.

 

 

 

 

 

Стабилизация нефти на промыслах

Расчетное задание

по дисциплине «Природные источники органического сырья в химии и химической промышленности»

 

ЯГТУ 240401.62 – 056 РГР

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  Задание выполнила

                                                                                студентка группы ХТО-21

                                                                              ________ А. В. Марченко

                                                                                        «___»_______2014 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

2014

 

Реферат

 

 14 с., 1 рис., 4  табл.,   источников

 

НЕСТАБИЛЬНАЯ НЕФТЬ, ПОПУТНЫЕ ГАЗЫ, ЧАСТИЧНОЕ ИСПАРЕНИЕ, ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ, КОНСТАНТЫ ФАЗОВОГО РАВНОВЕСИЯ, МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС

 

   Объектом расчета является нефть, состав которой представлен в задании. 
 
  Цель работы - расчет и составление таблиц материального баланса процесса неполного испарения нефти, для ее стабилизации и дальнейшей отправки на нефтеперерабатывающие заводы.

 

   В процессе работы использовались программные средства Microsoft Office.

 

В результате работы была составлена таблица материального баланса процесса неполного испарения, стабильная нефть удовлетворяет условию транспортировки потребителю.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

 

   1 Способы стабилизации нефти

   2 Попутный газ и варианты  его использования и утилизации

   3 Процесс неполного испарения

   4 Расчет процесса неполного испарения

Заключение

Список использованных источников

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Теоритическая часть

  

1 Способы стабилизации  нефти

 

Даже после многоступенчатой промысловой сепарации и нс ггИХ

весьма значительное количество углеводородов С1-С4. Значи гельна ар

углеводородов может быть потеряна при перекачках из резервуар.» и рс при хранении и транспортировке нефти. Вместе с газами теряются легкие бензиновые фракции. . ^t

Чтобы ликвидировать потери газов и легких бензиновых фраки предотвратить загрязнение воздуха, уловить ценные газообразные компоненты, необходимо максимально извлечь углеводороды CI-C4 из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на уста новках стабилизации нефти, расположенных обычно в непосредственно близости от места ее добычи. Методы стабилизации нефти могу» быть различными. Для большинства нефтей стабилизация производи гея на установках с применением ректификации.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и однократной конденсацией паровой газовой фракции представлено на рисунке 1.

Рисунок 1 -Технологическая схема процесса.

 

Сырая нефть I насосом 1 подается в теплообменник з и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4 поступает на стабилизацию.

При этом обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80 —120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15 — 0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть 111, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3 где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти, Широкая газовая фракция IV отделяемая от нефти в сепараторе 6 подвергается однократной конденсации, для чего охлаждается в холодильнике 8 до температуры 30 °С , при этом конденсируются высокомолекулярные углеводороды II (бензин), которые отделяются от газа в сепараторе 9 собираются в емкости бензина К) и насосом 11 возвращаются в стабильную нефть для восстановления ее бензинового потенциала. I аз, выходящий из сепаратора 9 поступает на прием компрессора 12, в котором повышается давление газа до 0,5 – 1,7 Мпа, в зависимости от расстояниядо газоперерабатывающего завода. После компрессора газ проходит маслоотделитель 13 где отделяется смазочное масло VII, уносимое газом из компрессора, конденсатор-холодильник 14 и сепаратор 15, в котором отделяется сконденсировавшийся в результате сжатия и охлаждения нестабильный конденсат VI. Нестабильный конденсат собираете в емкости 16, из которой насосом 17 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Туда же направляется и газ V выходящий из сепаратора 15.

Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии. Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

В ИПТЭР разработана конструкция гидроциклона ГУД-1.

В корпусе аппарата ГУД-1 расположено шесть сепарирующих элементов, каждый из которых снабжен вводным устройством, обеспечивающим тангенциальный ввод смеси и интенсивную крутку потока, сливной камерой с наконечником, конструкция которого обеспечивает пристенное пленочное течение жидкости и концентрирование легких углеводородов. Гидроциклон устанавливается на сборнике стабильной нефти представлена на рисунке 2

 

Рисунок 2 - Гидроциклон устанавливается на сборнике стабильной

нефти

Из ГУД-1 смесь парогаза с капельной жидкостью направляют в каплеуловитель, пустотелый аппарат, где под действием гравитационных сил происходит отделение капель нефти от парогазовой смеси легких углеводородов. Далее парогаз конденсируют при температуре 10 – 15 ⁰С и разделяют в сепараторе на летучие газы и конденсат. Для получения качественного конденсата давление в сепараторе поддерживают в пределах 1,7 – 1,3 атм, что препятствует переходу в газовую фазу наиболее ценных бутановых фракций.

Установленно, что доля извлечения углеводородов С3 из нефти в гидроциклоне достигает 90%, С4 – 68%, С5 – 48%. Углеводороды С6 обнаружены в пределах 20%, а С8 – 8%.|2|

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Попутный газ и варианты его использования и утилизации

 

Попутный нефтяной газ -  это смесь газов и парообразных углеводородистых и не углеводородных компонентов природного происхождения, которые выделяются из скважин и из пластовой нефти при ее сепарации. Количество газа в нефти колеблется в достаточно широких пределах, достигая от одного кубометра до нескольких тысяч в одной тонне нефти.

В попутном газе содержится большая доля пропанов, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. На некоторых месторождениях в попутном содержатся также и неуглеводородные компоненты: сероводород и

меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) сжигается не потому, что не может быть полезно использован и ни для кого не представляет ценности.

Возможны два направления его использования (исключая бесполезное сжигание на факелах):

Энергетическое. Это направление доминирует, потому что

энергетическое производство имеет практически неограниченный рынок. Попутный нефтяной газ — топливо высококалорийное и экологически чистое. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всём мире существует практика его использования для выработки электроэнергии для промысловых нужд. При постоянно растущих тарифах на электроэнергию и их доли в себестоимости продукции, использование ПНГ для выработки электроэнергии можно считать экономически вполне оправданным.

Нефтехимическое. Попутный нефтяной газ (ПНГ) может быть переработан с получением сухого газа, подаваемого в систему магистральных трубопроводов, тазового бензина, широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ) и сжиженного газа для бытовых нужд. ШФЛУ является сырьём для производства целого спектра продуктов нефтехимии; каучуков, пластмасс, компонентов высокооктановых бензинов и др.

Но данным Министерства природных ресурсов и экологии РФ ежегодно добывается около 55 млрд попутного нефтяного газа. Из них 27 % сжигается в факелах, что приводит к ухудшению экологической обстановки иэ-за значительного количества выбросов твердых загрязняющих вещеспу [3]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Процесс неполного испарения

Испарение - это процесс перехода вещества из жидкого состояния в газообразное (пар). Процесс испарения является обратным процессе конденсации.

Различают полное и неполное испарение. При полном испарении какой- либо многокомпонентной смеси (МКС), образовавшаяся фаза имеет тот же соеtпн, что исходная. Поэтому с точки зрения разделения МКС процесс полного испарения, не рассматривается.

Другое дело не полное испарение. При этом процесс в паровую фазу переходит более легко летучие компоненты.

Дли расчета процесса неполного испарения необходимо задаться давлением, температурой, исходным расход, а так же мольной (массовой) долей каждою компонента в исходной смеси. Расчетные формулы приведены в источнике |4).

Количество вещества рассчитано по формуле:

 

                               N =

                                                                                               (1)

где N - количество вещества, кмоль/г,

     m - массовая доля,

Mm - молекулярная масса,кг/моль.

Молярная масса фракции вычисляется по уравнению Войнова:

 

                        Mm = 60 + 0,3×tкип + 0,001 × t2кип                                                     (2)                                                                                         

 

где tкип  - температура кипения фракции, °С.

Мольная доля компонента в исходной смеси:

 

                          Х =                                                                                                    (3)

 

 

где, Х°- мольная доля i-oro компонента в исходной смеси,

N - количество вещества i-oro компонента, кмоль/ч,

Nобщ - общее количество всех веществ, кмоль/ч.

 

Давление насыщенного пара рассчитано по уравнению Ашворта:

 

                                                                                                                                    (4)

 

 

где Р⁰ - давление компонента насыщенного пара, атм,

Т - температура в аппарате. К,

Т0 – температура кипения вещества

f(T) и f(T0) – вычисляют по формуле :

 

                                f(T0) =                                                                                        (5)

 

Константу фазового равновесия рассчитывают по уравнению:

 

                                        Кi =                                                                                    (6)

 

где Кi – константа фазового равновесия i–го компонента;

      Рi – давление насыщенного пара i–го компонента;

      Робщ – давление в емкости, Мпа

     Проверка на наличие  паровой и жидкой фазы осуществляется  по уравнениям

 

                                                                                                                                 (7)

 

                                                                                                                                 (8)

 

Если А>1 и В>1, то есть наличие паровой и жидкой фазы.

Мольная доля i–го компонента в жидкой фазе рассчитывают по формуле:

 

                                 Хi =                                                                                         (9)

 

где Хi – мольная доля i–го компонента в жидкой фазе;

      L – доля конденсации, моль

Мольная доля i–го компонента в паровой фазе определяется по формуле:

 

                                                     Yi = Ki × Xi                                                                                     (10)

 

Количества жидкой фазы вычисляют по формуле:

 

                                                   GL = L × Gисх ,                                                      (11)

 

где GL -  количество жидкой фазы, кмоль/ч;

      Gисх – расход исходной смеси, кг/ч.

Количество паровой фазы определяют по формуле:

                                                  GV = Gисх – GL                                                              (12)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Результаты расчета  процесса неполного испарения  нефти

 

Дано:

            Давление в емкости                                                             Робщ = 0,2 атм;

            Расход исходной смеси Gисх=30000 тонн/год=