Расчет материального баланса установки подготовки нефти. Расчет баланса нефти


Расчет материального баланса установки подготовки нефти

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Системы сбора и подготовки скважинной продукции»

на тему «Расчет материального баланса установки подготовки нефти»

РУКОВОДИТЕЛЬ:

 Доцент кафедры РЭНГМ

      к.т.н.

___________Султанов Р.М.

РАЗРАБОТЧИК:

студент группы ЭДНбз-12-2

___________Ведменский В.И.

Тюмень 2017

СОДЕРЖАНИЕ

1

Задание ……….………………………………...…………………..

2

2

Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН)………………………………………….

4

3

Нагревательное оборудование используемое на установках промысловой подготовки скважинной продукции. Путевой обогреватель ПП-1,6/1,6-1………………………………………..

7

4

Расчет материального баланса Установки подготовки нефти….

11

4.1

Материальный баланс первой ступени сепарации……….

11

4.2

Блок отстоя………………………………………………….

18

4.3

Блок электродегидраторов…………………………………

20

4.4

Материальный баланс второй ступени сепарации………..

22

4.5

Общий материальный баланс установки………………….

28

ЗАДАНИЕ

на курсовой проект по курсу «Сбор и подготовка скважиной продукции»

Ф.И.О. студента _Ведменский Владимир_

Группа _ЭДНбз-12-2_

Дата выдачи задания:   «07» _апреля_ 2017 г.

Срок представления работы: :   «20» _апреля_ 2017 г.

Тема курсового проекта: «Рассчитать материальный баланс установки подготовки нефти производительностью __2,9__ млн. т/год по сырью; годовая продолжительность 350 дней; обводненность сырой нефти _50_%мас.; содержание воды в нефти на выходе из установки __0,5_%мас; содержание углеводородов в товарной воде _0,1___%мас. Давление стадии сепарации __0,7__ МПа; температура стадии сепарации __20__ОС. Давление стадии отстаивания _0,7___ МПа; температура стадии отстаивания _50_ОС. Давление стадии КСУ __0,066__ МПа; температура стадии КСУ _20_ОС.»

Состав входящей нефти

№  п/п

Компонент   смеси

Мольная доля компонента в нефти (z[pic 1]),  % мол.

Молекулярная масса (М[pic 2]), кг/кмоль

1

Диоксид углерода (СО[pic 3])

0,17

44

2

Азот (N2)

0,53

28

3

Метан (СН[pic 4])

20,06

16

4

Этан (С[pic 5]Н[pic 6])

1,86

30

5

Пропан (С[pic 7]Н[pic 8])

4,44

44

6

n-Бутан (n-С[pic 9]Н[pic 10])

4,50

58

7

i-Бутан (i-С[pic 11]Н[pic 12])

2,29

58

8

n-Пентан (n-С[pic 13]Н[pic 14])

2,92

72

9

i-Пентан (i-С[pic 15]Н[pic 16])

2,36

72

10

Гексан и выше (С[pic 17]Н[pic 18] +)

60,87

86

[pic 19]

100

-

Перечень подлежащих разработке вопросов в расчетно-пояснительной записке:

ru.essays.club

Расчет материального баланса установки подготовки нефти — курсовая работа

 

    1. Описание принципиальной технологической схемыустановки подготовки нефти (УПН)

 

Установка подготовки нефти предназначена  для обезвоживания и дегазации  нефти до параметров, удовлетворяющих  требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

В нефтегазовом сепараторе С-1 происходит дегазация нефти при давлении 0,6 МПа, которое поддерживается регулятором  давления. Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором  С-1 вводится деэмульгатор от блока  дозирования химических реагентов.

Из сепаратора С-1 частично дегазированная нефть и пластовая вода поступает  на вход блока отстоя, давление в  котором поддерживается на уровне 0,3 МПа регулятором давления. Пластовая  вода из блока отстоя направляется на сантехнические сооружения для последующей  утилизации. Частично обезвоженная и  дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидратор (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную  установку - КСУ, давление в которой  поддерживается на уровне 0,102 МПа. Подготовленная нефть  из КСУ самотеком поступает  в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод.

Газ дегазации от С-1 и С-2 поступает  на газосепараторГС и направляются на установку комплексной подготовки газа УКПГ.

Остатки газа из ГС используются на собственные  нужды в качестве топливного газа для электростанции.

Отделенная капельная жидкость из ГС направляется в общую линию  потока нефти через буферную емкость, которая не указана на схеме.

Технологический комплекс сооружений УПН включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) обезвоживание в блоке электродегидраторов;

4) транспортирование нефти в резервуарный парк;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов)

Данный вид установок системы  сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции  от скважины до подготовленной и очищенной  нефти предназначенной для дальнейшей переработки [2].

 

Рис. 1.2.1. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН)

 

Оборудование: С-1; С-2 – Нефтегазосепараторы (НГС), ГС – Газосепараторы; ЭДГ – электродегидратор; ОГ – Отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы; РВС  – резервуар стационарный. Потоки: УКПГ – газ высокого давления на Установку комплексной подготовки газа; УУВ – Узел учета воды; УУН  – Узел учета нефти.

 

 

 

 

2. ОПИСАНИЕ УСТАНОВКИ СИСТЕМЫ СБОРА  И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

2.1. Электродегидраторы

Устройство и принцип работы электродегидраторов. Меры безопасности при обслуживании электродегидраторов. Требования безопасности при остановках электродегидраторов.

Электродегидраторы предназначены  для глубокого обезвоживания  и обессоливания нефти.

Электродегидратор типа 1ЭГ-160 (рис. 2.1.1) представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, в которой имеются два электрода I в форме решетчатых прямоугольных рам, подвешенных параллельно и занимающих почти все горизонтальное сечение аппарата. Расстояние между электродами может изменяться от 20 до 40 см. Электроды через подвесные проходные изоляторы 3подсоединены к высоковольтным выводам двух трансформаторов 5 типа ОМ-66/35 мощностью по 50 кВА. Каждый установлен наверху технологической емкости. Напряжение между электродами может иметь значения 11, 33 и 44 кВ. Для ограничения величины тока и защиты электрооборудования от короткого замыкания в цепь первичной обмотки трансформаторов включены реактивные катушки 4типа РОС-50/05. Реактивные катушки обладают большой индуктивностью, поэтому при возрастании тока происходит перераспределение напряжений, и разность потенциалов между электродами уменьшается. Реактивные катушки установлены наверху технологической емкости рядом с трансформаторами. Нагретая нефтяная эмульсия I, содержащая деэмульгатор и до 10% пресной воды, поступает через два распределителя эмульсии 6под слой отделившейся воды и поднимается вверх. После перехода через границу раздела вода - нефть нефтяная эмульсия попадает сначала в зону низкой напряженности электрического поля, образующей между нижним электродом и поверхностью отделившейся воды, затем в зону высокой напряженности между верхним и нижними электродами.

Под действием электрического поля капли воды, содержащиеся в нефти, поляризуются, взаимно притягиваются  друг другу, коалесцируют, укрупняются  и осаждаются. Обезвоженная и обессоленная нефть II выводится сверху аппарата через сборник нефти 2,а отделившаяся вода III — снизу. Техническая характеристика электродегидратора типа 1ЭГ-160 приведена в табл. 2.3. Электродегидратор типа 2ЭГ-160 отличается от электродегидратора типа 1ЭГ-160 тем, что имеет не два, а три электрода.

Электродегидратор типа ЭГ-200-10 представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими днищами. Подогретая нефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор и до 10% пресной воды, черезраспределитель эмульсии вводится в слой отделившейся воды. Отверстия в трубах распределителя выполнены внизу, чтобы исключить засорение его механическими примесями. Для гашения энергии струй эмульсии вытекающих из отверстий распределителя, под ним расположены отбойные приспособления. Нефтяная эмульсия, равномерно распределенная в виде тонких струй, поднимается через толщу воды, промываясь и отделяя при этом часть эмульгированной воды. Пройдя границу раздела нефть - вода, эмульсия попадает в электрическое поле высокого напряжения между нижним и верхним электродами. Под воздействием переменного электрического поля капли воды поляризуются и испытывают непрерывную деформацию, что способствует эффективному разрушению эмульсии. Обезвоженная и обессоленная нефть, и отделившаяся вода выводятся соответственно через сборник нефти и сборник воды. Техническую характеристику электродегидратора типа ЭГ-200-10 см. в табл. 2.1.1

Таблица 2.1.1

Технологические характеристики электродегидраторов

Показатели

Тип электродегидратора.

1 ЭГ-160

2 ЭГ-160

ЭГ-200-10

Производительность по товарной нефти, т/сут.

2000-8000

3000-4300

5000-11500

Рабочее давление, МПа.

1,0

1,0

1,0

Рабочая температура, 0С, до

110

110

110

Число электротрансформаторов, шт.

2

4

1

Мощность электротрансформатора, кВа.

50

50

150

Напряжение между электродами, кВ, до

44

44

50

Объем емкости, м3.

160

160

200

 

 

 

 

 

 

 

3. РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Исходные данные

 

Годовая мощность установки по товарной нефти 156000 т/год.

Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой нефти 35% масс.

Содержание воды в товарной нефти 0,5% масс. (I группа).

Химический  состав нефти приведен в табл. 3.1.

Таблица 3.1.

Химический  состав нефти

 

Компонент

СО2

N2

Ch5

C2H6

C3H8

i-C4h20

н-C4h20

i-C5h22

н-С5h22

Остаток

Итого

% мол.

0,95

0,12

28,15

5,00

5,51

2,20

0,72

1,30

0,79

55,26

100,00

 

3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

 

 

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры  работы рассматриваемого блока соответствует  абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:

Р = 0,7 МПа; t = 200С.

 

Расчеты разгазирования нефти в  сепараторах при небольших давлениях (0,4-0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить  по закону Рауля-Дальтона:

,

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящегося в равновесии с жидким остатком.;

- мольная доля этого же  компонента в жидком остатке; 

- константа фазового равновесия  i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,7 МПа и температуре t = 200С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

,

где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;

- мольная доля отгона.

Поскольку , то получим:

Уравнение используется для определения  методом последовательного

 приближения мольной доли  отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии - 2,4 млн. тонн/год, часовая производительность установки составит:

т/ч.

Содержание углеводородов в  нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.1.1.

Таблица 3.1.1

Исходные  данные для расчета

 

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ()

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

 

CO2

0,95

44

30,4

N2

0,12

28

75,1

Ch5

28,15

16

33,26

С2Н6

5,00

30

5,32

С3Н8

5,51

44

1,19

изо-С4Н10

2,20

58

0,56

н-С4Н10

0,72

58

0,40

изо-С5Н12

1,30

72

0,11

н-С5Н12

0,79

72

0,08

С6Н14+

55,26

86

0,023

å

100,00

-

~

 

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

 

Путём подбора определим такую  величину , при которой выполнится условие:

 

Подбор величины приводится в табл. 3.1.2.

Таблица 3.1.2

Определение мольной доли отгона N

 

Компонент смеси

= 34

= 34,94

= 35

CO2

0,0263

0,0256

0,0256

Азот N2

0,0034

0,0034

0,0033

Метан Ch5

0,7823

0,7630

0,7618

Этан С2Н6

0,1077

0,1060

0,1059

Пропан С3Н8

0,0616

0,0615

0,0615

Изобутан изо-С4Н10

0,0145

0,0146

0,0146

Н-бутан н-С4Н10

0,0036

0,0036

0,0036

Изопентан изо-С5Н12

0,0021

0,0021

0,0021

Н-пентан н-С5Н12

0,0009

0,0009

0,0009

С6Н14 +

0,0190

0,0193

0,0193

åYi

1,0214

1

0,9986

 

Расчеты показали, что из 100 молей сырой  нефти в процессе сепарации выделяется 34,94 молей газа.

 

Составим  материальный баланс сепарации в  молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.1.3

turboreferat.ru

Расчет - баланс - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Расчет - баланс

Cтраница 1

Расчет баланса легко состыковать в компьютере с программами анализа хозяйственной деятельности, с программами перевода баланса и отчетности на дискету с автоматической проверкой и сдачей их в налоговую инспекцию на техническом носителе.  [1]

Расчет балансов ведется v одновременно с оптимизацией производственных, программ предприятия и расчетом внутризаводского потребления.  [2]

Расчет баланса начинается с определения календарного времени и максимально возможного фонда рабочего времени. В непрерывных производствах последний равен разности между календарным временем и невыходами по графику сменности. Прогулы, простои и прочие неявки считаются нарушением законодательства и при планировании не учитываются.  [3]

Расчет баланса основан на равновесии между количеством воды, поступающим в водоносный горизонт, содержащимся в нем и выходящим из него.  [4]

Расчет баланса электроэнергии имеет целью выбор параметров генератора - мощности и начального числа оборотов - способного обеспечить в заданных условиях эксплуатации питание всех потребителей и достаточный подзаряд аккумуляторной батареи. Вследствие разнообразия форм использования и режимов эксплуатации автомобилей расчет основывается на статистически усредненных, наиболее типичных режимах движения по шоссе и в городе.  [6]

Расчеты баланса доходов и расходов осуществляются, как правило, в два этапа.  [7]

Расчет баланса расходов в каскаде при заданном режиме водотока и QBi ( t) необходимо вести сверху вниз по каскаду в отличие от режима уровней, рассчитывающихся только снизу вверх. С учетом общего баланса расходов и напоров в каскаде их расчет возможен лишь итерационным путем для сомкнутых каскадов.  [8]

Расчет баланса тепла (1.4.55) базируется на ряде гипотез.  [9]

Расчеты балансов денежных доходов и расходов населения разрабатываются на год и пятилетие Госпланом СССР совместно с советами министров союзных республик, Министерством финансов СССР и Государственным банком.  [10]

Расчет баланса растворенных солей, входящих и выходящих из системы охлаждения, проводится следующим образом.  [11]

Расчет баланса мощности электропривода проводится на основе анализа мгновенных значений токов и напряжений статора, полученных из решения уравнений полной модели системы ТПН-АД, а также предполагается, что симметричный двигатель питается от сети бесконечной мощности и падение напряжения на тиристорах не учитывается.  [12]

Расчет баланса грунтовых вод выполняется на последней стадии его изучения, когда уже проведены наблюдения за режимом этих вод, организованы и выполняются исследования динамики влаги в зоне аэрации, а также выполнены определения отдельных элементов общего водного баланса в опорных наблюдательных пунктах: балансовых участках - элементах потоков, представительных бассейнах малых и средних рек.  [13]

Производится расчет баланса для нормального состояния системы. В нормальном, исходном состоянии дефицит мощности должен быть равен нулю, частота - номинальной.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

1.6 Принципы расчета материальных балансов. Расчет материальных балансов процессов переработки танатарской нефти

Похожие главы из других работ:

Варианты переработки нефти

5. Расчет материальных балансов технологических установок НПЗ

В таблицах 5.1 - 5.23 представлены материальные балансы технологических установок проектируемого нефтеперерабатывающего завода. При составлении баланса следует принять...

Выбор и обоснование типа систем кондиционирования воздуха

2 СОСТАВЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ И ВЛАЖНОСТНЫХ БАЛАНСОВ ПОМЕЩЕНИЯ

Целью составления тепловых и влажностных балансов помещения является определение тепло- и влагоизбытков в помещении, а также углового коэффициента луча процесса, который используют при графоаналитическом методе расчета СКВ...

Выполнение стрижки и последующей укладки волос при помощи электрощипцов

3.1 Расчет материальных затрат

Этот раздел посвящается вопросам ценообразования. При расчетах нужно воспользоваться прейскурантом. Для определения материальных затрат используют прямой метод. Исходя из норм расходов материала и цены единицы материала...

Модернизация блока опорного вращающейся печи при производстве извести

4.2.1 Оценка материальных затрат

Основным материалом для производства деталей «бандажей» является поковка Сталь 34ХН1М ГОСТ 8479-70. Т.к линейные размеры и диаметры бандажей схожи, заготовки изготавливаются по одним размерам...

Модернизация главного электропривода фрезерного станка 6Н82 с использованием частотного преобразователя

3.1 Расчет материальных затрат

К материальным расходам относятся следующие затраты: затраты на сырье, покупные материалы для обеспечения технологического процесса, комплектующие, инструмент, спецодежда, энергия и т.д...

Общие принципы проектирования изделий из пластмасс

4. Общие принципы расчета и проектирования изделий из пластмасс

Несущая способность изделий ограничивается: 1) предельно допускаемыми нагрузками или напряжениями или 2) предельно допускаемыми деформациями...

Организация производства детали "Стойка" на механическом участке

2.1 Расчет материальных затрат

Стоимость основных материалов, расходуемых на одну деталь, определяется по формуле: (36) где Ц - оптовая цена материала; mз - норма расхода материала на единицу продукции; Цо - оптовая цена отходов...

Проектирование аппарата для очистки сточных вод от фенола и нефтепродуктов

3. Расчет материальных потоков

Исходные данные: Сточная вода м3/сут м3/с Загрязняющие вещества: Фенол НП (нефтепродукты) ПДК (предельно допустимые концентрации), для водоемов рыбохозяйственного назначения: Фенол - 0,001 мг/л Нефтепродукты - 0...

Проектирование экскаватора ЭО-2621 А

4.1.1 Принципы расчета стоимости машино-часа эксплуатации машин, механизмов и оборудования

Стоимость машино-часа должна обеспечить возмещение нормативных производственных затрат на эксплуатацию, обслуживание и ремонт дорожно-строительной техники, затрат по управлению производственным процессом при эксплуатации и ремонте...

Производство разбавленной азотной кислоты по схеме АК-72: отделение окисления аммиака

3.3.1 Расчеты материальных балансов процессов

Для проведения технологических расчетов агрегата АК-72 определяем следующие исходные данные: производительность агрегата в пересчёте на моногидрат азотной кислоты, тыс. т/год 380; число гарантированных часов работы агрегата в течение года...

Расчет доменного процесса

2. Расчет шихты, материального и теплового балансов доменной плавки

...

Расчет материальных балансов процессов переработки танатарской нефти

1.7 Описание работы программы для расчета материальных балансов

Программа расчета материальных балансов по переработке нефти Plant. pas сводится к последовательному расчету материальных балансов отдельных процессов и сводного материального баланса завода...

Расчет материальных балансов процессов переработки танатарской нефти

1.7.2 Листинг программы расчета материальных балансов (рlant. pas)

Исходные расчетные данные. Файл 1. dat - содержит список наименований продуктов, используемый при выводе таблиц материальных балансов установок и завода: Файл 2. dat - содержит значения % масс...

Расчет шихты, материального и теплового балансов доменной плавки

2. Расчёт шихты, материального и теплового балансов доменной плавки

...

Формовочный цех завода ЖБИ по производству панели внутренних стен из тяжелого бетона для крупнопанельных жилых зданий

2.5.5 Расчет материальных ресурсов

Исходные данные: - Конструкция - линейное изделие простого профиля - панель внутренних стен из тяжелого бетона, прямоугольного сечения, для крупнопанельных жилых зданий с шагом поперечных стен 2,4 м; - Класс прочности бетона - В22...

prod.bobrodobro.ru

Расчет материального баланса вакуумной перегонки нефтяных остатков

из "Технология переработки нефти Часть1 Первичная переработка нефти"

Точность расчета балансов вакуумных колонн зависит от точности определения состава тяжелых фракций в нефти. [c.87] Традиционно для получения числовых значений физических характеристик фракций, выкипающих выше 500—550 °С, экстраполируют данные, полученные при относительно низких температурах разгонки нефти, в область высоких температур и большей глубины отбора. [c.87] Температуры кипения, а также значения физических характеристик высококипящих нефтяных фракций обычно определяют по рекомендациям БашНИИНП. Согласно этим рекомендациям распределение молекулярного состава нефти подчиняется вероятностным закономерностям и распределение компонентов нефти по температурам кипения и другие физические характеристики (плотность, вязкость и т. д.) отвечают нормальному распределению Гаусса. [c.88] Получение достоверных данных при экстраполяции свойств представляет значительную теоретическую сложность и относится к области теорий вероятности и прогнозирования. Задача значительно упрощается, если процедуру экстраполяции свести к интерполяции. Это можно сделать, если обработать (в виде графика или таблицы) отношения свойств выделяемой узкой фракции к соответствующему свойству смеси (остаток + узкая фракция), из которой выделена эта узкая фракция (дистиллят), в зависимости от доли отгона. Тогда при отборе фракций до 100 % (доля отгона равна единице) это отношение будет равно единице, и задача экстраполяции по отдельным свойствам превращается в задачу интерполяции отношения свойств между экспериментально известными значениями и единицей. [c.88] Рассматриваемый метод эффективен в том случае, если относительно легко экспериментально определяются свойства как дистиллята, так и остатка (например, плотность, вязкость, температура вспышки, застывания, молекулярная масса, содержание серы). [c.88] Построенная зависимость отношения плотностей при 100 % отгона будет стремиться к единице. Продлеваем полученную кривую до единицы. [c.90] Пример расчета плотности для узких фракций самотлорской нефти, выкипающей выше 500 °С, представлен в табл. 2.10. При этом неисследованным является остаток (15 % мае.) плотностью 0,9959. [c.90] Проверка этой формулы и рекомендации по ее использованию для расчета масляных остаточных фракций проведена в БашНИИНП, ныне Институт проблем нефтехимпереработки. [c.92] В табл. 2.12 приведены рассчитанные по формуле (2.36) температуры кипения узких остаточных фракций. [c.93] Примечание. Среднемольная температура равна 809 °С. [c.93] Расчет температур кипения остаточных фракций по данным интерполяции. Как уже отмечалось, интерполяционный метод расчета свойств позволяет определять температуры кипения тяжелых остаточных фракций косвенным путем. При этом желательно использовать наиболее достоверные зависимости. [c.93] Проведение корректировки рассчитываемых значений температур кипения узких остаточных фракций по данным однократного испарения самотлорской нефти не представлялось возможным, так как имеющиеся методы расчета давления паров фракций нефти не давали адекватного значения с экспериментальной долей отгона при любых значениях температур (для всех температур расчетная доля отгона по всем имеющимся методикам была выше экспериментального значения). Это, вероятно, объясняется нелинейным поведением нефтяных смесей, что отмечалось ранее. Поэтому необходимо дальнейшее проведение исследований для определения давления паров нефтепродуктов в смеси. [c.94] Приведенные зависимости могут быть использованы для определения вязкости узких остаточных фракций. [c.94] Следует отметить, что меньшее число вычислений получится при переводе задачи экстраполяции значений вязкости в задачу интерполяции, если использовать обратную величину вязкости (т. е. текучесть). При отгоне нефти до 100 % текучесть тяжелых остаточных фракций стремится к нулю и задача интерполяции вязкости превращается в задачу интерполяции текучести от экспериментальных значений до нуля. [c.94] После этого определение коэффициента преломления узких остаточных фракций осуществляется по аналогии, например, с определением плотности. [c.95] Рассматриваемая методика позволяет определять одни и те же физические характеристики как для дистиллятов, так и остатков, например содержание серы, коксуемость, температуры застывания, вспышки и другие (ранее целесообразность сопоставимого определения всех свойств дистиллятов и остатков не была очевидной). [c.95] Проведенные БашНИИНП сопоставимые исследования показали, что расчетное определение физических характеристик тяжелых остаточных фракций находится в пределах точности параллельного лабораторного определения. По данным БашНИИНП, достаточную исходную информацию для расчета вакуумных колонн можно получить на основе экспериментального исследования нефти до температур кипения 380 °С. [c.95] Расчет материального баланса вакуумной разгонки мазута. Для расчета состава и баланса продуктовых масляных фракций разгонки мазута необходимо знать требования к их фракционному составу. [c.95] В настоящее время четко сформулированные (гостированные или общепризнанные) требования к фракционному составу масляных фракций отсутствуют. Это объясняется тем, что основным нормативным требованием к качеству масел является значение вязкости, которое для разных нефтей соответствует фракции с различными пределами выкипания, а также недостаточностью адекватного моделирования процесса вакуумной разгонки мазута. [c.95] В табл. 2.14 представлены требования к качеству четырех масляных фракций и гудрону, сформулированные специалистами ВНИИНП. Исходное сырье — мазут самотлорской (смесь) нефти. Принимаем, что узкая 10-градусная (350—360 °С) фракция с вязкостью 8,5 мм /с, соответствующей средней вязкости 1-й маловязкой фракции, полностью переходит из мазута в эту фракцию. Аналогично принимаем по средним значениям вязкости соответствующие средние значения температур и для других масляных фракций. Масляные фракции обычно обозначаются как фракции 1, 2, 3, 4... по мере утяжеления и повыщения их вязкости. [c.96]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Пример расчета материального баланса установки подготовки нефти (упн)

  1. ПРИМЕР РАСЧЕТА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ (УПН)

Годовая мощность установки по сырью 2,7 млн. т/год.

Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч). Обводненность сырой нефти 45 % масс.

Содержание воды в товарной нефти - 0,2 % масс. (I группа). Содержание нефти в подтоварной воде – 0,1 % масс.

Плотность товарной нефти при 200С – 850,5 кг/м3 Плотность пластовой воды при 200С – 1005 кг/м3 Кинематическая вязкость товарной нефти:

При 200С – 12.3 мм2/c ; При 500С – 5,3 мм2/c Химический состав нефти приведен в табл. 2.1.

Таблица 2.1. - Химический состав нефти

Компо

нент

СО2 N2 Ch5 C2H6 C3H8 i-

C4h20

н-

C4h20

i-

C5h22

н-

С5h22

Остат

ок

Итого
%

мол.

0,44 0,71 23,01 4,25 8,27 1,61 5,71 2,03 3,53 50,44 100,00
    1. Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:

Р = 0,8 МПа; t = 400С.

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,4-0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона: y '  K x'

i i i i , (2.1)

где

y ' - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе,

находящегося в равновесии с жидким остатком.;

'

х i - мольная доля этого же компонента в жидком остатке;

Кi - константа фазового равновесия i-го

компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,8 МПа и температуре t = 300С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

z ' K

i у 'i i 

i 1  K 1 N /

, (2.2)

i доля отгона. Поскольку

n

y  1 '

i

i1

, то получим:

n i  i z ' K

 1

i1 1 

Ki  1 N

(2.3)

Уравнение используется для определения методом последовательного

приближения мольной доли отгона N ' , при заданных составе исходной

z '

смеси i , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ

производительность установки составит:

- 2,7 млн. тонн/год, часовая

П  Gэ 

8400

2,7 106

8400

 321,42 т/ч. Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.2. Таблица 2.2. - Исходные данные для расчета
Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти

( z ' )

i

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

CO2 0,44 44 52,3
N2 0,71 28 75,2
Ch5 23,01 16 35,73
С2Н6 4,25 30 6,59
С3Н8 8,27 44 1,70
изо-С4Н10 1,61 58 0,84
н-С4Н10 5,71 58 0,61
изо-С5Н12 2,03 72 0,19
н-С5Н12 3,53 72 0,14
С6Н14+ 50,44 200 0,046
 z ' = 100

i

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти. у  ' 0,44  52,3

1 100  52,3  1 33,31

 0,012

у  ' 0,71  75,2

2 100  75,2  1 33,31

 0,020

у  ' 23,01  35,73

3 100  35,73  1 33,31

 0,654

у  ' 4

у  ' 5

у  ' 6

у  ' 7 у’8=

у' 

4,25  6,59

100  6,59  1 33,31

8,271,70

100  1,70  1 33,31

1,61  0,84

100  0,84  1 33,31

5,71  0,61

100  0,61  1 33,31

2,03  0,19

 0,097

 0,114  0,014  0,040

=0,005

8

у  ' 9

у’10=

100  0,19133,31

3,53  0,14

100  0,14  1 33,31

=0,034

50,44  0,046

 0,006

 0,034

10 100  0,046  1 33,31

Путём подбора определим такую величину выполнится условие уравнения 2.3.

N ' , при которой

Подбор величины

N ' приводится в табл. 2.3.

Таблица 2.3. – Определение мольной доли отгона N
Компонент смеси N ' = 33 N ' = 33,31 N ' = 34
CO2 0,012 0,012 0,012
Азот N2 0,020 0,020 0,020
Метан Ch5 0,659 0,654 0,641
Этан С2Н6 0,098 0,097 0,096
Пропан С3Н8 0,114 0,114 0,113
Изобутан изо-С4Н10 0,014 0,014 0,014
Н-бутан н-С4Н10 0,039 0,040 0,040
Изопентан изо-С5Н12 0,005 0,005 0,005
Н-пентан н-С5Н12 0,006 0,006 0,006
С6Н14 + 0,033 0,034 0,034
Yi 1,006 1 0,985

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 33,31 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 2.4.

Таблица 2.4. - Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси

Молярный состав сырой нефти (z’i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора моли (z’i - N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов x’i=( z’i- N0гi).100, %

Σ(z’i- N0гi)

Молярная концентрация (y’i)

Моли

N г  N /  y / 0i i
CO2 0,03 0,001 0,028 0,002 0,03
N2 0,54 0,020 0,519 0,021 0,029
Ch5 22,4 0,804 20,549 1,851 2,486
С2Н6 1,7 0,044 1,127 0,573 0,770
С3Н8 4,91 0,061 1,155 3,355 4,508
изо-С4Н10 1,96 0,014 0,357 1,603 2,153
н-С4Н10 4,47 0,024 0,621 3,849 5,171
изо-С5Н12 1,98 0,003 0,085 1,895 2,546
н-С5Н12 2,93 0,004 0,097 2,833 3,805
С6Н14+ 59,08 0,024 0,622 58,458 78,529
Итого 100,000 1,000 25,559 74,441 100,00

Компонент смеси

Молярный состав сырой нефти

(zi), %

Массовый cостав сырой нефти Mic= zi.Mi

Массовый состав газа из сепаратора Miг=N0г. M

i i

Массовый состав нефти из сепаратора Miн= Mic- Miг

Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти

Riг=100.M г/ M c,%

i i

CO2 0,03 1,320 1,225 0,095 92,825
N2 0,54 15,120 14,520 0,600 96,031
Ch5 22,4 358,400 328,785 29,615 91,737
С2Н6 1,7 51,000 33,808 17,192 66,290
С3Н8 4,91 216,040 68,401 147,639 31,661
изо-С4Н10 1,96 113,680 20,733 92,947 18,238
н-С4Н10 4,47 259,260 36,009 223,251 13,889
изо-С5Н12 1,98 142,560 6,089 136,471 4,271
н-С5Н12 2,93 210,960 7,000 203,960 3,318
С6Н14+ 59,08 11816,000 124,383 11691,617 1,053
Итого 100,00 13184,340 640,953 12543,387 R г = 4,861

см

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 2.5. Таблица 2.5 - Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

R г = 0,04861 – массовая доля отгона.

см

Средняя молекулярная масса газа:

0 i Mсрг= Miг/ N г

Mсрг = 640,953 / 25,559 = 25,077

Плотность газа:

 ну г г

М ср 

22,4 25,077

22,4  1,1195кг / м3

р. у. М СР Т 0 Р 25,077  273  0,8  8,069 г 22,4 Т  Р 22,4  303  0,1

0

кг/м3,

Таблица 2.6 - Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси

Молярная концентрация N0г /N г

i 0 i

Молекулярная масса (Mi)

Массовый состав [N0гi/N0г ].M .100 , %

i i

M г ср

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/N0г ].M . .103, г/м3

i i ср

Mг ср

CO2 0,001 44 0,19 ~
N2 0,020 28 2,27 ~
Ch5 0,804 16 51,30 ~
С2Н6 0,044 30 5,27 ~
С3Н8 0,061 44 10,67 861,117
изо-С4Н10 0,014 58 3,23 261,020
н-С4Н10 0,024 58 5,62 453,333
изо-С5Н12 0,003 72 0,95 76,650
н-С5Н12 0,004 72 1,09 88,120
С6Н14+ 0,024 200 19,41 1565,896
Итого 1 ~ 100,00 3306,135
В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ.

Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет обводненность 25 % масс.

Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 178,57т/ч.

Количество безводной нефти в этом потоке составляет: Qн = 0,75.Q = 0,75. 178,57= 133,93 т/ч.

н Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = 0,04861. 133,93 = 6,51 т /ч.

н Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Q сеп по нефти и общей производительностью Qсеп,

соответственно:

Qсеп = Q- Q = 133,93 – 6,51 = 127,42 т/ч,

н н г

Qсеп = Qсеп+ Q

. 0,25 = 127,42 + 44,64= 172,06 т/ч.

н н

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

Qдо сеп = Qпосле сеп;

Qдосеп = Q = 178,57 т/ч;

Qпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 172,06 + 6,51 = 178,57 т/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в таблицу 2.7.

Таблица.2.7. - Материальный баланс сепарации первой ступени

Приход Расход
%

мас с

т/ч

т/г

%

масс

т/ч

т/г

Эмульси я,

в том числе:

нефть вода
75

25

133,93

44,64

1125000

375000

Эмульсия, в том числе: нефть вода 96,35

74,05

25,95

127,42

44,64

1070308

375000
Всего 100 172,06 1445308
Итого 100 178,57 1500000 Газ 3,65 6,51 54692
Итого 100,0 178,57 1500000

Поделитесь с Вашими друзьями:

coolnew.ru

Расчет материального баланса установки подготовки нефти — курсовая работа

Дата поступления: 16 Января 2013 в 19:20Автор работы: Пользователь скрыл имяТип: курсовая работа

Скачать целиком (541.34 Кб) Содержимое работы - 1 файл Скачать файл  Открыть файл 

Нуриев.docx

  —  564.83 Кб

Таблица 3.1.3

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (z’i), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

моли (z’i- N0гi)

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

x’i=( z’i- N0гi).100, %

Σ(z’i- N0гi)

Молярная 

концентрация  (y’i)

 

Моли 

CO2

0,95

0,0256

0,8952

0,0548

0,0843

N2

0,12

0,0034

0,1171

0,0029

0,0045

Ch5

28,15

0,7630

26,6576

1,4924

2,2938

С2Н6

5,00

0,1060

3,7037

1,2963

1,9924

С3Н8

5,51

0,0615

2,1484

3,3616

5,1668

изо-С4Н10

2,20

0,0146

0,5087

1,6913

2,5995

н-С4Н10

0,72

0,0036

0,1273

0,5927

0,9109

изо-С5Н12

1,30

0,0021

0,0725

1,2275

1,8866

н-С5Н12

0,79

0,0009

0,0325

0,7575

1,1642

С6Н14+

55,26

0,0193

0,6742

54,5858

83,8970

Итого

100,000

1,0000

34,94

65,0628

100

 

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.1.4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.1.4

Массовый  баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой

нефти

(zi), %

Массовый cостав 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

0,95

41,8

39,39

2,4125

94,23

N2

0,12

3,36

3,28

0,0813

97,58

Ch5

28,15

450,4

426,52

23,8786

94,70

С2Н6

5,00

150

111,11

38,8897

74,07

С3Н8

5,51

242,44

94,53

147,9122

38,99

изо-С4Н10

2,20

127,6

29,50

98,0977

23,12

н-С4Н10

0,72

41,76

7,38

34,3755

17,68

изо-С5Н12

1,30

93,6

5,22

88,3790

5,58

н-С5Н12

0,79

56,88

2,34

54,5369

4,12

С6Н14+

55,26

4752,36

57,98

4694,3752

1,22

Итого

100,000

5960,2

777,26

5182,94

13,04

 

Rсмг=0,1304

– массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:   

Mсрг=åMiг/ åN0гi

Mсрг = 777,26/ 34,94=

= 22,25

 

 

 

Плотность газа:

кг/м3,

 

Таблица 3.1.5

Характеристика  газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент

смеси

Молярная

концентрация N0гi/åN0гi

Молекулярная масса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/åN0гi].Mi.100 , %

Mсрг

Содержание тяжёлых углеводородов

[N0гi/åN0гi].Mi.rср.103, г/м3

Mсрг

CO2

0,0256

44

5,0669

~

N2

0,0034

28

0,4218

~

Ch5

0,7630

16

54,8685

~

С2Н6

0,1060

30

14,2934

~

С3Н8

0,0615

44

12,1602

787,98

изо-С4Н10

0,0146

58

3,7952

245,93

н-С4Н10

0,0036

58

0,9499

61,56

изо-С5Н12

0,0021

72

0,6716

43,52

н-С5Н12

0,0009

72

0,3014

19,53

С6Н14+

0,0193

86

7,4593

483,36

Итого

1

~

100

1641,89

 

В блоке сепарации от сырой нефти  отделяется только газ.

Исходя  из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности  нефти.

Сырая нефть имеет обводненность35 % масс.

Производительность общего потока Q сырого продукта составляет285,71т/ч.

Количество безводной нефти  в этом потоке составляет:

Qн = 0,65.Q = 0,65.285,71 = 185,71т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с  производительностью:

Qг = Rсмг.Qн

Qг= 0,1304. 185,71

= 24,22т/ч.

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

Qнсеп = Qн - Qг= 185,71– 24,22= 161,49т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Qн . 0,35= 161,49 + 285,71 *0,35= 261,49т/ч.

Правильность расчёта материального  баланса определится выполнением  условия:

åQдо сеп = åQпосле сеп;

åQдо сеп = Q = 285,71кг/ч;

åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 261,49+ 24,22= 285,71кг/ч.

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации  первой ступени сводим в таблицу  3.1.6

Таблица 3.1.6

Материальный  баланс сепарации первой ступени

Приход

Расход

 

% масс

т/ч

т/г

 

% масс

т/ч

т/г

Эмульсия,

в том числе:

 

нефть

вода

 

 

 

 

65 35

 

 

 

 

185,71

99,999

 

 

 

 

1559964

839992

Эмульсия,

в том числе:

 

нефть

вода

91,52

 

 

 

71,76

38,24

 

 

 

 

161,49

99,999

 

 

 

 

1356516

839992

Всего

100

261,49

2196516

Итого

100

285,71

2400000

Газ

8,48

24,22

203448

Итого

100,0

285,71

2400000

 

3.2. Блок отстоя

 

 

Отстой используется в случае высокообводнённой  эмульсии, а также в целях упрощения  последующих процессов подготовки нефти, улучшения их параметров и  технико-экономических показателей.

Процесс обезвоживания может протекать  без нагрева эмульсии, либо с незначительным её подогревом.

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

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 .161,49 / 261,49 = 61,76%.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 – 61,76= 38,24%.

На выходе из блока отстоя первичный 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 блока отстоя, т/ч;

Qвот = В – количество пластовой воды из блока отстоя, т/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Qсеп . Rнсеп = 0,95. Н + 0,001. В

Qсеп .Rвсеп = 0,05. Н + 0,999. В

 

Решая эту  систему, получаем:

 

 

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

Qнот =169,91

т/ч, в том числе:

- нефть – 0,95.Qнот= 0,95.169,91= 161,41т/ч;

- вода – 0,05.Qнот= 0,05.169,91= 8,5т/ч.

 

Qвот = 91,59т/ч, в том числе:

- вода  0,999.Qвот = 0,999.91,59= 91,5т/ч;

- нефть – 0,001.Qвот = 0,001.91,59= 0,09т/ч.

 

Правильность расчёта материального  баланса блока отстоя определяется выполнением условия:

åQсеп = åQiот

åQсеп= Qсеп= 261,49кг/ч;

åQiот= Qнот + Qвот

 

Qнот + Qвот = 169,91+ 91,59= 261,49кг/ч.

Условие выполняется.

Данные  по расчету блока отстоя заносим  в таблицу 3.2.1

 

 

Таблица 3.2.1

Материальный  баланс блока отстоя

Приход

Расход

 

% масс

т/ч

т/г

 

% масс

т/ч

т/г

Эмульсия,

в том

числе:

 

нефть

вода

 

 

 

 

61,76

38,24

 

 

 

 

161,49

99,999

 

 

 

 

1356516

839992

Некондиционная нефть, в том числе:

нефть

вода

64,97

 

 

 

95

5

 

 

 

 

161,41

8,5

 

 

 

 

1355844

71400

Всего

100

169,91

1427244

Пластовая

вода,

в том числе:

вода

нефть

35,03

 

 

99,9

0,1

 

 

 

91,5

0,09

 

 

 

768600

756

Всего

100

91,59

769356

Итого

100,0

261,49

2196516

Итого

100

261,49

2196516

Краткое описание

Добыча нефти и газа с технической точки зрения - это совокупность технологических процессов, осуществляемых на нефтегазодобывающих предприятиях для получения этих продуктов в определённом количестве и определённого качества.Важнейшие из этих процессов - эксплуатация скважин, сбор, подготовка и транспорт нефти и газа.

Содержание работы

ВВЕДЕНИЕ31 ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ51.1 Общие сведения о системы сбора и подготовки51.2 Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН)92 ОПИСАНИЕ УСТАНОВКИ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ112.1 Нагревательное оборудование используемое на установках промысловой подготовки скважинной продукции113 расчет МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА установки подготовки нефти (УПН)143.1 Материальный баланс первой ступени сепарации143.2Блок отстоя203.3Блок электродегидраторов223.4 Материальный баланс второй ступени сепарации243.5Общий материальный баланс установки30СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ31

turboreferat.ru