- •Аннотация
- •Введение
- •1. Литературный обзор
- •1.1. Общие сведения о нефти
- •1.2. Основные физические свойства нефтей
- •1.2.1. Плотность
- •1.2.2. Средняя температура кипения нефтяных фракции
- •1.2.3. Молярная масса
- •1.2.4. Давление насыщенных паров (днп)
- •1.2.5. Вязкость
- •1.2.6. Теплота сгорания
- •1.2.7. Оптические свойства
- •1.3. Классификация нефтей
- •1.3.1. Химическая классификация
- •1.3.2. Технологическая классификация
- •1.4. Необходимость подготовки нефти
- •1.5.Стабилизация нефти
- •1.6. Обессоливание и обезвоживание нефтей
- •1.6.1. Общие сведения о водонефтяных эмульсиях
- •1.6.2. Устойчивость эмульсий. Эмульгаторы и стабилизаторы эмульсий
- •1.6.3.Способы деэмульгирования
- •1.6.3.1. Центрифугирование
- •1.6.3.2. Фильтрация
- •1.6.3.3. Химический метод разрушения эмульсий
- •1.6.3.4. Холодный отстой (гравитационное разделение)
- •1.6.3.5.Термохимическое деэмульгирование
- •1.6.3.6. Электрическое деэмульгирование нефтяных эмульсий
- •2. Технологическая часть
- •2.1. Выбор и обоснование технологической схемы производства
- •2.2. Характеристика сырья и готовой продукции
- •2.2.1. Физико-химические свойства пластовой воды
- •2.2.2. Характеристика попутного нефтяного газа
- •2.2.3. Характеристика продукции упн
- •2.2.4. Физико-химические свойства реагентов
- •2.3 Технологическая схема производства
- •Исходные данные для расчета
- •2.4. Материальный баланс производства
- •2.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
- •Исходные данные для расчета
- •Определение мольной доли отгона n
- •Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
- •Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
- •Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
- •Материальный баланс сепарации первой ступени
- •2.4.2. Блок отстоя
- •Материальный баланс блока отстоя
- •2.4.3. Блок электродегидраторов
- •Материальный баланс блока электродегидраторов
- •2.4.4. Сепаратор ксу
- •Исходные данные для расчёта (см.Табл.2.8)
- •Определение числа молей выделившегося газа n
- •Мольный баланс процесса сепарации на ксу
- •Массовый баланс сепаратора ксу
- •Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе ксу
- •Материальный баланс сепарации ксу
- •2.4.5. Общий материальный баланс установки подготовки нефти
- •Материальный баланс установки
- •2.5. Расчет основного оборудования
- •2.5.2. Блок отстоя
- •Состав эмульсии блока отстоя
- •Массовая доля и плотность компонентов нефти
- •3. Механическая часть
- •3.1 Исходные данные для конструктивного расчета аппарата
- •3.1.1 Выбор материала
- •3.1.2 Расчет толщины стенки цилиндрической обечайки
- •3.1.3. Допускаемое напряжение
- •3.1.4. Толщина стенки днищ (крышек)
- •3.2. Проверка напряжений в стенке обечайки и днищах аппарата при проведении гидравлических испытаний
- •3.2 Расчет опор горизонтального аппарата
- •3.3. Эксплуатация
- •3.3.1 Назначение, применение, технические характеристики и классификация отстойника горизонтального
- •3.3.2 Устройство и принцип действия
- •3.3.3. Порядок пуска и остановка отстойника горизонтального
- •3.4. Ремонт и монтаж оборудования
- •3.4.1. Организация технического обслуживания горизонтального отстойника
- •3.4.2 Характерные неисправности и способы их устранения
- •3.4.3. Порядок сдачи оборудования в ремонт
- •3.4.4. Порядок проведения ремонта
- •3.4.5. Монтаж оборудования после ремонта
- •3.4.6. Гидравлические испытания после ремонта
- •3.5. Специальная часть
- •3.5.1. Расчет фланцевых соединений
- •3.5.2. Расчет болтов
- •4. Экономическая часть
- •4.1. Расчёт капитальных вложений и стоимости основных и оборотных средств
- •4.2 Экономическая оценка проекта.
- •5. Кип и автоматизация производства
- •5.1. Структура и контроль управления
- •5.2. Степень автоматизации
- •5.3. Объекты автоматизации
- •5.4. Описание функциональной схемы блока отстойников
- •6. Безопасность и экологичность проекта
- •6.1. Обеспечение безопасности работающих
- •6.1.1. Характеристика условий труда
- •6.1.2. Средства индивидуальной защиты и компенсация производственных вредностей
- •6.1.3. Электробезопасность, молниезащита и защита от статического электричества
- •6.2. Оценка экологичности проекта
- •6.2.1. Защита атмосферы
- •6.2.2. Защита гидросферы
- •6.2.3. Защита литосферы
- •6.3. Чрезвычайные ситуации
- •6.3.1 Аварийные ситуации на установке и мероприятия по ликвидации аварии
- •6.3.1.2 Отключение электроэнергии
- •6.3.1.7 При пожаре
- •Заключение
- •Список использованных источников
Исходные данные для расчета
Годовая мощность установки по обводненной нефти 4 млн. т/год.
Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч).
Обводненность сырой нефти 65% масс.
Содержание воды в товарной нефти 0,2% масс. (I категория).
Химический состав нефти приведен в табл. 2.7.
Таблица 2.7
Химический состав нефти
Компонент |
N2 |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
i-C4H10 |
н-C4H10 |
i-C5H12 |
н-С5H12 |
C6H14 |
Итого |
% мол. |
2,60 |
23,03 |
8,27 |
8,67 |
2,52 |
9,9 |
1,08 |
2,15 |
41,78 |
100 |
2.4. Материальный баланс производства
2.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:
Р = 0,6 МПа; t = 250С.
Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,08 – 0,6 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:
, (2.1)
где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, на
ходящейся 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 = 0,6 МПа и температуре t = 250С).
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:
, (2.2)
где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона.
Поскольку , то по уравнению (2.2) получим:
(2.3)
Уравнение (2.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.
При расходе нефтяной эмульсии - 4 млн. тонн/год часовая производительность установки составит:
кг/ч.
Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации [7, стр. 183] приведены в табл. 2.8.
Таблица 2.8
Исходные данные для расчета
№ п/п |
Компонент смеси |
Мольная доля компонента в нефти ( ) |
Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль |
Кi |
1 |
N2 |
0,026 |
28 |
127,2 |
2 |
CH4 |
0,2303 |
16 |
32,93 |
3 |
С2Н6 |
0,0827 |
30 |
5,85 |
4 |
С3Н8 |
0,0867 |
44 |
1,68 |
5 |
изо-С4Н10 |
0,0252 |
58 |
0,64 |
6 |
н-С4Н10 |
0,099 |
58 |
0,48 |
7 |
изо-С5Н12 |
0,0108 |
72 |
0,184 |
8 |
н-С5Н12 |
0,0215 |
72 |
0,15 |
9 |
С6Н14+ |
0,4178 |
86 |
0,0462 |
|
|
= 1 |
|
|
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
(2.4)
Подбор величины приводится в табл. 2.9.
Таблица 2.9