- •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
1.2.3. Молярная масса
Представляет собой массу усреднённого моля (кг/моль), определяемую экспериментально или расчётом по эмпирическим формулам.
С повышением температуры кипения нефтяных фракций молярная масса растёт. Эта закономерность лежит в основе формулы Б.П. Войнова:
М = 60 + 0,3tср.м + 0,001 t2ср.м. (1.4)
Более точные результаты даёт формула Б.П. Войнова – А.С. Эйгенсона, выведенная с учётом характеризующего фактора:
М = 7К – 21,5 + (0,76 – 0,04К)tср.м + (0,0003К – 0,00245)t2ср.м. (1.5)
Зависимость между молярной массой и относительной плотностью выражается формулой Крэга:
(1.6)
Молярная масса смеси нефтяных фракций рассчитывается по правилу аддитивности исходя из известного их состава и молярных масс:
М = Мixi/ или М = 1/(xi/Мi) (1.7)
где xi/ и xi – соответственно мольная и массовая доля нефтяных фракций.
1.2.4. Давление насыщенных паров (днп)
ДНП – это давление, развиваемое парами, находящимися над жидкостью в условиях равновесия при определённой температуре. Давление насыщенных паров индивидуальных химических веществ зависит только от температуры. Для нефти и нефтяных фракций оно зависит не только от температуры, но и от температуры их кипения и плотности. Для узких фракций нефти можно с известной степенью приближения считать рт = f(Т,Ткип).
1.2.5. Вязкость
Вязкость является одной из важнейших характеристик нефтей. Она определяет её подвижность в различных условиях. Различают динамическую (), кинематическую () и условную (ВУ) вязкости.
В нефтепереработке наиболее широко пользуются кинематической вязкостью, численно равной отношению динамической вязкости нефтепродукта к его плотности =/. Единицей измерения является см2/с (Стокс) или мм2/с (Сантистокс).
Как и другие характеристики, вязкость нефти и нефтяных фракций зависит от их химического состава и определяется силами межмолекулярного взаимодействия. Чем выше температура кипения нефтяной фракции, тем больше её вязкость. Наивысшей вязкостью обладают остатки от перегонки нефти и смолисто – асфальтеновые вещества. Среди классов углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую – нафтеновые, а ароматические углеводороды занимают промежуточное положение. Возрастание числа циклов в молекулах цикланов и аренов, а так же удлинение их боковых цепей приводит к повышению вязкости.
Вязкость сильно зависит от температуры, поэтому всегда указывается температура. В технических требованиях на нефтепродукты обычно нормируется вязкость при 50 и 100, реже 200С.
1.2.6. Теплота сгорания
Под теплотой сгорания (теплотворной способностью) понимается количество тепла, выделяющееся при полном сгорании единицы массы топлива (нефти) при нормальных условиях. Различают высшую (Qв) и низшую (Qн) теплоты сгорания. Qв отличается от Qн на величину теплоты полной конденсации водяных паров, образующихся из влаги топлива и при сгорании углеводородов.
Qн можно рассчитать по формуле Менделеева:
Qн = 339,1С + 1030Н – 108,9(О – S) – 16,75W (1.8)
где С, Н, О, S, W – содержание (в % масс.) в топливе углерода, водорода, кислорода, серы и влаги.