Цех подготовки и перекачки нефти

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 05 Марта 2013 в 15:34, курсовая работа

Описание

Цель проекта: Разработка технологической схемы установки предварительного сброса воды и ее основного аппарата.
Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический способ с использованием деэмульгатора , отделять нефть с содержанием воды до 1 %мас..

Содержание

Введение
1. Аналитический обзор теории и методов обезвоживания нефти
1.1. Образование эмульсий и их классификация
1.2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
1.2.1. Дисперсность
1.2.2. Вязкость
1.2.3. Плотность
1.2.4. Электрические свойства
1.2.5. Температура
1.3. Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение»
1.4. Теоретические основы обезвоживания нефти
1.4.1. Седиментация капель воды в нефти
1.4.2. Процессы укрупнения капель воды
1.5. Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий
1.6. Основные методы разрушения нефтяных эмульсий
1.7. Описание принципиальной технологической схемы подготовки скважинной нефти
2. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов
3. Расчет материального баланса дожимной насосной станции (ДНС) с установкой предварительного сброса воды (УПСВ)
3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
3.2. Материальный баланс второй ступени сепарации
3.3. Расчет материального баланса сброса воды
3.4. Общий материальный баланс установки
4. Описание и расчёт отстойника
Заключение
5. Список использованных источников

Скачать (264.80 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа состоит из  1 файл

курсовой.docx

— 281.86 Кб (Скачать документ)

 

Таблица 3.1.2 Определение  мольной доли отгона

Компонент смеси

19

20

19,21

CO2

0,006925223

0,006672043

0,006870474

N2

0,02565364

0,024492424

0,025400741

CH4

0,876203276

0,841225806

0,868618822

C2H6

0,040276123

0,039704871

0,0401548

C3H8

0,030087125

0,030207343

0,030112291

i-C4H10

0,007676569

0,007740093

0,007689823

n-C4H10

0,010613208

0,010714286

0,010634275

i-C5H12

0,001439902

0,00145679

0,001443416

n-C5H12

0,001428571

0,001445545

0,001432103

остаток

0,007497229

0,007589776

0,007516476

Ʃ

1,007800866

0,971248977

0,999873222


 

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 19,21 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей  сырой нефти.

 

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

0,17

0,006870474

0,131981808

0,038018192

0,047056623

N2

0,53

0,025400741

0,48794824

0,04205176

0,05204913

CH4

20,06

0,868618822

16,68616757

3,373832433

4,175926145

C2H6

1,86

0,0401548

0,771373716

1,088626284

1,347435906

C3H8

4,44

0,030112291

0,578457116

3,861542884

4,779584702

i-C4H10

2,29

0,007689823

0,147721492

2,142278508

2,651583031

n-C4H10

4,5

0,010634275

0,204284431

4,295715569

5,316977446

i-C5H12

2,36

0,001443416

0,027728026

2,332271974

2,886745476

n-C5H12

2,92

0,001432103

0,027510692

2,892489308

3,580148678

остаток

60,87

0,007516476

0,144391501

60,7256085

75,16249286

Ʃ

100

0,999873222

19,20756459

80,79243541

100


 

Таблица 3.1.4 Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (zi), %

Массовый состав 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

0,17

7,48

5,807199548

1,672800452

77,6363576

N2

0,53

14,84

13,66255072

1,17744928

92,06570566

CH4

20,06

320,96

266,9786811

53,98131893

83,18129395

C2H6

1,86

55,8

23,14121148

32,65878852

41,47170517

C3H8

4,44

195,36

25,45211312

169,9078869

13,02831343

i-C4H10

2,29

132,82

8,567846537

124,2521535

6,450720175

n-C4H10

4,5

261

11,84849702

249,151503

4,539654032

i-C5H12

2,36

169,92

1,996417881

167,9235821

1,174916361

n-C5H12

2,92

210,24

1,980769804

208,2592302

0,942146977

остаток

60,87

5234,82

12,41766911

5222,402331

0,237212915

Ʃ

100

6603,24

371,8529563

6231,387044

5,63137121


 

Rсмг=0,0563137 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса  газа:

Mсрг=å Miг/ åN0гi (3.3)

Mсрг = 371,85/ 19,2= 19,3597

Плотность газа:

 

 кг/м3. (3.4)

 

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, Mсрг

г/м³

CO2

0,006871345

44

1,561692451

~

N2

0,025403962

28

3,674181014

~

CH4

0,868728958

16

71,79684242

~

С2Н6

0,040159892

30

6,22321568

~

С3Н8

0,030116109

44

6,844671447

570,663027

изо-С4Н10

0,007690798

58

2,304095313

192,1000907

н-С4Н10

0,010635624

58

3,186339337

265,6557097

изо-С5Н12

0,001443599

72

0,536883692

44,76177934

н-С5Н12

0,001432284

72

0,532675556

44,41093306

С6Н14+

0,007517429

86

3,33940309

278,417144

Итого

1

~

100

1396,008684


 

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 60% масс. Количество безводной нефти  в этом потоке составляет

Qн = 47,619 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0563137. 47,619 = 2,682 т/ч.

Qнсеп = Qн - Qг = 47,619 – 2,682 = 44,937 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q Н2О = 44,937 + 71,429 = 116,366 т/ч.

Правильность расчёта  материального баланса определится  выполнением условия:

åQдо сеп = åQпосле сеп;

åQдо сеп = Q = 119,048 т/ч;

åQпосле сеп = Qсеп+ Qг;

Qсеп+ Qг = 116,366 + 2,682 = 119,048 т/ч.

Условие выполняется.

 

Таблица 3.1.6 Материальный баланс сепарации первой ступени

 

    1. Материальный баланс второй ступени сепарации.

 

Термодинамические параметры  работы рассматриваемого блока равны:

P=0,5 МПа, t= 100С

Таблица 3.2.1 Исходные данные

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти ( )

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

CO2

0,047

44

29,2

N2

0,052

28

97.6

CH4

4,176

16

41,6

С2Н6

1,347

30

5,96

С3Н8

4,78

44

1,26

изо-С4Н10

2,651

58

0,58

н-С4Н10

5,317

58

0,4

изо-С5Н12

2,887

72

0,1

н-С5Н12

3,58

72

0,08

С6Н14+

75,162

86

0,02

å

å 100

~

-


 

Таблица 3.2.2 Определение мольной доли отгона

Компонент смеси

3

2

2,95

CO2

0,007434453

0,008774936

0,007491675

N2

0,01302001

0,017309686

0,013183365

CH4

0,783235347

0,958728477

0,790470037

С2Н6

0,06988266

0,073036026

0,070033847

С3Н8

0,059761858

0,059916435

0,059769567

изо-С4Н10

0,015572007

0,015506051

0,015568696

н-С4Н10

0,021657841

0,021526316

0,021651227

изо-С5Н12

0,002967112

0,002939919

0,00296574

н-С5Н12

0,00294529

0,002917685

0,002943897

С6Н14+

0,015487946

0,015333129

0,015480131

å

0,991964524

1,17598866

0,999558183


 

Таблица 3.2.3 Мольный баланс процесса сепарации второй 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

0,047

0,007491675

0,022100442

0,024899558

0,025656078

N2

0,052

0,013183365

0,038890927

0,013109073

0,013507365

CH4

4,176

0,790470037

2,331886609

1,844113391

1,900142839

С2Н6

1,347

0,070033847

0,20659985

1,14040015

1,175048774

С3Н8

4,78

0,059769567

0,176320224

4,603679776

4,743552757

изо-С4Н10

2,651

0,015568696

0,045927654

2,605072346

2,684221908

н-С4Н10

5,317

0,021651227

0,063871119

5,253128881

5,412733986

изо-С5Н12

2,887

0,00296574

0,008748934

2,878251066

2,965700579

н-С5Н12

3,58

0,002943897

0,008684497

3,571315503

3,679822299

С6Н14+

75,163

0,015480131

0,045666385

75,11733361

77,39961342

å

100

0,999558182

2,94869664

97,05130336

100


Таблица 3.2.4 Массовый баланс сепарации второй ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти (zi), %

Массовый состав 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

0,047

2,068

0,972419455

1,095580545

47,02221737

N2

0,052

1,456

1,088945944

0,367054056

74,7902434

CH4

4,176

66,816

37,31018574

29,50581426

55,84019657

С2Н6

1,347

40,41

6,197995499

34,2120045

15,33777654

С3Н8

4,78

210,32

7,758089851

202,5619101

3,688707613

изо-С4Н10

2,651

153,758

2,66380391

151,0941961

1,732465244

н-С4Н10

5,317

308,386

3,704524891

304,6814751

1,201262343

изо-С5Н12

2,887

207,864

0,629923263

207,2340767

0,303045868

н-С5Н12

3,58

257,76

0,625283802

257,1347162

0,242583722

С6Н14+

75,163

6464,018

3,927309127

6460,090691

0,06075647

å

100

7712,856

64,87848148

7647,977519

0,84117325


 

Rсмг=0,0084119– массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса  газа:

Mсрг=å Miг/ åN0гi

Mсрг = 64,8784148 / 2,94869664 = 22,002625

 

Плотность газа:

 кг/м3.

 

 

Таблица 3.2.5 Характеристика газа выделившегося 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, Mсрг

г/м³

CO2

0,007494944

44

1,498810015

~

N2

0,013189117

28

1,678414677

~

CH4

0,790814951

16

57,50695314

~

С2Н6

0,070064406

30

9,553097354

~

С3Н8

0,059795647

44

11,95770272

566,526782

изо-С4Н10

0,015581365

58

4,107324268

194,5950033

н-С4Н10

0,021660674

58

5,709860057

270,5192393

изо-С5Н12

0,002967034

72

0,970913621

45,99951866

н-С5Н12

0,002945182

72

0,963762726

45,6607267

С6Н14+

0,015486679

86

6,053161427

286,7840207

å

1

~

100

1410,085291


 

Составим материальный баланс блока без сбора воды:

Qг = Rсмг .Qн

Qг = 0,0084. 44,9375= 0,378 т/ч.

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

Qнсеп = Qн - Qг = 44,9375– 0,378 = 44,5595 т/ч,

Qсеп = Qнсеп+ Q Н2О = 44,5595 + 71,4286 = 115,9881 т/ч.

 

 

Таблица 3.2.6 Материальный баланс второй ступени сепарации

 

    1. Расчет материального баланса сброса воды

 

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

 

Rнсеп= 100 . (Qнсеп/ Qсеп)

Rнсеп = 100 (44,9375/ 116,366) = 38,6174 %.

Rвсеп = 100 - Rнсеп= 100 – 38,6174 = 61,3826 %.

 

На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется  на два, в частности:

- обезвоженная нефть:  вода – 0,5%; нефть – 99,5%;

Информация о работе Цех подготовки и перекачки нефти